Автоматизированная интерпретация данных геофизических исследований

Далее, тот же промежуточный вариант под заголовком «Начальная интерпретация» может быть выдан на экран ПЭВМ или на печать в несколько ином виде: порядковые номера точек дискретизирован­ ного описания разреза скважины заменяются четырехпозиционными литолого-стратиграфическими кодами и интерпретатор может выбрать интервалы распространения реперов, которые могут быть использо­ ваны для определения коэффициентов пористости по какому-либо геофизическому методу.

По литолого-стратиграфическому коду, отвечающему выбран­ ному реперу, можно установить его литологический состав (например, плотные известняки и доломиты) и месторасположение (стратиграфи­ ческий индекс) в разрезе скважины (например, турнейский ярус).

Итак, после выделения с помощью «мыши» 1-го опорного пла­ ста определяют его минимальное, максимальное или среднее значе­ ние и записывают в базу данных системы под своим именем. Этот пласт можно просмотреть, переименовать или удалить. Аналогично определяют и 2-й опорный пласт. Двух опорных пластов для опреде­ ления разностного параметра А/у „л, а далее и К п какого-либо продук­ тивного пласта вполне достаточно. В случае определения К п по НГК необходимо выделить еще два опорных пласта на диаграмме НГК. При этом учитываются аппаратурные коэффициенты для поправки на глинистость и переходные коэффициенты для ГК и НГК для при­ ведения их показаний к одним единицам (имп/мин). Затем присту­ пают к выделению продуктивных пластов, присваивая им соответст­ вующие имена, значения геофизических параметров и записывая их в базу данных.

Определение коэффициента пористости (Кп) осуществляется, как было отмечено выше, по готовым зависимостям вида К п = /( Д /у) и Кп = /(Д /пу), построенным для конкретного месторождения по дан­ ным керна и хранящимся в справочнике зависимостей.

В терригенных отложениях нижнекаменноугольного и девон­ ского возрастов значения Кп продуктивных пластов определяются по показаниям естественной радиоактивности горных пород /у на диа­

Каждая строка в файле (соответствующая одной зависимости) должна оканчиваться символом «:» и иметь какой-либо комментарий (например, принадлежность месторождению, залежи и т.п.). Все за­

и символа «=». Далее следует сумма выражений, каждое из которых является произведением следующих возможных компонент:

-коэффициента в виде целого или числа с точкой;

-условного обозначения аргумента - DIG для - А/у, DING для Д 1Щ\

-натурального логарифма аргумента - In (DIG), In (DING);

-десятичного логарифма аргумента - lg (DIG), lg (DING);

-степень аргумента в виде pow (DIG,и), pow (DING,п), где п -

степень аргумента, который может быть любым, в том числе дробным и отрицательным числом.

Совершенно не обязательно, чтобы все возможные компонен­ ты входили в формулу. Так, например, зависимость К„= f ( A I y) для девонских терригенных отложений месторождений Куединского ва­ ла в файле depend.txt имеет следующий вид: Кп = -90.2pow (DIG,3) + + ll5,8pow (DIG,2 ) - 56.3DIG + 21.5, Девон. Куед. вал, что соответ­ ствует формуле Ка- -90,2Д/у3+ 115,8Д/У2 - 56,ЗД1У+ 21,5.

Для карбонатных отложений каменноугольной системы (КВ1, ВЗВ4, Бш, Т) значения К„ пластов-коллекторов определяются по

где /,1у ш, - показания НГ'К против исследуемого пласта; 1Щmin и /„у щах - значения НТК в опорных пластах на диаграмме НТК; /у min и Iy тахзначения гамма-излучения в опорных пластах по ГК; к - аппаратурный коэффициент. Следует отметить, что значение 1ЩIU1 при практических расчетах приравнивается 1Уп,ш-

Аналогично значениям /у /у inin и /у гшх (см. выше) значения /)|у „л,

//ty min и /)1у та* можно задать по их максимальному, минимальному или среднему значению на диаграмме НГК.

Для того чтобы можно было пользоваться формулой, необхо­ димо все показания ГК в мкР/ч и НГК в условных единицах (уел. ед.) привести к одним единицам измерения - имп/мин. Аппаратурные и переходные коэффициенты задаются пользователем с клавиатуры ПЭВМ перед расчетом Кп, а зависимости выбираются из справоч­

ника (см. рис. 41).

Описанные процедуры позволяют выделить на экране монито­ ра по кривым ГИС пласты-коллекторы и определить для каждого из них значения /у, /,|у, Д/г, А/,,у, К„ и записать их базу данных комплекса

KVNGIS (рис. 42).

Для построения петрофизических зависимостей, относящихся к конкретным месторождениям, выбираются скважины, интервалы оцифровки кривых ГИС, и после этого на экране монитора отобража­ ются диаграммы ГИС и интервалы отбора образцов керна. До построе­ ния зависимостей нужно «привязать» (путем указания «точных» глу­ бин отбора) образцы керна к кривым ГИС. Привязка осуществляется

его на нужную глубину. При этом автоматически будет изменена за­ пись о глубине отбора керна, если она уже имелась в базе данных. В базе данных комплекса хранятся как исходные сведения об интерва­ лах отбора образцов, так и уточненные привязки образцов. В даль­ нейшем могут быть использованы как исходные, так и модифициро­ ванные данные о глубинах отбора образцов керна.

Основой для построения зависимостей являются совокупности пар точек К„ (по керну) - Д/у (по ГК) или К„ (по керну) - Д/„г (по НГК). При этом в совокупности пар точек, могут входить и не все имеющиеся образцы керна. Некоторые образцы по указанию поль­ зователя могут быть исключены из рассмотрения при построении зависимостей. Для каждого образца, участвующего в построении зависимости, необходимо выделить по кривой ГК или НГК пласт, по которому будет определяться параметр Л/у или Д/„у. В качестве значений /г и /,,т по пласту (для определения Д/у или Д/„г) могут быть выбраны минимальное, максимальное или среднее значения. Кроме того, предварительно для данной скважины должны быть определе­ ны опорные пласты по ГК или НГК (с помощью входящей в систему KVNGIS программы определения геофизических параметров). По по­ лученным таким образом совокупностям пар точек средствами регрес­ сионного анализа строится зависимость Кп - f (Д/у) или К„ = / (Д/„у). Аппроксимирующая функция выбирается из класса полиномов за­ данной степени, а критерием выбора функции является метод наи­ меньших квадратов. Аналитическое выражение полученной зависи­ мости сохраняется в справочнике зависимостей и в дальнейшем может быть использовано для определения К„ по скважинам, не имеющим керна. В ходе процедуры привязки керна и построения зависимости на экран можно вызвать информацию об интересующем образце (значение Кп, стратиграфия, словесное описание).

Межскважинная корреляция разрезов скважин и построе­

ние корреляционных схем. Автоматизированная корреляция разре­ зов скважин опирается в основном на сопоставление толщ горных пород, характеризующихся одинаковым литологическим составом и физическими свойствами. Сопоставление разрезов скважин только по керновым данным невозможно ввиду небольшого отбора образцов горных пород. Поэтому при корреляции разрезов основную информа­ цию о составе и свойствах пород и условиях их залегания дают каро­ тажные материалы. Установлено, что некоторые слои и толщи горных пород в сопоставляемых разрезах отмечаются очень похожими уча­

стками на кривых ГИС. Сходство каротажных диаграмм по их кон­ фигурации в сопоставляемых интервалах является признаком тож­ дества пласта, прослеживаемого в разрезах ряда скважин. Особен­ но сильное сходство наблюдается в мощных опорных пластах, резко отличающихся от вмещающих пород по физическим пара­ метрам и распространенных по всей изучаемой площади. Такими реперами могут быть, например, карбонатная толща плотных до­ ломитов и доломитизированных известняков сакмарского яруса, глинистые пачки верея, непроницаемые известняки саргаевского и кыновского горизонтов. После отождествления опорных пластов по конфигурации кривых ГИС проводят детальную корреляцию всех слоев, вскрытых при бурении скважины. В настоящее время электрокаротаж, радиокаротаж и кавернометрия являются основ­ ными методами ГИС, использующимися при корреляции разрезов скважин [17, 22, 29, 33].

Как было отмечено выше, корреляция разрезов скважин - это фактически литологическая корреляция, в основе которой лежит предположение о слоистом строении осадочной толщи горных по­ род. Однако далеко не всегда имеется в наличии такой комплекс ГИС, который вполне достаточен для диагностики литологического состава горных пород по всему стволу скважины. Так, например, при вертикальном масштабе записи 1:500 в основном мы имеем диаграм­ мы стандартного электрокаротажа M2.0A0.5B (ГЗЗ), реже радиоактивно­ го (ГК, НГК) и иногда акустического (АК) каротажа. Кривые ГЗЗ, оцифрованные с шагом дискретизации 0,5 или 1 м, используются для выделения крупных стратиграфических подразделений в разрезе скважины, а кривые ГК, НГК и А К - для уточнения выделяемых по ГЗЗ стратиграфических границ, а при необходимости и для грубо­ го литологического расчленения. В качестве примера рассмотрим последовательность операций стратификации по кривой ГЗЗ разреза скважины, уже стратифицированной ранее геологами по ископаемым остаткам фауны и флоры. Обычно такими скважинами являются раз­ ведочные (эталонные) скважины с полным комплексом промыслово­

геологических исследований. На практике стратиграфическая корре­ ляция по фаунистическим остаткам не проводитсяони успешно «заменяются» диаграммами ГИС. Для выявления главных особенно­ стей разреза прибегают к преобразованию исходных диаграмм ГИС в ступенчатую форму: весь разрез исследуемой скважины разбивают на неравные интервалы, каждый из которых представляет участок ка­ ротажной кривой (например, ГЗЗ), включающий в себя точки на каро­ тажной диаграмме с близкими друг к другу показаниями того или иного геофизического метода (см. рис. 33). Такой прием сущест­ венно облегчает учет интегративных особенностей ситуации челове- ком-интерпретатором, а реализация системного подхода в этом слу­ чае находит свое выражение в задании той или иной степени деталь­ ности (степени огрубления кривых ГИС) при стратиграфическом расчленении разреза. Каждому выделенному интервалу присваивает­ ся минимальное, среднее или максимальное значение параметра ГИС (например, рк) и фиксированные значения его границ по глубине h.

На экране ПЭВМ после этой операции высвечиваются исходные и ин­ тегральные кривые ГЗЗ. Оставляют на экране только интегральную кривую и присваивают стратиграфические индексы интервалам, вы­ деленным в разрезе скважины, согласно имеющимся в системе KVNGIS стратиграфическому каталогу и данным стратификации разреза скважины, выполненной геологами. Затем представляют кривые ГЗЗ в сопоставляемых скважинах в интегральной (ступенча­ той) форме и, ориентируясь на эталонную скважину (стратифициро­ ванную заранее), путем визуального сопоставления интегральной кривой ГЗЗ скважины-эталона поочередно с интегральными кривыми ГЗЗ скважин, участвующих в процессе корреляции, присваивают стратиграфические индексы интервалам интерпретируемых скважин. Каждая пара ступенчатых кривых ГЗЗ эталонной и коррелируемой скважины выводится на экране монитора в своем поле (рис. 43), и имеется возможность сдвигать кривые сопоставляемых скважин вверх-вниз относительно друг друга.

Рис. 43. Интегральные кривые ГИС

После окончания стратиграфического сопоставления разрезов скважин составляется список скважин в порядке их расположения на исследуемом профиле. По каждой скважине выдаются сообщения относительно альтитуды и/или альтитуды плюс поправка за кривиз­ ну для соответствующих выделенных нами стратиграфических толщ горных пород. Линию профиля можно выбрать, выведя на экран дис­ плея карту-схему (рис. 44) расположения устьев скважин того или иного месторождения. После выбора профиля на карте-схеме можно получить изображение геологического профиля (см. рис. 34 и рис. 45).