Бібліотека Дамірджана - Геологія нафти та газу №089

Інтерактивна кореляція геологічних розрізів за даними ГІС

Побудова кореляційних схем – одне з типових геологічних завдань, пов'язаних із вивченням геологічного розрізу, літологічного складу та колекторських властивостей порід при пошуку родовищ нафти та газу. Вихідними для таких схем є каротажні записи ГІС. Традиційний підхід до вирішення завдання складання кореляційних схем передбачає виділення корелюваних пластів за зовнішньою подібністю записів фізичних параметрів порід, що фіксуються на каротажних діаграмах. Цей підхід грунтується на використанні статистичних методів розпізнавання зразків, т. е. ідентифікації пластів за сукупністю виміряних параметрів каротажу, та її успішність багато чому визначається тим, наскільки контрастним стосовно друг до друга є описи (образи) пластів. При відносно малій кількості параметрів, що реєструються в стандартному варіанті каротажу, ступінь розмаїття описів пластів, як правило, буде недостатнім для впевненої їх кореляції, особливо в умовах відносно однорідного по глибині розрізу. Статистичні методи розпізнавання, що будуються на досить формальній основі, не дозволяють ідентифікувати пласти як однорідні, що утворилися в один тимчасовий період, але згодом зазнали різних змін [2].

Велику надійність виділення однорідних за часом утворення пластів, отже, і побудови достовірнішої кореляційної схеми, може забезпечити облік “генетичного” ознаки.

Такий підхід до вирішення розглянутої задачі заснований на кількісній оцінці одержуваних за даними ГІС геофізичних параметрів з урахуванням їхньої еволюції в процесі накопичення опадів. Він використаний у наведеній далі технологічній схемі машинної кореляції розрізів.

Розглянута технологія узагальненому вигляді передбачає виконання наступних етапів: 1) виділення у розрізі свердловин за даними ГІС основних реперів, представлених деяким літологічним типом порід. Оптимальним як репер є вибір глинистих порід, оскільки накладені епігенетичні зміни в них мінімальні [3]; 2) побудова за групою свердловин функціональної чи регресійної залежності геофізичного параметра, питомого електричного опору від глибини залягання; 3) аналіз відповідності розподілу геофізичного параметра встановленої залежності у системі координат “параметр – глибина”; 4) власне кореляція інтервалів в окремих свердловинах за наслідками аналізу.

Зауважимо, що низка процедур аналізу даних ГІС має принципово неформальний характер. Це зумовлено різноманіттям, недостатньою вивченістю умов утворення об'єктів осадових товщ, що досліджуються тут, відсутністю переконливої математичної моделі осадоутворення, неповнотою і слабкою інформативністю вихідних даних і т. д., що не дозволяє гарантувати отримання рішення в автоматичному режимі [1].

Як технічна база – розробки використано обчислювальний комплекс АРМ-M на базі міні-ЕОМ СМ-4, що включає, крім власне ЕОМ та її зовнішніх пристроїв, кодуючий планшет для введення графічної інформації в ЕОМ, графобудівник та графічний дисплей векторного типу “Графіт”. Останній є основним засобом реалізації оперативного графічного діалогу, причому, крім відображення графічної інформації на екран, дозволяє виконати її коригування та додавання за допомогою світлового пера та місцевого кодуючого планшета.

Розроблений програмний комплекс автоматизованої кореляції розрізів за даними ГІС включаєнаступні структурні одиниці (рис. 1): 1) блоки кодування та введення в ЕОМ каротажних діаграм, їх коригування та зберігання; 2) пакет функціональних програм, які здійснюють безпосередньо вирішення задачі кореляції згідно з раніше розглянутою схемою; 3) програми графічного оформлення даних та результатів обробки при їх виведенні на екран дисплея та графобудівник; 4) керуючу програму-монітор, що забезпечує взаємодію всіх блоків та безпосередній діалог геолога з ЕОМ.

Блок кодування здійснює перетворення записів каротажних діаграм у цифрову форму, що виконується в напівавтоматичному режимі за допомогою планшета, що кодує.

У системі використовуються файлова організація інформаційних масивів. Дані по кожній свердловині утворюють окремий файл або групу файлів, залежно від числа та довжини інтервалів, на які розбивається каротажна діаграма, а також кількості параметрів каротажу, що фіксуються. Вони включають паспорт свердловини та власне інформаційний масиви, де представлені числові значення параметрів та глибинних позначок – точок їх виміру. У паспорті свердловини, крім її позначення, адміністративної та географічної прив'язки, вказується характеристика умов проведення каротажу (фіксовані параметри, масштаби запису, одиниці виміру тощо) та дані про системні особливості організації масивів (спосіб упаковки).

Програми, що належать до даного блоку, дозволяють виконати коригування показників паспорта та масивів даних, що представляють переведені в цифрову форму записи. Коригування останніх проводиться на екрані дисплея, куди дані виводяться в графічному вигляді в заданому масштабі, і передбачає такі операції, як усунення тренду, виправлення випадкових викидів та ін.потреби виправлені записи можуть бути об'єднані в потрібному порядку або розбиті на задані інтервали.

Блок функціональних програм забезпечує попередню обробку каротажних діаграм, статистичний аналіз параметрів виділених інтервалів та побудову залежності значень даного параметра від глибини та власне кореляцію. Попередня обробка включає фільтрацію вихідних даних одним з варіантів ковзного вікна: просте вікно постійного або змінного розміру з урахуванням допустимих перепадів амплітуд або градієнтів, граничних розмірів аномальних ділянок та медіаною фільтрацією. Вибір варіанта фільтрації проводиться в режимі діалогу та на підставі оцінки результатів її виконання, представлених для заданого інтервалу на екрані графічного дисплея (рис. 2).

Фільтрування виконується за методом ковзного вікна. Передатна функція фільтра, що діє в межах вікна, задається шляхом вказівки з клавіатури дисплея параметрів фільтрації: розміру вікна, кроку його переміщення та допустимої крутизни фронтів запису, що фільтрується . На дисплей може бути виведена вихідна діаграма або задану ділянку та результати фільтрації (до трьох варіантів одночасно).

При виведенні на екран діаграми можуть бути накладені один на одного або зсунуті на задану відстань, що регулюється через клавіатуру дисплея, як показано на рис. 2 на прикладі фільтрації ПС-каротажу,

Які пройшли попередню обробку діаграми застосовуються для відбору реперних інтервалів, представлених, як зазначалося раніше, глинистими породами. Виділення їх у теригенному розрізі здійснюється в результаті інтерпретації даних стандартного комплексу каротажу (ПС, ГК, КС, KB) за методом рівнених ліній, заснованому на відмінності діапазонів параметрів длялітологічних різновидів порід Глини виділяються за наявності позитивних аномалій на кривій ПС (при прісному буровому розчині), відносному підвищенню природної гамма-активності, мінімальним показанням на кривій опорів (причому і потенціал і градієнт-зонди дають близькі показання) і по збільшенню діаметра свердловин в результаті розмиву глин буровим розчином, що має підтверджуватись даними кавернометрії. Межі глинистих пластів можуть бути визначені, наприклад, за допомогою амплітудного детектування з подальшим коригуванням, якщо це необхідно за зображенням діаграми на екрані дисплея (рис. 3). Підбір рівня детектування також може бути виконаний за допомогою дисплея шляхом прямого вказівки положення рівневої лінії на екрані дисплея або завдання цифрового значення порога, що вивчається через клавіатуру.

Вибрані по групі свердловин інтервали використовуються для побудови розподілів значень досліджуваного геофізичного параметра за глибиною та визначення поліномінального регресійного рівняння, що зв'язує. Це обчислення проводиться за допомогою пакета програм статистичного аналізу. Пакет дозволяє уточнити ступінь полінома, що задає регресійне рівняння, та оцінити величину відхилень обчислених та спостережених значень.

У режимі діалогу вся вищезгадана інформація може бути виведена на екран і реалізована для коригування отриманих залежностей, наприклад, з метою зменшення допусків на відхилення розрахункових значень параметра, що аналізується.

Встановлена залежність “параметр – глибина”, як зазначалося, використовується наступному етапі для кореляції відкладень. Цей спосіб кореляції ґрунтується на наступному. З експериментальних даних про напружений стан гірських порід випливає, що, по-перше,первинне їх ущільнення та подальше розущільнення відбуваються за різними законами і, по-друге, при різних ефективних напругах, а також при одному і тому ж складі, але залежно від характеру ущільнення (первинне воно або вторинне) породи однакового літологічного типу повинні мати різний коефіцієнт пористості.

Якщо прийняти, що максимальна палеоглибина занурення порід на одній структурі не змінюється, то геофізичні та петрофізичні параметри пласта гірських порід однакового літологічного складу у різних свердловинах повинні лежати на лінії оборотних деформацій. Ця лінія описується регресійним рівнянням, яке обчислюється зазначеним вище способом для глинистого пласта, прийнятого за репер і досить впевнено простежується у групі свердловин.

Для конкретного розв'язання задачі кореляції на діаграму залежності геофізичного параметра пластів в одній свердловині від глибини залягання завдають значення геофізичного параметра пластів в інших свердловинах. Про правильність проведеної кореляції свідчить розташування значень геофізичного параметра на лініях, паралельних лініях оборотних деформацій породи.

Запропонований спосіб контролю кореляції було випробувано на кількох родовищах різних районів СРСР. На рис. 4 показаний приклад кореляції мегіонської почту нижньої крейди на Східно-Тарасівському родовищі. Відсутність чітких реперів у розрізах свердловин і неоднозначне визначення кордонів фізичних горизонтів ускладнило складання кореляційної схеми. Однак, коли параметри пластів глин (наприклад, r k ) були нанесені на графік, виявилася закономірність розташування хмари точок . У правильно скорельованих пластів точки розмістилися на паралельних прямих.

Для наочності схема кореляції, вираженаграфіком залежності r k = f(H ) по глинистих породах, показана в "розтягнутому" горизонтальному масштабі.

Звичайне зображення кореляційної схеми наведено на рис. При кореляції виділялися глинисті породи потужністю понад 1,5 м і як репер вибрано потужну глинисту товщу, що залягає в покрівлі продуктивного горизонту (пласт БП 14 )

Запропонована методика кореляції геологічного розрізу передбачає правильне і своєчасне еталонування застосовуваних геофізичних приладів, що не завжди дотримується на практиці. ). У даному варіанті лінії, що з'єднують параметри добре корелюваних пластів, можуть бути названі лініями оборотних деформацій. Кут їх нахилу відповідає куту нахилу лінії оборотних деформацій і змінюється залежно від зіставлення різних пар свердловин. Цим прийомом можна скористатися і з оцінки якості проведення геофізичних досліджень свердловинах , якщо кут нахилу відповідає куту нахилу лінії оборотних деформацій, то прилади, якими проводили дослідження, еталоновані неправильно [3].

Як приклад, який контролює правильність кореляції, можна використовувати будь-який геофізичний (або петрофізичний) параметр, що відображає зміну пористості порід з глибиною.

Розроблена методика та технологія аналізу даних ГІС можуть бути застосовані і для вирішення інших важливих для геології завдань, зокрема, для визначення максимальної палеоглибини занурення гірських порід та вивчення закономірностей зміни петрофізичних характеристик гірських порід за розрізом та площею

1. Інгерман В. р. Автоматизована інтерпретація результатів геофізичних досліджень свердловин - М . Надра, 1981.
Омелін Ст. М. , Севастьянова Н . А. , Смирнов У . л. Геомод - система моделювання геологічної будови територій у зв'язку із завданнями прогнозу нафтогазоносності // У кн. Діалогові системи та обробка графічної інформації-Л. - 1982-С. 109-122.
Хіміч Ст. Ф., Славін Ст. І. , Філіппов Ст . П. Підвищення ефективності методів вивчення геологічного розрізу / / Нафтове господарство. - 1986. - № 9 . - З 46-60.

Мал. 1. Архітектура програмного забезпечення автоматизованого комплексу інтерпретації ГІС

Мал. 2. Подання результатів фільтрації даних ПС-каротажу на дисплеї:

а – вихідна діаграма, б, в – результати фільтрації при заданих значеннях розміру вікна L (м), кроку S (м) та крутості фронту V (мВ/м)

Мал. 3. Виділення глинистих пластів методом рівневих ліній:

а – вихідна крива, б – лінія заданого рівня, в – літологічні типи порід: 0 – глинисті, 1 – пісковики

Мал. 4. Кореляційна схема мегіонської почту Східно-Тарасовського родовища по вкв 81, 270, 77, виражена у графіку залежності r K =f(H)

Значення: 1 - r до глинистих порід, Ом м; 2 – r до глинистої товщі у покрівлі продуктивного горизонту БП 14 (репер).

Мал. 5. Фрагмент геологічного розрізу площею Східно-Тарасовського родовища (мегіонська оточення)