Вихідні дані для побудови цифрової геологічної моделі
Наголошуються на особливості умов спостережень та їх облік при обробці даних («зшивання» сейсмічних кубів, вплив багаторічномерзлих порід).
Дається коротка оцінка результатів робіт з позицій можливостей вирішення геологічних завдань (виділення та картування порушень, простеження горизонтів, облік газових шапок, аналіз амплітуд).
Наводиться схема кратності сейсмічних спостережень.
Наводяться відомості про якість та кількість вихідного геолого-геофізичного матеріалу, на основі якого виконувалася інтерпретація (кількість свердловин, у тому числі з АК та ГГК, ВСП, СБК, погонних кілометрів профілів сейсморозвідки 2D, квадратних кілометрів 3D).
У разі наявності матеріалів різних років, різної якості та методів обробки повідомляються відомості про технологію спільного аналізу даних. Викладаються результати інтерпретації даних сейсморозвідки свердловинної (ВСП, МПГС).
Дається коротка характеристика технічним і програмним засобам, що використовуються при інтерпретації. Викладається методика отримання додаткових сейсмічних параметрів (ПАК, швидкостей, фаз, когерентності).
На основі даних ВСП, проведення математичного сейсмомоделювання обґрунтовується стратиграфічна відповідність між сейсмічними та геологічними горизонтами. При цьому порушуються питання побудови швидкісної та щільності моделей розрізу.
Висвітлюються питання простеження сейсмічних горизонтів, виділення порушень, сейсмічних аномалій з урахуванням неоднорідностей ВЧР, газових шапок.
Викладається методика побудови карток сейсмічних атрибутів (кутів нахилу, амплітуд, ізохрон, тимчасових товщин).
Обґрунтовуються способи побудови карт швидкостей та структурних карт, що забезпечують оптимальне використання даних бурінняглибини кордонів, відомостей про стратиграфічну прив'язку та швидкості поширення сейсмічних хвиль.
Спеціальне місце приділяється питанню картування та обліку при побудові карток сейсмічних параметрів та структурних побудовах тектонічних порушень. При аналізі малюнка хвильового поля виконується сейсмостратиграфічний, структурно-формаційний та сейсмофаціальний аналіз.
При інтерпретації даних сейсморозвідки з метою прогнозу геологічного розрізу наводяться такі відомості:
• інформативні сейсмічні та сейсмогеологічні параметри, на основі яких виконувався прогноз;
• вертикальна і латеральна роздільна здатність прогнозу;
• обґрунтування вибору часових вікон для оцінки параметрів горизонтів;
• методика кількісної оцінки ФЕС.
Завершується розділ оцінкою достовірності структурних побудов та прогнозу колекторських властивостей у міжскважинному просторі.
Наводяться крос-плоти зв'язків сейсмічних параметрів та даних буріння. Дається кількісна оцінка тісноти зв'язків та похибок залежностей.
При викладанні питань обробки та інтерпретації сейсмічних матеріалів необхідно враховувати діючі інструкції щодо сейсморозвідки.
Якщо побудова моделі виконувалася раніше, дається коротке порівняння одержаних результатів з результатами робіт минулих років: зміна обсягів сейсмічних робіт, зміна прив'язки, коригування залежностей, підвищення точності побудов та прогнозу ФЕС.
Рекомендується, щоб щільність розвідувальних свердловин з повним комплексом ГІС та проведенням АК та ГГК-п для достовірного прогнозу структурного плану пластів та їх фільтраційно-ємнісних властивостей за даними сейсморозвідки була не нижче ніж 1 свердловина на 8 - 10 кв.км 3D.
Рекомендуєтьсявиконання ВСП у всіх пошукових та в 1 - 2 розвідувальних свердловинах, на великих родовищах складної будови - у 3 - 4 свердловинах.
Комплекс ГІС, якість досліджень. Описується комплекс ГІС. Наводиться обсяг проведених досліджень продуктивних відкладень, представлений у табличній формі за всіма розвідувальними свердловинами та в узагальненому статистичному вигляді за окремими методами з експлуатаційних свердловин. Аналізуються причини недовиконання комплексу.
Описується технологія проведення геофізичних досліджень, технічні та апаратурні засоби. Дається оцінка якості геофізичних досліджень та оцінюється ефективність комплексу ГІС для конкретних геологічних умов.
Обсяг виконаних ДВС має бути не меншим, ніж передбачено діючими обов'язковими комплексами геофізичних досліджень нафтогазових свердловин, а також правилами геофізичних досліджень та робіт у нафтових та газових свердловинах.
Петрофізичне обґрунтування методики інтерпретації. Наводиться петрофізичне обґрунтування комплексної інтерпретації матеріалів ГІС. Надається літолого-петрографічна характеристика колекторів продуктивних горизонтів. Стисло згадуються методики визначення петрофізичних параметрів. Дається петрофізична характеристика колекторів у вигляді статистичних розподілів параметрів та в табличній формі у вигляді діапазонів зміни та середніх значень параметрів - коефіцієнтів відкритої пористості, залишкової водонасиченості та нафтонасиченості, абсолютної проникності, глинистості, щільності та ін.
Наводяться залежності між основними петрофізичними параметрами у вигляді малюнків та у табличній формі із зазначенням рівнянь регресії та коефіцієнтів кореляції чи кореляційних відносин. Описуються моделіколекторів основних продуктивних горизонтів Наводиться обґрунтування нижньої межі параметрів колекторів.
По керну, витягнутому з свердловин, пробурених на РНО або якомусь іншому розчині з основою, що не фільтрується, наводиться величина залишкової водонасиченості, найбільш достовірно характеризує колектори з різними ФЕС із зони граничного нафтонасичення.
Оцінка геофізичних параметрів та колекторських властивостей. Викладається методика та алгоритми обробки та інтерпретації геофізичних досліджень свердловин. Описується попередня обробка матеріалів ГІС: виділення опорних пластів, статистична еталонування показань, розрахунок відносних амплітуд тощо.
Наводяться критерії літологічного розчленовування розрізу, виділення колекторів, оцінки ефективних товщин. Описуються методики визначення граничних і критичних значень геофізичних і петрофізичних параметрів, оцінки фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів - пористості, нафтонасиченості, газонасиченості, проникності, глинистості, залишкової нафто-і водонасиченості.
Визначення флюїдних контактів. Наводиться обґрунтування положення контактів нафта-вода (ВНК), газ-нафта (ГНК) та газ-вода (ГВК) для кожного покладу. Дається визначення поняття ВНК та ГНК, перехідних зон, рівня дзеркала чистої води. Обгрунтовано вибір свердловин для встановлення контактів. У табличній формі наводяться інтервали випробування свердловин, умови та результати випробування, межі колекторів в інтервалі випробування за даними ГІС. Наводяться профілі по розрізах свердловин, що розкрили контакти. Встановлюються межі зміни становища контактів. Дається пояснення технічних, інструментальних, літологічних чи геологічних причин коливань становища контактів у свердловинах. зарезультатами інтерпретації ГІС, випробувань та детальної кореляції складаються схеми обґрунтування флюїдних контактів для покладів продуктивних пластів родовища.
Формуються моделі перехідних зон для контактів нафта-вода, газ-нафта, газ-вода за кожним покладом. Переважно використовувати як основу для побудови моделей перехідних зон дані керна (капілярометрія), ГІС і встановлені положення контактів. При необхідності слід враховувати структуру перехідної зони за допомогою розрахунків фазової рівноваги нафта-вода, газ-нафта, газ-вода у гравітаційному полі з урахуванням капілярних сил та фізико-хімічних властивостей флюїдів. Моделі перехідних зон представляються як палеток зміни нафто- і газонасиченості колекторів з різними ФЕС по вертикалі:
Аналіз достовірності оцінки ФЕС. Виконується аналіз отриманих результатів оцінки ФЕС та робиться висновок про достовірність визначення властивостей колекторів по кожному покладу шляхом порівняння з даними керну, гідродинамічних досліджень, різними варіантами обробки, попередніми підрахунками запасів та ін. Наводяться результати статистичної обробки основних параметрів - ефективної товщини, коефіцієнтів пористості, нафтогазононасиченості, проникності - у вигляді статистичних розподілів та в табличній формі у вигляді діапазонів зміни та середніх значень параметрів.
Підготовка даних для інтерпретації сейсмічних спостережень. Наводиться опис використання ГІС для сейсмічних досліджень, що включає побудову вертикальної акустичної моделі за показаннями акустичного і гамма-гама щільного методів або шляхом побудови розрахункової акустичної моделі за показаннями інших методів ГІС у вигляді зміни значень пластової швидкості та акустичної жорсткості у виділених прошарахрізної літології з розрізу свердловини.
При комплексній інтерпретації даних ГІС, керну та випробувань свердловин слід керуватися діючими методичними рекомендаціями щодо визначення підрахункових параметрів покладів нафти та газу за матеріалами геофізичних досліджень свердловин із залученням результатів аналізів керну, випробувань та випробувань продуктивних пластів.
Якщо побудова моделі виконувалася раніше, дається коротке порівняння отриманих результатів з результатами робіт минулих років: зміна обсягів ГІС та досліджень керна, зміна граничних значень колектор-неколектор, вода-нафта, залежностей керн-ГІС, методик визначення ФЕС.
Методика та результати детальної кореляції продуктивних пластів. Викладаються результати робіт з методики вибору стратиграфічних кордонів продуктивних пластів та виділення цих кордонів у свердловинах. Обґрунтуванням їх виділення можуть бути типові свердловини, результати зіставлення стратиграфічних, електричних, радіоактивних реперів, вивчення шламу, мікрофауни, механічного каротажу та ін У разі автоматичної або напівавтоматичної кореляції описується алгоритм процесу, реалізований у вигляді програмного комплексу.
Палеотектонічний аналіз. У даному розділі наводяться результати палеотектонічного аналізу, на основі якого робляться висновки про палеогеомор-фологічну обстановку формування цільових об'єктів, можливий вплив конседиментаційних тектонічних процесів на формування седиментаційних циклів, положення меж циклів, що формують їх фацій. Надається оцінка напрямів транспортування уламкового матеріалу, причин його акумуляції. Виділяються межі стратиграфічних незгод, оцінюється наявність процесів тектонічної інверсії.
Аналіз проводиться запалеореконструйованим розрізам, картам товщин за даними ГІС та сейсморозвідки статистичними методами При цьому використовуються результати регіональних робіт та аналізу структурних побудов. Ранг обраних для палеотектонічного аналізу інтервалів відповідає інтервалам сейсмостратиграфічних комплексів. Висновки обґрунтовуються графічними матеріалами.
Рекомендується подавати результати у вигляді карток умовних ефективних товщин або інших параметрів; що характеризують однорідність розрізу, енергію середовища осадконакопичення. Можлива побудова карт палеоруслових відкладень, зон злиття пластів, поширення косослоїстих відкладень, у карбонатних відкладах - рифової фації. Інтерполяція ізоліній карток повинна відповідати геологічним закономірностям виділених фаціальних зон.
Обгрунтування вибору об'єктів та моделей покладів. Коротко викладаються результати узагальнення структурного, палеотектонічного, сейсмофаціального аналізів, геологічної інтерпретації даних ГІС, результатів регіональних досліджень, даних дистанційних методів, граві- та магніторозвідки з метою обґрунтування несуперечності результатів аналізу даних різних методів у межах запропонованих геологічно будова розрізу та історію формування покладів. При необхідності аналіз даних розвідувальної геофізики, геохімії, аерофото- та космознімків розглядається в окремому розділі.
На основі аналізу латеральної та вертикальної зональності продуктивних колекторів і покришок, що розділяють їх, продуктивності відкладень, їх близькості в розрізі, ідентичності ФЕС та властивостей флюїдів, позначок ВНК та їх зміни по площі, а також з урахуванням технічного завдання вибираються об'єкти геологічного моделювання та підрахункові об'єкти.
Якщо побудова моделі виконувалася раніше, дається стисле порівняння отриманих результатів з результатами робіт минулих років: зміна стратиграфічних розбивок: У свердловинах, методик кореляції пластів, моделей покладів.