Методическое руководство по интерпретации

---

Подборка по базе: Задания по практическим занятиям по Микроэкономике.docx, Ответы на задания по практическим занятиямЗадание.docx, таблица Лидерство и руководство.docx, СПИСКИ по занятиям.docx, Методические указания к лабораторным занятиям по дисциплине оп. , МУ к лабораторным занятиям ТОЭ I,II.doc, ПМО от 21.04.2022 г. № 235 РУКОВОДСТВО.pdf, Методические материалы для подготовки к практическим занятиям.do, [S2985G и S2965] Руководство по настройке.pdf, Тетрадь с практическими занятиями по русскому языку (предметный

---

8. Ввод поправок

На данном этапе происходит введение поправок в показания следующих геофизических методов:

— НГК и ГК, в т.ч. для ап­паратуры РК с газоразрядными счетчиками;

— НГК и ГК для скважин сложной конструкции;

— ИK за скин-эффект;

— ПС за мощность;

А также в кривую

— водородосодержания, рассчитанное по КНК, за геолого-технологические условия.

Все поправки вводятся в автоматическом режиме. Конкретно в показания НГК и ГК вводятся поправки:

— за инерционность аппаратуры (НГК-ГК);

— за диаметр скважины и плотность бурового раствора в ГК;

— за скважинные условия в НГК;

— за обсадку в ГК;

— за гамма-фон в НГК;

В качестве входных данных используются исходные геофизические кривые, априорные данные из документа Tdoc, а также задаваемые в интерактивном окне данные (скорость каротажа, тип и глубина проникновения и пр.). Исправленные кривые записываются в базу данные с добавлением к имени буквы p, что значит исправленные.
9. Расчёт параметров

На данном этапе системой производится:

• Расчёт Ag и Ang (двойной разностный параметр);
• Расчёт Rp (УЭС);
• Расчёт Кп и Кгл;
• Расчёт Кн;
• Расчёт Кпр;
• Расчёт продуктивности (Рис.12.);
• 

Рис.12. Основной монитор ГИНТЕЛ при расчёте параметров.

Рассмотрим их по порядку.

Расчёт Аg и Ang.

По сложившейся в Татарстане методике выбора опорных пластов и расчета относительных разностных параметров А_g и A_ng опорные пласты глин и аргиллитов с минимальным НГК и максимальным ГК выбираются в зависимости от интервала обработки в терригенных отложениях девона, нижнего и среднего карбона. При определении параметра А_g в семилукско-бурегских отложениях максимальное значение ГК берется в одном из пластов семилукского горизонта. Минимальные значения ГК снимаются по интервалу обработки и чаще всего приходятся на верхнетурнейский и верхнефаменский подъярусы и башкирский ярус.

В качестве второго опорного пласта служат наиболее плотные породы верхнефаменского подъяруса. В случае, если бурением не вскрыты верхнефаменские отложения, максимальное значение НГК, снятое в плотном карбонатном пласте тульского горизонта, умножается на коэффициент 1,35.

Согласно этим правилам и с целью обеспечения полной технологической преемственности составлена таблица опорных:

Значения	н а и м е н о в а н и е	Поисковый пункт
х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х х	НГК в глинах миним. НГК в глинах миним. НГК в глинах миним. НГК в плотных максим НГК в плотных максим ГК в неглин. миним . ГК в глинах максим. ГК в глинах максим. ГК в глинах максим. ГК в глинах миним .	НГК _ ДЕВ НГК _ УГЛ НГК _ ВЕР НГК _ ФАМ НГК _ АЛ ГК _ НЕГЛ ГК _ ДЕВ ГК _ СЕМ ГК _ УГЛ ГК _ ВЕР

Если какое-либо значение задано, то оно и берется в качестве опорного в соответствующих стратиграфических горизонтах, в противном случае, опорное экстремальное значение определяется в интервале, указанном в поисковом признаке, и также, как и в заданном геофизиком варианте, распределяется по соответствующим горизонтам. Алгоритм вычисления опорного экстремального значения основан на определении средне экстремального пластового отсчета. По результатам определения опорных значений НГК и ГК оформляется протокол, который содержит:

— имя стратиграфического горизонта;

— кровля и подошва стратиграфического горизонта;

— опорное минимальное значение НГК в горизонте;

— глубина опорного минимального значения НГК;

— признак определения опорного минимального пласта НГК;

— опорное максимальное значение НГК в горизонте;

— глубина опорного максимального значения НГК;

— признак определения опорного максимального значения НГК

(вычислен или задан);

— опорное минимальное значение ГК в горизонте;

— глубина опорного минимального значения ГК;

— признак определения опорного минимального значения ГК;

— опорное максимальное значения ГК в горизонте;

— глубина опорного максимального значения ГК;

— признак опорного максимального значения ГК.

По результатам данного протокола в дальнейшем определяются относительные разностные параметры ГК и НГК по известным соотношениям.

Ag=(Ig i-Ig min)/(Ig max-Ig min)

Ang=(Ing i-Ing min)/(Ing max-Ing min),

Где Ig I — значение в точке, для которой производится расчёт,

Ig max — максимальное значение из таблицы для данного стратиграфического интервала,

Ig min — минимальное значение из таблицы для данного стратиграфического интервала.

Если относительные разностные параметры принимают значения вне сегмента [0, 1], то есть, если значения окажутся ниже нуля или больше единицы, то им присваиваются значения 0 или 1. Такое возможно, т.к. опорные выбираются как средне пластовые значения.

Расчёт Rp. Определение удельного электрического сопротивления (УЭС) пластов в подавляющем большинстве случаев на практике осуществляется по комплексу зондов ИК и БК. Идеология работы программы определения УЭС пласта — ρ_П и УЭС зоны проникновения — ρ_ЗП основана на применении теории геометрических факторов Долля и на исследованиях Г.Н.Зверева (Зверев и др, 1973), согласно которых решается следующая система уравнений:

где P_С, P_ЗП, P_П — проводимости раствора, зоны проникновения и пласта, соответственно;

ρс, ρзп, ρп — сопротивление раствора, зоны проникновения и пласта, соответственно;

G_c, G_зп, G_п – геометрические факторы скважины, зоны проникновения и пласта для ИК;

Г_с, Г_зп, Г_п – геометрические факторы скважины, зоны проникновения и пласта для БК;

d – диаметр скважины;

 – диаметр зоны проникновения;

С – величина, характеризующая наиболее вероятную глубину проникновения в пласт.

В большинстве случаев, С принимается равным 4. Это связано с тем, что в пределах 1-8, изменение С в 2 раза приводит к изменению ρп не более 10% .

В случаях отсутствия замеров БК и ИК или же в особых случаях УЭС пластов определяют по комплексу зондов БКЗ или же по показаниям аппаратуры ВИКИЗ.

Расчёт Кп. Расчет Кп в Таттехнологии ведется по разным методам ГИС. Наиболее широко распространено определение Кп по комплексу методов НГК+ГК согласно стандарту ОАО «Татнефть», по зависимости:

Кп=а1exp(a2Ang)+a3Ag a4 + а5,

где Ang и Ag двойные разностные параметры методов НГК и ГК соответственно,

а₁, a₂ , a₃ , a_{4 ,} a₅ — коэффициенты, полученные для каждого горизонта и групп площадей индивидуально путем минимизации суммы квадратов разностей керновой и теоретической пористости, после предварительной увязки керновых и геофизических данных.

В программе эти коэффициенты хранятся в виде таблицы:

1. Номер группы площадей

2. Код горизонта

3. Сцинтилляционные / * тип прибора * /

4. а1

5. а2

6. а3 / * Кп = а1 ехр ( — а2 Аng) — а3 Аg ** а4 — а5 * )/

7. а4

8. а5

9. KGLGR / * граничные значения глинистости * /

10. а1

11. а2

12. а3

13. а4

14. а5

101 AL Сцинтилляционные 0.347 3.26 0.17 1.27 Газоразрядные 0.347 3.26 0.17 1.27

101 AL Сцинтилляционные 0.347 3.26 0.17 1.27 Газоразрядные 0.347 3.26 0.17 1.27

101 ALEX Сцинтилляционные 0.347 3.26 0.17 1.27 Газоразрядные 0.347 3.26 0.17 1.27

101 BASH Сцинтилляционные 0.34 3.39 0.24 1.04 Газоразрядные 0.34 3.39 0.24 1.04

101 BOBR Сцинтилляционные 0.34 2.37 1 2 Газоразрядные 0.380 2.23 1.0 2.0

_{Таблица разделена на 2 части. Первые 14 строк – описание таблицы. Здесь указан шифр структуры таблицы, используемое уравнение.}

_{Вторая часть таблицы содержит коэффициенты а1-а5 систематизированные для каждой площади, каждого стратиграфического интервала для газоразрядных и сцинтилляционных счётчиков.}

_{Структура таблиц для расчёта коэффициентов глинистости, нефтенасыщенности и проницаемости аналогична.}

Применение двойных разностных параметров в модели расчета Кп по НГК, ГК позволяет устранить влияние как мультипликативных, так и аддитивных систематических составляющих ошибок измерений РК. Действительно, если предположить измерение ,

где I-истинные показания, a и b, соответственно, вышеуказанные составляющие ошибок измерения, то двойной разностный параметр:

;

Откуда следует нечувствительность А к систематическим погрешностям измерений.

Коэффициент пористости также может быть определен и по методам АК и ГГК.

Пористость по акустическому каротажу рассчитывается по продольной волне по следующему выражению:

.

При расчете по данной формуле предварительно определяется принадлежность текущей точки тому или иному горизонту, и, соответственно, производится выбор величин t_СК , t_Ж , t_ГЛ.

По аналогичной формуле коэффициент пористости определяется и по плотностному каротажу:

Как и при расчете Кп по акустическому методу величины _СК, _Ж, _ГЛ выбираются в соответствующих горизонтах.

Расчёт Кгл. Коэффициент глинистости пластов в основном на месторождениях Татарстана определяется по показаниям ГК:

Кгл=+b₃

Коэффициенты индивидуальны для каждого горизонта или группы площадей.

Расчёт Кн. Коэффициент нефтенасыщенности определяется согласно стандарту предприятия по известной формуле Арчи–Дахнова:

Кн = 1 — ( а * в * в / п * К ) 1/ n .

Величины а, в, в, m, n – также, как и при расчете коэффициентов пористости и глинистости зависят от :

— группы площадей;

— стратиграфического горизонта;

— величины глинистости;

Расчёт Кпр. Для вычисления коэффициентов проницаемости по абсолютной воздухопроницаемости (Кправ) и фазовой нефтепроницаемости (Кпрф) приняты формулы вида:

lq К = в _а + а _a * Кп

lq Кпрф = в _f + a _f * Кп

или же: К = а _а * К + с _а

К = а _f * К + с _f

Коэффициенты а _а , в _а , с _а , а _f , в _f , с _f зависят от группы площадей, стратиграфического горизонта, предельных значений коэффициентов глинистости и пористости и хранятся в специальной таблице.

9. Определение минералогического состава и емкостных свойств пород программой PetroUnite.

Коэффициент пористости может быть определен по комплексу методов НГК+ГК, продольным волнам ВАК и по данным литоплотностного каротажа. При этом получаются различные величины коэффициента пористости, прежде всего, из-за существенного специфического влияния минералогического состава пород на показания методов ГИС. В связи с этим в Таттехнологии разработана методика определения коэффициента пористости и минералогического состава пород по комплексу методов НГК + ГК + ВАК ( Тр,  Тs) + ЛПК.

В список определяемых минералогических разностей и фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от разрезов могут быть включены различные комбинации следующих компонентов: песчаник, аргиллит, известняк, доломит, алевролит, ангидрит, гипс, соль, уголь, Кп, Кгл, Кп кав.

Методика основана на решении систем уравнений, построенных по прямым моделям:

= (Х1, Х2,… Хn),

tp=tp(Х1, Х2,… Хn),

ts=ts(Х1, Х2,… Хn),

= ( Х1, Х2,… Хn),

где Х1, Х2,… Хn- определяемые объемы минералогических разностей и фильтрационно-емкостные свойства;  — водородосодержание; tp, ts – время пробега продольной и поперечной волн;  — плотность породы. Причем количество уравнений в системе может быть больше, равно или меньше количества неизвестных.

Такой подход позволяет определить единый коэффициент пористости и минералогический состав пород, опираясь на все методы исследования одновременно.

Данный алгоритм позволяет осуществить внешнюю настройку системы на различные типы разрезов и комплексы ГИС.

10. Анализ рассчитанных параметров.

На данном этапе производится анализ корректности расчёта параметров. Анализ проводится на новом планшете (Рис.13).

Программа автоматизированной интерпретации – это геофизический калькулятор. На данный момент не существует программ, способных анализировать корректность расчётов, поэтому необходима работа человека — интерпретатора.

В программе используются петрофизические зависимости, выведенные для конкретного горизонта (или его аналога). В случае, если неверно заданы эти зависимости, программа выдаст неправильный результат. Так же в случае ошибок в исходной кривой (ошибки в LAS-файле, ошибки регистрации сигнала в скважине) результат может быть существенно искажен.

Рис.13. анализ корректности расчёта параметров.

11. Определение границ пластов.

Возможно автоматизированное и ручное определение границ пластов. Для разбиения на пласты используются кривые по выбору интерпретатора (Рис. 14).

Для разбиения на пласты лучше всего использовать кривые, разделяющие пласты по литологии (такие как КС, ГК, НГК, ПС).

Стоит отметить, что проблема автоматизированного определения границ пластов достаточно сложна и до сих пор не решена однозначно. Программа в автоматическом режиме выделяет больше пластов, чем необходимо интерпретатору, поэтому необходима ручная корректировка числа и положения границ пластов.

Рис.13. определение границ пластов
12. Снятие пластовых отсчётов.

После определения границ пластов происходит снятие пластовых отсчётов – то есть расчёт средневзвешенного значения геофизического параметра в интервале между кровлей и подошвой пласта.

Рис.14. Снятие пластовых отсчетов.

13. Определение литологии, насыщения по пластам

На данном этапе программа автоматически, опираясь на данные о геологии района и площади, стратиграфическом разбиении и данных ГИС рассчитывает литологию, наличие коллекторов и их насыщение (Рис.15).

Рис.15.Определение литологии, насыщения по пластам

14. Корректировка пластовых значений

На следующем этапе проводится ручная корректировка рассчитанных на предыдущем этапе значений. Интерпретатор исправляет ошибки автоматизированной системы в новом планшете (Рис.16).

При автоматизированной интерпретации программа использует встроенный алгоритм вычислений. Так как обратная задача геофизики не имеет однозначного решения, программа может выдавать неверный результат, даже если все входные данные заданы верно. Это случается потому, что, например, песчаник и известняк могут иметь одинаковое сопротивление, одинаковую нейтронную пористость и гамма активность, однако, очевидно, различный минеральный состав – но разделить эти породы, используя только методы ГК, КС и НГК невозможно. Здесь необходимо привлекать дополнительную информацию (сведения о геологии района, условиях осадконакопления в определенный период, данные керна и шлама и другую информацию).

Рис.16. ручная корректировка пластовых значений

15. Гашение параметров

Гашение параметров – это обнуление пористости и проницаемости в пластах неколлекторах.

Дело в том, что петрофизические связи (уравнения, по которым рассчитываются ФЕС) выводятся по данным керна пластов коллекторов. Эти зависимости не подходят для пластов неколлекторов, поэтому в интервалах неколлекторов значения пористости вычисляются неточно.

В конечном итоге для подсчёта запасов нам необходимы данные пористости только по пластам коллекторам, поэтому операция гашения параметров не искажает результатов интерпретации.

Автоматизированная
интерпретация данных геофизических
исследований скважин (на примере системы
ГИНТЕЛ)

Методическое
руководство к практическим занятиям
по курсу “Автоматизированная интерпретация
данных геофизических исследований
скважин ” для студентов IV
курсаКФУ,
обучающихсяпо
направлению “Геология” (бакалавр
геологии, специализация геофизика)

На
сегодняшний день большинство
производственных операций производится
при помощи вычислительных машин. Не
исключение и интерпретация данных
геофизических исследований скважин
(далее ГИС). В данном методическом пособии
рассмотрены основные вопросы
автоматизированной интерпретации
данных ГИС (далее АИГИС).

В
настоящее время существует большое
количество различных программных
пакетов для интерпретации данных ГИС:
ГИНТЕЛ, ПРАЙМ, TechLog
и пр.

Рис.1
Задачи АИГИС.

По
существу говоря, АИГИС есть интерпретация
данных с использованием IT.
Т.е. использование компьютерных
инструментов для облегчения расчётов
и принятия решений человеком
(интерпретатором). И здесь нет разницы
в алгоритмах и подходах к интерпретации
при “ручной” работе и на ЭВМ. Поэтому
надо иметь чёткое представление об
интерпретации ГИС вообще.

Задачи
интерпретации данных ГИС можно разделить
на задачи общего характера и задачи
детального исследования.

Задачи
общего характера:

• стратиграфическое
  расчленение разрезов;

• определение
  и уточнение геологического возраста
  горных пород;

• расчленение
  разреза скважин по литологии;

• определение
  границ и мощностей пластов;

• выделение
  коллекторов;

• определение
  насыщения;

• изучение
  структуры геологических объектов,
  характера их фациальной изменчивости
  в горизонтальном и вертикальном
  направлениях;

• Корреляция
  разрезов скважин;

• Изучение
  строения месторождений по данным
  обобщающей интерпретации результатов
  ГИС;

Задачи
детального исследования — количественное
определение параметров, таких как:

• коэффициента
  глинистости;

• коэффициента
  пористости;

• коэффициента
  проницаемости;

• коэффициента
  нефте- и газонасыщенности;

Приведенные
задачи решаются в 3 этапа:

1.
Индивидуальная интерпретация диаграмм
каждого геофизического метода в
отдельности, с целью выделения в разрезе
пород отличной от вмещающих пород
геофизической характеристикой данного
геофизического поля;

2.
Комплексная интерпретация.
На этом этапе комплексно (совместно)
интерпретируются диаграммы разных
геофизических методов по одной и той
же скважине, при этом учитываются
геологические и другие (промысловые,
технические) данные. В результате
составляется геологический разрез, и
выделяются промышленно интересные
объекты (продуктивные горизонты);

3.
Обобщающая интерпретация заключается
в анализе данных ГИС по площади.

В
той или иной мере все эти задачи
автоматизированы. Однако достичь полной
автоматизации процесса интерпретации
на современном уровне развития техники
и технологий пока не удаётся. Поэтому
принято говорить об автоматизированной,
а не об автоматической интерпретации.

Основная
проблема, с которой столкнулись геофизики
при разработке автоматизированных
систем интерпретации это формализация
задач интерпретации, т.е. описание
геологических процессов, явлений и
объектов языком математики (создание
математической модели). Вычислительная
машина способна решать только конкретные
формализованные задачи в виде алгоритмов.

На
данный момент компьютеры позволяют
производить громоздкие вычисления за
короткое время. Это сокращает временные
затраты на интерпретацию. Однако, машина
не способна контролировать качество
получаемого результата. Поэтому задача
контроля произведенной машиной
интерпретации и ответственность за
результат лежит на человеке, проводящем
интерпретацию.

Исходными
данными для автоматизированной
интерпретации служат:

• Кривые
  ГИС (сигналы, записанные в скважине или
  оцифрованные кривые, записанные ранее
  в аналоговой форме в соответствующих
  форматах – рис.2, например в LAS-формате);

Рис.2.
Примеры форматов данных ГИС

• Результаты
  инклинометрии;

• Априорная
  информация (петрофизические связи,
  данные лабораторного анализа керна,
  геология района и т.д.);

• Тип
  скважинного прибора;

• Условия
  измерений (скорость каротажа, свойства
  бурового раствора и т.п.);

• Другая,
  возможно полезная для принятия решений,
  информация;

LAS-файл
это общепринятый в скважинной геофизике
международный стандарт записи данных
ГИС. Пример LAS-файла
с обозначением его составных частей
показан на рис.3.

Кривые
ГИС записаны в цифровом формате, то
есть, представлены в виде записей
мгновенного значения геофизического
параметра пошагово с глубиной. В России
расстояние по вертикали между двумя
последовательными записями обычно
принимается равным 0.2 м (на зарубежных
диаграммах – через фут — 0,33м). Это
расстояние называется шагом квантования
по глубине.

Рис.3.
Пример LAS-файла.

Геофизический
сигнал можно представить в виде суммы
полезного сигнала и случайного шума. В
скважинной геофизике выделение в разрезе
пласта связано с наличием аномалии на
зарегистрированной кривой данного
метода ГИС. Для уверенного выделения
аномалии, вызванной полезным сигналом
на фоне шума, необходимо, чтобы в аномалию
было вовлечено не менее 3 последовательных
точек. Другими словами, для вычленения
в разрезе пласта необходимо, чтобы он
выделялся не менее чем на 3 точках подряд,
то есть минимальная технологически
обоснованная мощность пласта составляет
— 0.2м * 3 = 0.6м. Исключение составляют
высокоразрещающие методы (акустический
сканер, микрозонды и пр.), имеющие меньший
шаг квантования по глубине.

В
процессе “ручной” интерпретации
последовательно проводятся следующие
шаги (этапы). В общем случае (например,
в терригенном разрезе) в интервале
детальных исследований выделяются
пласты, среди них по принципу плотный
— неплотный и глинистый — неглинистый
выбираются неплотные (пористые) и
неглинистые (проницаемые). Среди этого
набора пластов, интересующих нас с точки
зрения хороших ФЕС, уже по результатам
количественных расчётов мы выбираем
только те, которые можно отнести к
коллекторам (по критическим значениям
для каждого пласта), в которых теперь
также количественно определяем и
насыщение.

Процесс
автоматизированной интерпретации, по
сути, использует такой же граф. Но
специфика применения компьютерных
технологий требует некоторых особых
приёмов, которые и разбираются далее.

АИГИС
можно разбить на несколько основных
этапов:

—
создание проекта;

—
загрузка данных;

—
ввод априорной информации;

—
расчёт поправок в результаты измерений
(кривые ГИС) за влияние различных
факторов;

—
определение границ пластов (расчленение
разреза);

—
расчёт ФЕС выделенных пластов (возможных
коллекторов);

—
определение литологии, насыщения, типа
коллектора;

—
расчёт модели породы выделенного
интервала;

—
формирование заключения;

—
вывод графических и текстовых материалов
в твёрдой копии;

—
дальнейшие работы по детальной
интерпретации, сводной (площадной)
интерпретации, создание постоянно-действующей
модели (ПДМ) месторождения;

В
той или иной последовательности все
эти этапы наличествуют во всех
автоматизированных системах интерпретации
данных ГИС, реализующих обработку
открытого ствола.

В
автоматизированной интерпретации
данных ГИС существуют два подхода к её
реализации — интерпретация поточечная
и попластовая.

В
поточечной интерпретации фильтрационно
ёмкостные свойства (ФЕС) рассчитываются
последовательно для каждой точки всего
интервала обработки – результатом
интерпретации являются непрерывные
кривые полученных рассчитанных
характеристик, не приуроченные к пластам
ввиду не расчленённого заранее разреза.

При
попластовой интерпретации прежде
выделяются пласты, затем внутри них
снимаются пластовые значения параметра
(среднее значение по пласту) и вычисляются
ФЕС — результатом интерпретации являются
кусочно-непрерывные кривые полученных
характеристик, приуроченные к пластам
ввиду расчленённого заранее разреза.

Оба
подхода имеют равные права на существование.
В системе ГИНТЕЛ (основная, базовая
версия – рис.4.) заложен поточечный
принцип интерпретации, но представленный
в данном методическом руководстве
вариант интерпретации (так называемая
ТАТВЕРСИЯ ГИНТЕЛ или ТатТехнология)
использует попластовый вариант, т.к.
алгоритм интерпретации, принятый на
месторождениях Татарстана (Стандарт
предприятия) использует именно такой
подход.

Рис.4.
Функциональные возможности системы
ГИНТЕЛ

Рассмотрим
процесс автоматизированной интерпретации
данных ГИС в системе ГИНТЕЛ 2005 (на примере
скважин РТ).

Рис.5.
Вид основного монитора ГИНТЕЛ 2005

1. Создание
   пользователя.

Для
работы в системе ГИНТЕЛ каждому
пользователю необходимо создать свою
учетную запись. Делается это для
сохранения данных в случае, если за
одним компьютером работает несколько
пользователей.

1. База
   данных.

Необходимым
шагом создания своего проекта является
разработка базы данных. База данных
содержит в себе сведения о регионе,
площади и
конкретной скважине,
по которой будет проводиться интерпретация.
Это необходимо для того, чтобы компьютер
в автоматическом режиме находил в своей
памяти петрофизические зависимости,
выявленные (построенные) и заранее
загруженные в неё для выбранного региона,
площади и конкретного пласта.

Подробнее
остановимся на вопросе иерархии базы
данных. База данных ГИНТЕЛ иерархична,
то есть имеет некую степень подчинения
одних элементов другим. Высшим в иерархии
стоит регион. Под регионом понимается
крупная нефтегазовая провинция или
административный регион (например,
Западная Сибирь или Татарстан). В базе
данных может содержаться несколько
регионов.

Рис.
6. Создание базы данных.

В
каждом регионе содержатся площади. Под
площадью понимается небольшое
месторождение (или его часть), которое
в процессе интерпретации рассматривается
как единая система с конкретными
петрофизическими зависимостями для
всей системы в целом.

Наконец,
в каждой площади находятся скважины.
Скважина в ГИНТЕЛ это низшая ступень
иерархии базы данных. В ней содержатся
кривые ГИС и прочие данные. Стоит
отметить, что разные стволы одной
скважины рассматриваются как отдельные
скважины.

1. Разработка
   проекта.

Рис.7.
Разработка проекта.

1. Ввод
   данных из набора файлов LAS.

Следующим
шагом является загрузка исходных
LAS-файлов
в систему (Рис. 8). LAS-файлы
содержат информацию о типе кривых, их
интервале, шаге квантования и собственно
скважинные данные.

Программа
автоматически определяет тип кривой
по её мнемонике.

(Под
мнемоникой мы понимаем уникальное имя
каждой кривой, например SP,
GR,
Dt
и пр). Так же из LAS
файлов считывается интервал кривой. В
дальнейшем интерпретатор, основываясь
на этой информации, устанавливает
рабочий интервал проекта, то есть
интервал, в котором будет производиться
интерпретация.

После
загрузки LAS-файлы
преобразуются во внутренний формат
ГИНТЕЛа с расширением *.well.
В дальнейшем все операции производятся
именно над этими данными.

Рис.8.
Загрузка Las
файлов.

Рис.9.
Ввод данных инклинометрии.

Данные
инклинометрии – это информация о
пространственном положении скважины.

В
автоматизированных системах, к сожалению,
нет единого формата представления
данных инклинометрии, но мы рассмотрим
наиболее существенные особенности её.

Инклинометрия
представляется в виде таблицы с некоторым
набором столбцов. Число их может
изменяться от 3 до 11, однако значимыми
являются только 5. Важно отметить, что
имена столбцов не имеют единого стандарта.
Рассмотрим наиболее важные из них (далее
в скобках будут приводиться возможные
имена столбца).

Глубина
(измеренная глубина, относительная
глубина, кабельная глубина, MD)
– столбец указывает на длину кабеля,
то есть на расстояние от устья скважины
до текущей точки в метрах. Как правило,
шаг глубины 10 или 20 м.

Угол
(Альфа, наклон скважины, α,
Incl)
– столбец указывает угол наклона
скважины. Указывается в градусах или в
радианах.

Магнитный
азимут (Азимут, Az)
— столбец указывает угол между направлением
скважины и направлением на магнитный
полюс в горизонтальной плоскости.
Указывается в градусах или в радианах.

ΔX
(+Восток – Запад, dX)
– столбец указывает на смещение ствола
скважины в направлении X.
Положительное значение указывает на
смещение в восточном направлении,
отрицательное – на смещение в западном.

ΔY
(+Север – Юг, dY)
– столбец указывает на смещение ствола
скважины в направлении Y.
Положительное значение указывает на
смещение в северном направлении,
отрицательное – на смещение в южном.

Для
построения ствола скважины достаточно
3 столбцов (Глубина, Угол и Азимут или
Глубина, ΔX
и ΔY).

6. Анализ базы данных по скважине.

Следующим
шагом является проверка корректности
загруженных данных в табличном (Рис.10)
и графическом (Рис.11) виде.

Главным
окном доступа в базу данных по скважине
является диспетчер базы данных (Рис.10).
Здесь отображается вся информация по
конкретной скважине в виде таблицы.
Столбцы указывают Имя, Префикс, Интервал,
Шаг и направление данных.

С
именем WELL
хранится информация о скважине.

С
именем ListZones
хранится информация о списке зон проекта
(объектов интерпретации).

С
именем INKL
хранится таблица данных инклинометрии.

С
именем CORE
хранится таблица данных керна.

Далее
с именами мнемоник хранятся кривые ГИС.

Рис.10.
Проверка корректности загруженных
данных в табличном виде. Диспетчер
данных по скважине.

Проверка
данных в графическом формате проводится
на планшете данных по скважине. В системе
ГИНТЕЛ есть набор шаблонов планшетов,
также существует возможность создавать
свои собственные планшеты и шаблоны.

На
планшете отображаются кривые ГИС,
Измеренные и Абсолютные глубины.
Существует возможность отображать
кривые в линейном и логарифмическом
масштабе параметра.

На
планшете можно производить различные
операции для более наглядного отображения
кривых – добавление и удаление колонок
или отдельных кривых, изменение масштаба
геофизического параметра, перемещение
кривых из одной колонки в другую.

Рис.11.
Проверка корректности загруженных
данных в графическом виде. Планшет
данных по скважине.

Методическое руководство по проведению ядерно-магнитного каротажа и интерпретации его данных

Скачать
marc21-запись

Методическое руководство по проведению ядерно-магнитного каротажа и интерпретации его данных

Скачать marc21 -запись

Электронная копия документа недоступна

1982

Год издания

Москва

Место издания

О произведении

Издательство

ВНИИЯГГ

Ответственность

НПО «Нефтегеофизика», ВНИИ ядер. геофизики и геохимии; [Сост. С. М. Аксельрод и др.]

Язык

Русский

Еще

Библиотека

Российская государственная библиотека (РГБ)

Еще

Ближайшая библиотека с бумажным экземпляром издания

Пожалуйста, авторизуйтесь

Вы можете добавить книгу в избранное после того, как
авторизуетесь на портале. Если у вас еще нет учетной записи, то
зарегистрируйтесь.

Практическое руководство по интерпретации данных ГИС

Издание:Недра, Москва, 2007 г., 327 стр., УДК: 550.83.001.2:553.8(075.8), ISBN: 978-5-8365-0299-7

Настоящая работа является учебным пособием для практических работ по курсу «Интерпретация результатов геофизических исследований скважин» по специальностям «Геофизические методы поисков и разведки» и «Геология нефти и газа». Некоторые материалы, изложенные в практикуме, могут представлять интерес также для работников интерпретационной службы производственных и научно-исследовательских организаций. Пособие не претендует на полное изложение курса интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС); оно посвящено главным образом детальному изучению разрезов нефтяных и газовых скважин. Особое внимание уделяется вопросам количественной интерпретации данных отдельных геофизических методов стандартного комплекса, применяемого в данное время в нефтяной и газовой промышленности. Помимо методов стандартного комплекса ГИС, в пособии приведены способы обработки и интерпретации, а также возможности использования некоторых современных методов исследования скважин. Для прохождения практикума требуется предварительное ознакомление с основной литературой [3, 5, 6, 8, 9, 13, 15, 19, 20], в которой дается подробное изложение изучаемого предмета. При изучении разделов, посвященных методам определения удельного электрического сопротивления пород и комплексной интерпретации диаграмм, необходимо использовать комплекты соответствующих палеток и номограмм [1, 11, 12, 18, 22, 24, 25]. Авторы выражают глубокую благодарность всем работникам промыслово-геофизической службы, которые помогли собрать ценные учебные материалы, использованные в практикуме. Электропроводность и удельное электрическое сопротивление осадочных горных пород определяются наличием в поровом пространстве породы природной воды. Поскольку твердая часть пород — главные породообразующие минералы — практически не проводит тока, удельное электрическое сопротивление пород при прочих равных условиях пропорционально удельному сопротивлению поровой или пластовой воды рв. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений представляют собой сложные растворы электролитов. Наиболее распространенными солями, встречающимися в пластовых водах большинства нефтяных месторождений, являются хлориды натрия, кальция и магния. Реже встречаются сульфатно-натриевые воды и еще реже гидрокарбонатно-натриевые. В них, кроме NaCl, в значительном количестве присутствует Na2S04 либо NaHC03. Химический состав вод изображается в весовой ионной форме — исходя из предположения, что все соли, растворенные в воде, полностью диссоциируют на ионы. При анализе определяется содержание в миллиграммах каждого вида ионов в 100 см3 пробы воды. Кроме весовой чаще используется эквивалентная форма представления анализа. В этом случае находится содержание в миллиграмм-эквивалентах каждого вида ионов в 100 см3 пробы воды.