![](/user_photo/_userpic.png)
книги из ГПНТБ / Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин
.pdfили карбонатных пород At*K в зависимости от выполнения следующих условии:
|
|
Дг\,<240 мкс; |
(185) |
|
Л У Ѵ ^ / W / 4 < 0 , 2 , |
(186) |
|
где |
JV4 — интенсивность |
гамма-излучения |
против чистых пород; |
7Ѵ гл |
— то же, против глин; Д / ѵ —двойной |
разностный параметр, |
|
вычисленный по данным |
гамма-каротажа. |
|
3.Исправляют коэффициент пористости иа влияние нефтегазо носное™ коллектора.
4.Определяют объемную глинистость Сг л песчаника по формуле (183), если условие (186) не выполняется. При этом используют вели
чину интервального времени глин Д?г л . т |
для слоистого коллектора |
и Д£г л . р для коллектора с рассеянным |
глинистым материалом. |
Глава XI
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ АВТОМАТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ КАРОТАЖА
В настоящее время автоматизированные системы оперативной интерпретации геофизических исследований скважин находятся в стадии широкого промышленного опробования и внедрения. Опыт
эксплуатации этих |
систем показал перспективность применения |
ЭВМ для обработки |
и интерпретации промыслово-геофизнческих |
данных, а также необходимость расширения круга задач, решаемых прп помощи ЭВМ.
В процессе разведки месторождений и особенно к моменту ее завершения накапливается значительный объем геолого-геофизиче ских материалов: данные геофизических исследований скважин и анализа керна, результаты испытания скважин и др. Возникает необходимость обработки и обобщения этих данных с целью усовер шенствования методов интерпретации данных каротажа, подсчета запасов нефти и газа, проектирования доразведки и разработки месторождения, а также с целью получения материалов для решения региональных задач. Указанный круг задач решается системой сводной интерпретации.
Важной особенностью геофизических исследований скважин является высокая оперативность использования их результатов в гео логической разведке. Полученная при каротаже информация ока зывает непосредственное влияние на дальнейший ход бурения и завершения скважин, а также на закладку следующих скважин на разведываемой площади. В связи с этим одной из основных задач автоматизированных систем обработки геофизических исследований скважин является ускорение выдачи заключений о скважине.
210
Эта задача становится еще более значительной в связи с повыше нием темпов бурения и необходимостью прогнозирования зон с ано мально высоким пластовым давлением (АВПД), а также разбуриваемости и продуктивности вскрываемых пород (пластов) с целью опти мизации процесса бурения (выбора режима бурения, определения интервала отбора керна, создания лучших условий вскрытии нефте газоносных пластов и т. п.). Полное решение этих вопросов возможно только на базе комплексной обработки и интерпретации геофизиче ских и геохимических исследований. Большое значение приобретает проведение каротажа (электрического, плотностного, гамма-гамма- каротажа и др.) в процессе бурения. Использованпе результатов прогнозирования для управления бурением скважин требует еще большей оперативности их получения.
Повышение оперативности интерпретации и выдачи заключения по данным геофизических и геохимических исследований может быть достигнуто следующими путями:
1)передачей информации непосредственно с буровой в вычисли тельный центр и обработкой ее на больших ЭВМ;
2)созданием периферийных малых вычислительных центров непосредственно в районе разведки или на буровой («мпни-центры») ;
3)обработкой данных непосредственно на буровой при помощи
оборудования каротажных станций. |
|
В настоящее время трудно дать уверенную оценку |
перспектив |
ности указанных направлений в решении поставленной |
задачи. Оче |
видно, лучшие результаты (более высокую геологическую эффектив ность) можно получить при интерпретации данных каротажа на больших ЭВМ, так как в этом случае возможно применение сложных алгоритмов, требующих большой скорости вычислений. Однако реализация этого направления затрудняется отсутствием оператив ной и надежной системы передачи информации непосредственно с бу ровой. Создание такой системы связи в короткие сроки, по-видимому, мало вероятно. Поэтому для повышения оперативности интерпретации данных каротажа в настоящее время целесообразно создать перифе рийные малые вычислительные центры и системы обработки на бу ровой.
На актуальность разработки устройств обработки на буровой показывают исследовательские и опытно-экспериментальные работы, проведенные в США. Фирмой «Шлюмберже» созданы и опробованы скважинные вычислители, позволяющие в процессе каротажа транс формировать измеряемые величины в удобную для интерпретации
форму |
(получение кажущегося удельного сопротивления р в к пла |
стовой |
воды, отношения р п / р п д к относительных сопротивлений, |
определенных по данным электрического и акустического каротажа), вычислить пористость по акустическому каротажу и записать эти параметры одновременно с исходными геофизическими величинами (ПС, КС и др.) на одну ленту [2]. Ведутся работы по использованию геофизических исследований скважин для оптимизации режима бурения.
14* |
211 |
31. СВОДНАЯ И Н Т Е Р П Р Е Т А Ц И Я
Сводная интерпретация является частью общей системы обра ботки и интерпретации 'промыслово-геофизических данных. Она представляет собой как бы следующую за оперативной интерпрета цией ступень и поэтому должна обеспечивать преемственность ее результатов.
Сводная интерпретация промыслово-геофизических данных со стоит из следующих этапов:
1) сбора геолого-геофизических данных;
2) |
хранения |
и |
поиска данных; |
|
|
3) |
обработки |
и |
интерпретации данных на |
ЭВМ; |
|
4) |
оформления |
результатов интерпретации. |
|
||
С б о р г е о л о г о - г е о ф п з и ч е с к и х |
д а н н ы х |
заклю |
|||
чается в пересылке данных по почте, с курьером и по каналу |
связи, |
кодирования данных и передаче (ввод) их в систему хранения. Гео физическая информация и результаты ее обработки поступают на
хранение из системы |
оперативной |
интерпретации. |
Х р а н е н и е и |
п о и с к д а |
н н ы х в сводной интерпретации |
осуществляются информационно-поисковой системой ИПС. Информа ционно-поисковая система является основным элементом, без нее невозмояша организация сводной интерпретации геолого-геофизи- ческой информации на ЭВМ. Информационно-поисковая система должна обеспечить запись, хранение, поиск и ввод в ЭВМ следующей информации: программ, промыслово-геофизических данных, равно мерно расквантованных для каждого продуктивного пласта, резуль татов оперативной интерпретации и геологических данных (керн, результаты испытаний и др.). Хранение информации желательно организовать по продуктивным горизонтам (пластам), являющимся объектом самостоятельного подсчета запасов.
Вопросы хранения геофизических и геологических данных раз работаны недостаточно. Имеющиеся средства хранения (перфокарты, перфолента и магнитная лента) не обеспечивают требуемые надеж
ность хранения и оперативность поиска. |
|
|
|
О б р а б о т к а |
и и н т е р п р е т а ц и я |
д а н н ы х |
н а |
ЭВМ производится |
по программам сводной интерпретации. |
Разра |
ботанный во ВНИИГеофизике вариант технологической схемы свод ной интерпретации показан на рис. 82. Схема включает следующие этапы.
1. Прием информации и ввод ее в информационно-поисковую систему. Геологические данные поступают периодически по мере получения их при разведке месторождений. Поэтому ввод и сорти ровка этих данных в ИПС производится порциями по мере поступле ния их в вычислительный центр.
2. Проведение оперативной интерпретации данных каротажа по скважинам.
3. Уточнение положения продуктивных горизонтов. Целью этого этапа является выделение продуктивных горизонтов (пластов), под-
212
лежащих исследованию, уточнение положения их границ. Границы горизонтов могут уточняться полуавтоматическим способом с исполь зованием заданных приближенно глубин границ.
4. Определение ВНК, эффективных мощностей. Положение ВНК определяется для каждой скважины по кривым кажущегося сопро тивления с учетом переходной зоны нефтегазоносных пластов и по другим геофизическим данным (НГК, опробователи пластов). С этой же целью могут быть использованы материалы оперативной интер претации (таблица данных сводной интерпретации СИ). Для контроля
Печать- |
Печать- |
Лечать- |
|
|
I |
Печать |
|
|
|
|
|||||
|
|
( |
|
на |
|
|
|
|
|||||||
нонтроль |
нонтроль |
нонтроль |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
\АЦПУ |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Опреде |
Опреде |
Подсчет |
|
Подсчет |
|
Оценна |
|
|
Постро |
||||||
ление |
ление |
|
запасов |
|
запасов |
= & |
резуль |
|
==о |
ение |
|
||||
нп |
и |
к |
н г и |
|
понП, |
|
|
п о нп.ср, |
татов |
|
|
нарт |
|
||
кпср |
|
|
Инг.ср |
"нг |
|
|
"нг.ср |
|
подсчета |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
X |
Iг |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
II |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
I |
ï |
|
Построение |
||
|
|
ИПС |
|
|
|
|
МБ (МЛ) |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
нарт, |
схем, |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
профилей |
|
|
|
|
I |
Начало |
I |
Начало |
|
2 |
|
|
|
|
|
Начало 3' |
|
Опреде |
Уточнение |
Система] |
|
Построй |
|
\Построе-\ |
|
I |
Ввод |
I |
|||||
ление |
|
положе |
|
опера |
|
|
|
ï |
|||||||
|
|
|
|
|
|
I |
ние |
|
|
|
|||||
ВНН, |
|
ния |
про |
тивной |
|
|
ение |
I |
|
|
|
\наротат-^с=е\ |
|||
Эффек |
|
дуктив |
|
интер |
|
|
профи |
|
корреля-1^. |
I |
ï |
|
|
||
тивных |
ных |
гори |
прета |
г |
1 |
|
|
|
|||||||
|
|
лей |
|
цион- |
'данных |
, |
|||||||||
мощнос |
зонтов |
|
ции |
|
|
|
ных |
I |
|||||||
тей |
Ннг |
|
|
|
|
|
I |
|
J |
I |
|
1 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
схем _J |
|
A3
Рис. 82. Технологическая схема сводной интерпретации.
1 — переход к следующему этапу; 2 — запись (пересылка) результатов; 3 — вызов информации.
полученных данных о ВНК может быть использовано положение ВНК, определенное по результатам испытания пластов в скважинах. Эффективную мощность Ннг определяют суммированием мощностей прослоев коллектора, лежащих выше ВНК в интервале продуктивного горизонта (пласта).
5. Определение кп и £п . с р . Пористость пласта (средневзвешен ную кп в интервале пересечения пласта каждой скважиной и средне взвешенную &п .с р по пласту) определяют по керну и геофизическим
данным, хранящимся |
в |
ИПС. |
6. Определение каг |
и |
&н г .с р . Коэффициенты нефтегазоносности |
пласта (средневзвешенный в интервале пересечения пласта скважиной
213
А'1|Г и |
средневзвешенный |
|
по |
пласту |
каг- с р ) |
определяют по |
удель |
|
ному сопротивлению и данным керна, вызываемым из ИПС. |
|
|||||||
7. |
Подсчет запасов по |
кп |
и кІІГ. |
Геологические |
запасы нефти и |
|||
газа |
на месторождении |
определяют вычислением |
интеграла |
|
||||
|
Р =: T)Ç |
= |
т) j |
dz j ' j |
kJcnrHlir |
dx dy, |
|
(187) |
где P — вес нефти; Ç — объем нефти (газа) в залежи; т) — удельный |
||||||||
вес нефти. |
|
Ап.ср> а-н г .с р . Объем п вес нефти и |
|
|||||
8. |
Подсчет запасов по |
газа, |
содержащихся в залежи (пласте), определяют по средним значе |
||
ниям пористости |
А'п.ср! нефтегазонасыщенности |
кнт, с р и эффективной |
мощности пласта |
Нср по формуле |
|
|
Q = K.cpKr.zpHcpS, |
(188) |
где 5 — площадь залежи; определяется по структурной карте внутри контура нефтегазоносное™.
9.Оценка результатов подсчета. Сопоставляют результаты под счета запасов нефти и газа двумя вариантами и по величине расхо ждения оценивают полученные результаты. Вычисляют вероятную погрешность определения запасов нефтц и доверительный интервал величины запасов.
10.Построение карт. По результатам сводной интерпретации строят структурные карты, карты изопахнт (общих и эффективных мощностей продуктивного пласта), пористости, нефтегазонасыщен ности и др. Алгоритмы построения карт должны обеспечивать про гнозирование п определение положения сбросов, а также нахождения координат точек изолиний.
11.Построение корреляционных схем и профилей. По промыс- лово-геофизичеекпм данным производят корреляцию разрезов сква жин, выделяют опорные и стратиграфические горизонты, форшіруют таблицы для построения корреляционных схем и геологических
разрезов и профилей при помощи графопостроителей. Корреляция разрезов скважин представляет одну из самых трудных задач, и осуществление ее при помощи ЭВМ автоматическим способом вызы
вает большие |
трудности. Свидетельством этого является отсутствие |
|
в настоящее |
время удовлетворительного |
алгоритма корреляции |
каротажных |
диаграмм. |
|
12. Результаты сводной интерпретации |
должны представляться |
в виде таблиц, карт, профилей, колонок по форме, наиболее близкой к применяемой. Для построения карт, профилей и корреляционных схем можно использовать двукоординатные графопостроители типа «Атлас». Цитологические колонки могут быть построены регистра тором Н024. Однако построение карт и особенно профилей и корре ляционных схем при помощи устройства «Атлас» занимает много времени (—1—2 ч на профиль), поэтому необходимо разработать специальные устройства представления результатов сводной интер претации в графической форме.
214
32. П Е Р И Ф Е Р И Й Н Ы Й М А Л Ы Й В Ы Ч И С Л И Т Е Л Ь Н Ы Й ЦЕНТ Р (МВЦ)
Периферийные МВЦ могут выполнять |
следующие задачи. |
1. Сбор геофизической и геологической |
информации в районе |
геологической разведки, преобразование ее к виду, удобному для хранения и передачи на основной вычислительный центр, и обмен информацией с основным вычислительным центром и геологоразве дочной организацией.
2. Контроль качества геофизических данных.
3.Оперативная интерпретация данных каротажа с целью вы дачи предварительного заключения о скважине.
4.Прогнозирование АВПД, разбуриваемости пород и вскрытия продуктивного пласта по геофизическим и геохимическим исследова ниям скважин.
5.Оформление промыслово-
геофизических |
данных и ре |
|
ГРО |
|
|
||
зультатов |
их |
интерпретации |
|
|
|
|
|
заказчику |
(геологоразведочной |
щ •*—1 |
|
- |
ВЦ |
||
организации). |
|
|
- 1 L |
|
(ГО) |
||
С б о р |
и н ф о р м а ц и и . |
МВЦ |
|
||||
Сбор информации |
(рис. 83) |
1 |
|
|
|
||
|
|
|
|
||||
включает следующие |
операции. |
|
|
|
|
1.Прием геофизической
информации от каротажных КП |
В |
' |
ѳ |
ѳ |
- |
||||||
и |
газокаротажных |
партий |
и |
Pue. 83. Схема |
сбора информации периферий |
||||||
передачу |
результатов |
ин |
ным |
вычислительным |
центром. |
||||||
терпретации, |
осуществляемую |
I — передача (прием) исходной геофизиче |
|||||||||
ской формации |
обычными |
средствами; 2 — |
|||||||||
обычными |
средствами |
и |
по |
то же, по каналу связи; з — передача (прием) |
|||||||
каналу связи |
(от |
удаленных |
результатов |
интерпретации. |
|||||||
|
|
|
|
|
|||||||
партий). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Передачу исходной геофизической информации в центральный |
||||||||||
вычислительный центр |
ВЦ или геофизическую |
организацию ГО, |
|||||||||
в |
подчинении |
которых |
находится МВЦ, обычными средствами и |
||||||||
по |
каналу |
связи. |
|
|
|
|
|
|
|
|
3.Уплотнение, сортировку и перезапись исходных геофизиче ских и геологических данных для долговременного хранения в си стеме сводной интерпретации (подсчета запасов).
4.Передачу результатов предварительной обработки и интерпре тации данных каротажа в ВЦ (ГО) и прием результатов оперативной
интерпретации (по полной программе) из ВЦ. |
|
||
К о н т р о л ь |
к а ч е с т в а |
д а н н ы х . |
Оценка качества |
геофизических данных осуществляется сравнением воспроизведен ных по цифровым данным кривых с каротажными диаграммами, записанными на буровой. Качество каротажных диаграмм проверяют обычным способом.
О п е р а т и в н а я и н т е р п р е т а ц и я д а н н ы х |
к а |
|
р о т а ж а . |
При выборе алгоритмов для интерпретации |
данных |
каротажа |
следует исходить из задач МВЦ и характеристики |
215
вычислительных устройств (машин), применяемых в них. Внедрение малогабаритных универсальных вычислительных машин (М-6000и др.) позволяет рекомендовать проектирование периферийных МВЦ иа их основе. В этом случае для оснащения МВЦ потребуется разработка только периферийных устройств ввода и вывода геофизических дан ных, возможно блока оперативной памяти.
Основной задачей МВЦ является оперативная интерпретация данных каротажа — выделение коллекторов и оценка характера их насыщения. Поэтому выбор алгоритмов заключается в анализе возможности реализации в МВЦ алгоритмов, разработанных для оперативной интерпретации при помощи больших ЭВМ. Учитывая небольшое быстродействие и память машин, рекомендуемых для МВЦ, не следует на первом этапе стремиться реализовать все разработанные алгоритмы. Например, можно обойтись без детальной обработки данных Б К З и других зондов по сопротивлению и ограничиться поправками на влияние скважины.
Из анализа алгоритмов систем «КАРОТАЖ» и ГИК-2 следует, что с применением машины М-6000 можно реализовать следующие алгоритмы:
1)литологическое расчленение и выделение коллекторов по диагностическим кодам («КАРОТАЖ»);
2)определение характера насыщения пластов по критериям для чистых и глинистых коллекторов («КАРОТАЖ»);
3)оценка нефтегазоиосности по геохимическим данным («КАРО ТАЖ»);
4)приближенное поточечное вычисление knj, Сгл,- и &н;- и построе ние кривых этих параметров (ГИК-2).
Так как в системе оперативной интерпретации данных каротажа при помощи МВЦ не предусмотрено строгое определение удельного сопротивления пород, то целесообразно осуществить трансформацию кривых КС с исправлением на влияние скважины (что особенно важно для градиент-зондов).
Технологическая схема интерпретации
На основе изложенного выше можно предложить функциональную схему интерпретации данных каротажа на МВЦ (рис. 84). Функцио нальная схема интерпретации составлена в предположении, что исходная геофизическая информация вводится в вычислительную машину МВЦ (или специализированные вычислительные устройства) порциями, содержащими геофизические величины, измеренные на одной глубине (точке). Это вызвано небольшой памятью малых ЭВМ и стремлением унифицировать системы обработки на МВЦ и буровой.
Информация считывается с перфолент П х и П 2 устройствами СУг и СУ 2 или с магнитной ленты M устройством СУмЕсли в процессе измерений на буровой данные каротажа не были согласованы по глубине, то это согласование производится в блоке согласования глубин БСГ и все геофизические величины а-п в точке і заносятся
<-216
в запоминающий регистр ЗУ. Обработка и интерпретация данных каротажа производится поточечно, поэтому информация ЗУ хранится только до считывания данных следующей точки £ - j - 1. Тактовые сигналы для считывания подаются многоканальным регистратором результатов интерпретации типа Н 0 2 4 или датчиком циклов, если результаты интерпретации записываются другим устройством. Преду сматривается трансформация кривых КС градиент-зондов, т. е. запись кривой КС в виде последовательности (33). Результаты транс формации заносятся в ЗУ или на перфоленту ПЛ.
|
|
|
|
|
|
|
аа |
|
|
|
|
|
СУ, |
|
|
|
|
|
Кпі, Сгм,Кні |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МВЦ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СУг |
|
БСГ |
ЗУ |
МОЛ, |
|
ce |
ФК |
\Н01Ч. |
||
|
M |
|
|
|
|
|
lia '•Щні |
|
|
|
|
|
|
|
|
МОЛ? |
|
ОН |
|
|
|
|
|
|
СУ, |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
'М |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АУ |
|
тк |
ПЛ |
|
|
ПУ |
|
|
|
|
|
|
|
|
і |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
L |
|
|
|
|
|
|
Рнс. 84. Функциональная схема интерпретации |
данных каротажа |
на |
МВЦ. |
||||||||
I |
— движение |
информации; |
2 — передача |
синхронизирующих |
сигналов; |
||||||
3—движение |
информации при ее уплотнении; |
ТК — устройство |
трансфор |
||||||||
мации кривых; ПУ |
— панель управления перфоратором и |
устройством |
фор |
||||||||
|
|
|
мирования комбинированного кода. |
|
|
|
|
||||
Интерпретация |
данных |
производится |
следующим |
образом. |
|||||||
1. |
Вычислитель |
В по данным |
каротажа а]Ч (/гкі ^ггкі |
^нгк 1 1 |
|||||||
др.) вычисляет приведенные значения а-п |
по формуле (35) и по ним |
||||||||||
определяет пористость кп |
и глинистость Сгл,-. По |
трансформирован |
|||||||||
ным значениям |
рк |
оценивается нефтегазонасыщенность ка[. |
Допу |
||||||||
стимо использовать упрощенные алгоритмы, например, |
определе |
||||||||||
ние кп[ |
при помощи апроксимирующих |
схем (кп[ |
= f (а{і), |
а |
также |
||||||
индекса литологии |
дешифрирующими |
матрицами. |
|
|
|
||||||
2. |
Дешифрирующая матрица |
МОЛ х |
по данным |
кпопределен |
ным по разным геофизическим величинам, например АК, НГК и КС,
находит индексы |
литологии породы Ілі |
(выделяется |
коллектор) и |
|
нефтегазонасыщения Ін |
|
по данным ajt |
|
|
3. Дешифрирующая матрица МОЛ 2 |
определяет |
|||
индекс литологии породы Ілі |
(алгоритм |
ВНИИГеофизикн); гранич |
||
ные значения Aß |
задаются |
оператором. |
|
|
217
4. |
Схема ОН определяет иефтегазопосность (индекс Ін t) по кри |
терию |
(152). |
5. |
Схема совпадения СС анализирует индексы Іл и /„ ( , поступив |
шие с матриц MOJIj и МОЛо, и выдает окончательные индексы ли
тологии породы и |
нефтегазоносности. |
кп[, |
|
6. |
Устройство |
ФК формирует результаты интерпретации |
|
Сглі, |
А - „ І л і и |
и исходные величины ау 7 по выбору интерпрета |
|
тора |
в комбинированный код, принятый в регистраторе И024. |
|
7. Комбинированный код перфорируется на перфоленту ПЛ и
регистрируется регистратором |
Н024. |
|
Комплекс счетно-решающих |
и логических схем |
ВП, МОЛ, ОН |
и ФК может быть заменен малой универсальной |
вычислительной |
|
машиной. |
|
|
Для хранения данных каротажа, а также для передачи их по каналу с небольшим быстродействием необходимо компактное пред ставление данных. С этой целью можно использовать уплотнение информации при помощи адаптирующего устройства АУ. Хранение данных каротажа, по-видимому, целесообразно организовать в пе риферийных вычислительных центрах. Возможно, что уплотнение данных целесообразно будет производить в ВЦ, затем передавать пх в периферийный МВЦ. При подсчете запасов эти данные могут быть запрошены вычислительным центром и переданы ему из МВЦ.
Для решения задач прогнозирования необходимо:
1) получение корреляционных связей между физико-механиче- скпмн свойствами, характеризующими разбуриваемость пород в рай оне, и геофизическими величинами, а также между оптимальными параметрами бурения и показаниями геофизических приборов;
2)предсказание физико-механических свойств вскрываемых по род и определение оптимальных параметров бурения по результатам каротажа в процессе бурения с применением полученных ранее корреляционных связей;
3)предсказание подхода к продуктивному пласту по данным газового каротажа с использованием результатов электрического каротажа в процессе бурения.
Указанные задачи также могут быть выполнены малой ЭВМ приблизительно по той же схеме (см. рис. 85).
33.И Н Т Е Р П Р Е Т И Р У Ю Щ И Е УСТРОЙСТВА Д Л Я К А Р О Т А Ж Н Ы Х СТАНЦИЙ
Обработка данных каротажа на буровой осложняется тем, что для ее реализации расширяется комплекс аппаратуры каротажных станций. Это значительно усложняет работу оператора и может привести к снижению производительности каротажных работ. По этому интерпретирующие устройства должны быть по возможности просты и надежны. В связи с этим круг задач, предъявляемый для решения в процессе каротажа, должен быть ограничен. Указанныезадачи можно разделить на две группы.
218
К первой группе относятся следующие задачи, связанные с пред ставлением измеряемых величин в виде, удобном для дальнейшего использования:
1) преобразование и запись измеряемых величин в заданном масштабе (логарифмическом, гиперболическом 1/ау7, в относительных и других единицах);
2) |
совмещение записей аналоговых кривых по глубине; |
3) |
вычисления, непосредственно связанные с определением коэф |
фициента затухания упругих колебаний и других параметров при акустическом каротаже, выделение различных волн.
Перечисленные операции и вычисления можно выполнить уни версальным (общим для станции) вычислителем, или рассредоточить в аппаратуре соответствующих видов каротажа, например, вычисле ние относительных /нгкАЛ> и приведенных Л/нгк . АУгк величин {двойной разностный параметр) в аппаратуре радиоактивного каро тажа.
Ко второй группе относятся следующие задачи, связанные с ин терпретацией каротажных данных:
1)исправление кажущихся удельных сопротивлений на влияние •скважины;
2)построение литологической колонки;
3)оценка нефтегазоносности пластов коллектора;
4)приближенные вычисления пористости и нефтенасыщенности по кажущимся величинам (КС, ГК, НГК и др.) и запись их на одной ленте; частным случаем этой задачи является запись нормализован ных кривых Б К и НГК.
Чтобы выполнить эти операции, следует совместить цифровые
.данные по глубине в процессе каротажа, а также определить макси- мум-максиморум и минимум-миниморум каротажных' кривых перед измерением (например, при спуске прибора на забой). Последнее необходимо для определения граничных значений и А; -2 , а также
.для правильного выбора масштаба записи.
Технологическая схема обработки
Технологическую схему обработки и интерпретации данных
каротажа на буровой можно представить |
следующим |
образом |
|
(рис. |
85). |
|
|
1. В общем случае во время обработки данных часть геофизиче |
|||
ской |
информации djt, законсервированная |
в цифровой |
форме, |
учитывается устройством СУ, другая часть Aß |
измеряется |
в анало |
говой форме и преобразуется аналого-цифровым преобразователем АЦП. Возможны различные частные варианты ввода информации
в интерпретирующую систему: |
величин А , ( достаточен |
|
а) |
комплекс одновременно измеряемых |
|
д л я |
решения задачи — законсервированная |
ранее информация не |
вводится; если точки записи величин A - j ( не смещены по глубине,
219