Тонкослоистые пласты

•Отлаженный механизм выделения фаций в отложениях, где традици-

0HHыe методы каротажа не способны на это.

•Более совершенное измерение проницаемости, чем это возможно в на­

стоящее время с использованием традиционных зависимостей «порис­

тость-проницаемость».

•Измерение вязкости нефти в условиях залегания.

•Дифференциация зон с нефтью и с газом.

•Исключение необходимости использовать в скважине ядерные источ­

ники.

в общем и целом можно сказать, что некоторые петрофизики искрен­ не верят в будущее ЯМК и считают, что он окончательно вытеснит собой

традиционные методы каротажа. Друтие же обращают внимание на тот

факт, что ядерный магнитный каротаж используется уже 15 лет, а свои реальные преимущества на большинстве месторождений продемонстри­ poBaл мало. Мне пришлось видеть много каротажных диаграмм, полу­ ченных методом ЯМК, на которых этот прибор определяет нефть в во­ донасыщенных интервалах разреза, а также и газ, и нефть выше и ниже

газонефтяного контакта (gas/oil contact, GOC). Мне также встречались

значения проницаемости, отличающиеся в 10 и более раз от значений,

прокалиброванных по данным кернового анализа и выведенных из соот­

ношений «пористость-проницаемость». Однако я также видел, что этот

прибор способен объяснить, почему некоторые зоны с высокой общей воДонасыщенностью могут давать безводную нефть. Следовательно, су­

ществуют ситуации, в которых ЯМК может проявить свои реальные пре­

имущества, но использование этого прибора должно иметь обоснование для каждого конкретного случая. Прибор не должен использоваться

только потому, что он создан с применением «высоких технологий».

5.5. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА НЕЧЕТКОЙ ЛОГИКИ

Метод «нечеткой логики» способствует выделению фаций, а также мо­

жет быть особенно полезен для привязки друг К другу петрофизических

исейсмических данных. В настоящей главе будет описана основа мето­

да и приведен учебный пример с решением для иллюстрации принципа

его работы. Рассмотрим ситуацию, в которой для разделения песчаника

иглины используются данные гамма-каротажа (gamma гау, GR). В рам­

ках традиционного подхода нужно определить граничное значение этого

параметра, ниже которого располагаются песчаники, а выше - глины.

Чтобы использовать нечеткую логику, необходимо проделать следующие

операции:

1. Для некоторого интервала скважины, где песчаник и глина могут

быть идентифицированы с абсолютной достоверностью, нужно по-

ного интервала к соответствующему классу. Интервал следует отнести к тому классу, для которого полученная вероятность имеет более высо­ кое значение. Кроме того, на основании данных об относительной веро­

ятности можно установить уровень доверия.

Поняв принцип использования нечеткой логики с одной переменной,

легко увидеть, как данный метод может быть распространен на случаи

с более чем двумя классами породы (например, песчаник, алеврит и гли­

на) и с более чем одной входной переменной (например, ГК-, плотност­

ной и нейтронный каротаж). Поскольку на графике неудобно размещать

кривые для более чем двух переменных, фактическое размещение кри­

Bыx выполняется компьютерной программой в N-мерном пространстве,

соответствующем N переменным. Для надежной работы метода, очевид­

но необходимо, чтобы функции принадлежности не сильно перекрыва­

лись в занимаемом ими N-мерном пространстве. Также этот метод плохо

работает, если параметры постепенно меняются с глубиной.

Преимущество данного метода над другими, такими как нейронные

сети, состоит в том, что с помощью изображения функций принадлеж­

HocTи он позволяет увидеть, стоит или нет включать в анализ какую-ли­

бо из рассматриваемых переменных. Кроме того, этот метод позволяет определить для выходной классификации уровень доверия, а также пред­

лoжиTь «дополнительный вариант». Польза метода нечеткой логики про­

явилась, главным образом, при моделировании акустического и упругого

импеданса, позволяя, в частности, определить, существует ли какое-либо различие между значениями акустического импеданса нефте- и газонас­

ыщенных песчаников. Если такое различие существует, функции прина­ длежности могут быть использованы как входные данные сейсмического куба для распределения типов фации по частям сейсмического объема,

тем самым позволяя выявить потенциальные углеводородные зоны.

Нечеткая логика может быть также полезна для локализации опреде­ ленных типов фаций к каротажным диаграммам; например, в качестве

основы для применения различных соотношений «пористость-проница­

емость». Из своей собственной практики использования нечеткой логи­

ки я обнаружил, что выбор слишком большого числа фаций приводит

к их взаимному перекрытию. Кроме того, увеличение количества мето­ дов каротажа, используемых в качестве переменных, которые могут быть

лишь неопределенно связаны с представляющими интерес свойствами,

обычно наносит один лишь вред. Во многих отношениях метод нечет­

кой логики похож на методы, реализуемые в описанных выше пакетах

программ статистических расчетов. Как и они, этот метод имеет преиму­

щество над детерминированными методами, заключающееся в том, что

он может объективно и одновременно оперировать большим числом пе-

vk.com/club15268505096 Пракmuческuе|аспектыvk.com/id446425943геофизических исследований скважин

ременных. Однако, как и эти программы, он легко может выдать полную

чушь при отсутствии тщательного контроля над исходными данными.

Упражнение 5.2. Примеиение иечеткой lIОrики

1.Настройте модель нечеткой логики, позволяющую различать эффек­

ты на основе ГК с помощью данных кернового анализа в качестве опознавательного набора.

2.Примените эту модель к нижней половине каротажной диаграммы интервала. Сравните среднее значение песчанистости интервала с со­

ответствующими значениями, полученными на основе традицион­

ных методов анализа.

5.6. ТОНКОСЛОИСТЫЙ РАЗРЕЗ

Чтобы иметь возможность определять такие свойства, как R" rhob и GR,

обычно петрофизики рассчитывают на каротажные приборы, разрешаю­

щая способность которых позволяет выделить отдельные слои. Хотя изу­ чение керна открывает множество деталей, которые не способен уловить

ни один зонд, кроме пластового сканера, это обычно не приводит к Ka~

ким-либо серьезным проблемам при условии, что все изменения свойств

породы осредняются по оцениваемому интервалу.

Проблемы возникают тогда, когда эти изменения свойств пород нели­ нейно влияют на показания используемого для их оценки прибора. На­

иболее распространенный пример - влияние маломощных глинистых

прослоев на диаграмму каротажа сопротивления. Для тонкослоистых

пластов, перпендикулярных стволу скважины, их сопротивление может

быть приблизительно равно:

Следовательно, малое количество проводящей глины может сущес­

твенно снизить R" определяемое прибором. Результаты расчетов насы­

щенности способны представить зону как преимущественно водона­ сыщенную и не представляющую интереса для перфорирования, тогда

как фактически воДонасыщенность отдельных песчаных прослоев очень низка, и интервал может давать безводную нефть.

Заметим, что если прослои достаточно мощные и их еще можно выде­

лить на диаграмме плотностного каротажа (разрешение -1 фут), то эту проблему можно легко преодолеть с помощью метода J-функции, опи­

санного в главе 3. Если же их толщина измеряется в миллиметровом мас-

штабе, они не выделяются средствами плотностного каротажа, и в этом

случае нужны другие подходы.

Прежде всего, необходимо идентифицировать слоистые интервалы

и определить соотношение песчаника и глины в них. Наиболее надежным

способом идентификации слоистого пласта является непосредственное

изучение керна. На колонке керна должны быть измерены относитель­

ные толщины песчаных и глинистых прослоев. После этого рекоменду­ ется сделать допущение об общих свойствах пласта, приняв, что порис­ тость равна средней по керну, а насыщенность может быть определена с помощью функции «насыщенность - высота». Для этого используют­

ся результаты измерения капиллярного давления, проведенные на этом

керне. Если данные керна недоступны, следует пользоваться наиболее

распространенными способами идентификации слоистых пластов:

• Использование изображения ствола скважины, полученного с помо­

щью электрических или акустических сканеров.

•Изучение данных микрокаротажа, которые могут фиксировать резкую

изменчивость электрического сопротивления прослоев (хотя это мо­

жет быть обусловлено и неровностями стенок ствола скважины).

•Измерение анизотропии сопротивления либо путем сравнения дан­ ных, полученных приборами индукционного и бокового каротажа, либо путем запуска специальных приборов индукционного каротажа

с перпендикулярными катушками, которые могут обнаруживать сло­

истые интервалы.

• Присутствие явных признаков нефти при бурении в зонах, которые по

каротажным диаграммам не считались коллекторами.

Ситуация, когда тонкослоистый пласт является перпендикулярным

к стволу скважины, представляет собой наихудший случай с точки зре­

ния искажения диаграмм сопротивления. Если ствол скважины пересе­ кает такой пласт под углом к напластованию, диаграммы сопротивления

подвергаются меньшему искажению. В литературе опубликованы соот­

ветствующие уравнения для определения сопротивления в зависимости

от угла наклона пачки, Rshale И R sand•

Еще один метод, нашедший свое применение, основан на построении

графика Томаса-Штибера (Thomas-Stieber). Ниже следуют соответствую­

щие пояснения. Начнем с рассмотрения чистого песка спористостью Фi'

содержащего воду и имеющего водородный индекс Hlw • Существует три

типа распределения глины в песчано-глинистой породе (рис. 5.6.1):

1. Чистая глина может распределяться в виде прослоев в пропорции Vlam , увеличивающейся до точки, соответствующей пласту, полностью

состоящему из глины.

vk.com/club152685050CoapeMefifible методы Ufimepnpemau,uu| vk.com/id446425943данных геофизических исследований скважин 101

Если повезет с установкой опробователя пластов, традиционные уст­

ройства для измерения пластового давления и отбора проб могут ока­

заться способными идентифицировать продуктивные зоны. Ясно, что

при испытании таких зон предпочтительней эксплуатировать прибор

впакерном режиме. Единственный способ, дающий полную уверенность

втом, что зона может быть продуктивной, - это пробная эксплуатация скважины. В этом случае я порекомендовал бы перфорировать такие ин­

тервалы на возможно большую длину, чтобы максимально увеличить ве­

роятность вскрытия продуктивных прослоев.

На одном из месторождений, где мне привелось работать, нефти, со­

держащейся в пропущенных слоистых комплексах, оказалось столько,

что накопленная добыча с некоторых участков месторождения превыша­ ла расчетное значение STOIIP. Однако когда была выполнена повторная

оценка месторождения, выяснилось, что использование традиционных

методов петрофизики и отказ от введенных ранее граничных значений пористости привели к более чем двукратному увеличению STOIIP. Во

многих случаях включение глинистых прослоев в эффективную толщину примерно компенсирует объем нефти, не учтенный в результате завы­

шения Sw из-за влияния глинистых прослоев на сопротивление пласта.

Однако если доля глинистых прослоев мала по отношению к песчаным прослоям, происходит недооценка STOIIP. И наоборот, если пачка пре­

имущественно состоит из глин, а толщина пачки рассматривается как

эффективная, значение STOIIP может быть переоценено.

Упражнение 5.3. Тонкослоистые пласты

1. Постройте график Томаса-Штибера, используя Фd и Фn. Идентифици­

руйте точки чистого песчаника и глины и установите типы присутс­

твующей глины (структурная, дисперсная, слоистая).

2. Влияют ли тонкие прослои на оценку параметров в данной скважине?

3.Постройте график зависимости Фd от Ур' Узнали ли вы из этого гра­ фика что-нибудь новое?

5.7. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА ИМПУЛЬСНОГО

НЕЙТРОННОГО ГАММА-КАРОТАЖА

Приборы, работа которых основана на методе импульсного нейтрон­ ного гамма-каротажа (thermal decay time, TDTs), используются в обса­

женных скважинах для обнаружения происходящих со временем изме­ нений насыщенности пласта. Как правило, эти изменения происходят

вследствие: