petrophysics2004

уравнение для. продольной волны первого рода на основании (12.47) и

(12.35):

(12.63)

В сухом песке наблюдаются.: продольная. волна второгорода, пред­ ставля.ющая. собой волну переупаковки частицвоздушную волну (up ва>• характеризующуюся. более интенсивным затуханием:

Uрва =(kпРвз~взГ112

(12.64)

где Рваи ~вэкоэффициент объемной сжимаемости и плотность за­

полняющего поры воздуха; продольная. волна первого рода по скеле­

тупороды

uрск =<Рск~тв>-112,

(12.65)

где Рск=kпРп+Ртвсжимаемость скелета породы; ~твплотность

твердой фазы.

Возможность образования.продольных волнпервого и второго рода

в пористых сцементированных породах доказана теоретически

(В.Н. Николаевский, 1970 г.). Однако, как указано выше, волны второ­ го рода быстро затухают.

Существование продольных волн двух родов доказано также экс­

периментально на сухих песках и гранулярных моделях (Н.Р. Петер­

сов, 1956 г.). Теоретические исследования. волн в несцементирован­

ных средах дают не совсем хорошее совпадение вычисленных и из­

меренных скоростей (В.Н. Кобранова, 1986г.).

11.5.ПОГЛОЩЕНИЕ УПРУГИХ ВОЛН

Всплошных твердых, жидких и газообразных средах энергия. волн

упругости расходуется. на трение между колеблющимися. частица­

ми, превращая.сь в тепловую, и рассеивается. в пространстве.

Амплитуда волн упругости А изменяется. с расстоянием :r от ис­

точника колебаний по закону

А=Ао[~Г'exp[-a.(x-:ro)J,

(12.66)

где А0 - амплитуда волны на расстоянии :r0 от источника; n - (амп­

литудный) показатель расхождения. волн от источника; а- (ампли­

ту~ый) коэффициент поглощения. (или затухания.) волн.

Для. плоского фронта волны n =О, для. цилиндрического n = 1/2 и для. сферического n =1.

В скважинных исследованиях применяются зонды, размер кото­ рыхпозволяетприближенно считать фронт волны у приемника плос­ ким (n=O). Уравнение (12.66) в этом случае принимает вид:

А= Аоexp(-aS) ,

(12.67)

где S - база прибора - расстояние между двумя. источниками уп­

ругих волн.

320

Откуда получим коэффициент поглощения

1 Au	(12.68)
a.=-ln-.

S А

Уравнение (12.68) позволяет учесть рассеяние упругих волн в про­

странстве. Его величина в реальных жидкос1·ях и газах может бы~·ь

оценена с помощью коэффициента классического кирхгоффа-стоксо­ ва поглощения <lxc· обусловленного потерями, связанными с вязкос­ тью и теплопроводностью среды (Л.Д. Ландау, Е.М. Лившиц, 1965 г.):

<Х.кс=_!!]__[_!J.I.c +Л(2__2_)]•			{12.69)
2бuР 3	Cv	СР

где oo=21t/- частота; б- плотность; J.l.c- сдвиговая вязкость; Л­

теплопроводность; Cv и СРудельные теплоемкости.

Распространение продольных и поперечных волн в реальных гор­

ных породах сопровождается поглощением энергии, что связано с про­

явлением вязкости (неидеальной упругости среды) и неидеального

теплообмена. Так же, как и в жидкостях, поглощение здесь также

обусловлено кирхгоффо-стоксовым механизмом, учитывающим вяз­

кость и теплопроводность среды, который проявляется на расстоя-

вивх,соиз:•:7:[д(;й~о):н:~f3о2б;2'1>Р2(1-~'l>s: J];					(12.70)
бп'l>р			Ср	'l>p
а.	J.1	002
	-=-1__
s	21:		3 1
	uп'l>s
где J.11 и JJ.2 -объемные вязкости фаз; f30 -				сжимаемость породы.

Как видно из уравнений, поглощение продольных волн связано с

тепловыми и вязко-инерционными процессами, а поглощение попе­

речных волнтолько с вязко-инерционными процессами.

Экспериментальными исследованиями процесса поглощения уп­

ругих волн установлен ряд весьма важных зависимостей, которые

не противоречат приведеиным выше уравнениям. Например, коэф­ фициенты поглощения а.Р и <Х.5 увеличиваются с частотой звука

(рис. 105, а, б). ·

Расчеты показывают, что сочетание термического и-вязко-инер­ ционного затухания приводит к тому, что коэффициенты затухания

в водо-, нефте- и газонасыщенных терригеиных породах располага­

ются в ряд <Х.р вп<<Х.р нп<<Х.р m• а для поперечных волн <X.s вп><Х.s нп><Х.s m·

При этом дифференциация пород с пористостью 20%, насыщенных

разными флюидами при частотах -1 оз-104 Гц можетдостичь 300400% (Б.Н. Ивакин, Е.В. Карус, О.Л. Кузнецов, 1978 г.).

Эти обстоятельства могут оказаться весьма перспективными при исследовании скважин, бурящихся на нефильтрующихся промывоч­

ных жидкостях.

21 - Петрафизика

321

а	as		б	в г
			~г~~~·~
10 10	10 J, Гц 10		10	10 /,Гц

Рис. 105. Схематичесхие зависимостикоэффициентовпоrлощенияпродОJIЬ­

ных СХр и поперечных а" воnи от частоты поJШ и хара:ктеристи:к упругой сре­

ды:

а, б- от частоты поnи ДJUI осадочных пород, насыщенных водой (в), нефтью (х) и ra30111 (г); в - от rJIИНИстости пород; г - от коэффициента трещиноватости пород. Примечание: пошкапеf-10°...102••• 104 Гц

Коэффициенты поглощения возрастают с увеличением глинисто­

сти гранулярных пород (см. рис. 105, в) и коэффициентов трещинова­ тости трещиновато-кавернозных пород (см. рис.105, г).

Поперечные волны более чувствительны к увеличению снеодно­

родности » порового пространства.

Более глубокое использование теоретических формул (12.70) зат­

руднено в связи с трудностями экспериментальной оценки объемных вязкостей твердых тел. Поэтому часто для расчетов коэффициентов

поглощения волн упругости в твердых телах пользуются эмпиричес­

кими формулами (Л. Д. Ландау, Е. М. Лившиц, 1965 г.)

2ro3

аР=	----;-,	(12.71)
	'Up

гдеn>1.

Кроме того, ввидуразнообразия возможных механизмов поглоще­ ния волн упругости в многофазных средах для оценки реальных ве­ личин коэффициентов поглощения волн Р и S предлагается исполь­ зовать суммарный коэффициент поглощения (Б.Н. Ивакин, Е.В. Ка­

рус, О.Л. Кузнецов)

а=<Хтерм+<Хан+акс,

(12.72)

где <Хтермкоэффициент термического поглощения звука; а.и- ко­

эффициент вязко-инерционного поглощения и ~ - коэффициент

поглощения Кирхгоффа-Стокса.

Ра~четы показывают, что коэффициент классического поглоще­ ния ~ может быть в осадочных породах существенно меньше, чем

добавочные механизмы поглощения а...е~м+а.1. Так, для частоты f= 10 кГц в газонасыщенном пласте ~=1,2 ·10- м-1 << <Хтер... Веро­

ятно, такой подход позволит приближенно рассчитать основные па­

раметры упругого полядляряда моделей пористой среды. Однако эта

·проблема в приложении креальным многофазным породам еще весь­

ма далека от разрешения [18].

322

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.Напишите уравнение Гука для линейных и объемных деформа­

ций однородных упругих тел; дайте физическое толкование основ­

ным упругим константам: модуль Юнга, модуль сдвига, модуль все­

стороннего сжатия, коэффициент Пуассона.

2.Чем отличаются упругие деформации реальных горных пород от упругих деформаций однородных тел; что такое обобщенный за­

кон Гука? Что такое дифференциально упругие среды?

3.Напишите основные уравнения для определения деформаций

дифференциально упругих тел при статических условиях нагруже­

ния. Какое практическое значение могут иметь эти решения, в какой области горного дела?

4.В чем особенности деформаций дифференциально упругих тел

при динамических нагрузках? Что такое коэффициент связи между

фазами и чем определяется его величина?

5.Напишите и объясните основные уравнения для скорости упру­ гих волн в идеально-упругих средах. Объясните, где их можно ис­

пользовать в горном деле?

б. От ка~их факторов зависит скорость упругих волн в минералах, магматических и метаморфических горных породах?

7.В чем особенности распространения упругих волн в пористых

осадочных породах?

8.Что такое уравнение среднего времени, для каких пород и усло­

вий его можно применить?

9.Как изменяется скорость упругих волн при усложнении строе­ ния осадочных горных пород (влияние глинистости, трещиноватос­ ти, кавернозности)?

10.Что такое затухание упругих волн, чем оно характеризуется,

от каких факторов зависит?

13.ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВЯЗЕЙ ДЛЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ

РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ

. ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

13.1. О&ЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Петрафизическое обеспечение комплексной интерпретации мате­ риалов ГИС для подсчета запасов и проектирования разработки включает изучение петрафизических связей, позволяющих перейти

к фильтрацианно-емкостным свойствам пород и установление спет­

рофизического образа» каждого литотипа. Коллекция образцов по­ род, используемых для создания петрафизической основы интерпре-

323

тации ГИС в изучаемом объекте, должна удовлетворять следующим

условиям: включать образцы всех основных литотипов изучаемых отложенийколлекторов и неколлекторов; число образцов должно ,соответствовать требованиям математической статистики; значи­ тельная часть образцов должна принадлежать интервалам сплош­ ного отбора керна с необходимой частотой отбора образцов на анализ

(не менее пяти на 1 м разреза).

·

По способуполучения эмпирических петрофизических зависимос­

тей различают следующие виды парных связей: кернкерн (к-к), геофизика - керн (г- к), геофизикагидродинамика (г- гд), гео­

физика -геофизика (г-г).

Связи типа к- к. Получают в результате измерений в лаборато­

рии двух параметров-одного «геофизического» у, т. е. параметра,

получаемого на первой стадии интерпретации ГИС (геофизическая интерпретация), например, параметра пористости Рп или скорости распространения упругих колебаний в породе, и параметра :х:, харак­ теризующего фильтрационно-емкостные свойства, например, коэф­ фициента пористости k" или глинистости CrJI· Оба параметра опреде­

ляются на одном и том же кусочке керна при атмосферных или тер­ мобарических пластовых условиях. Полученные длякаждого образца

значения :х:к, Ук определяют положение точки для этого образца в си­

стеме координат :х:--у. Совокупность точек обрабатывают известны­ ми приемами математической статистики, получая уравнение рег­ рессии, коэффициент корреляции, и т. д. В 30-50-е годы использо­

вали при интерпретации связи только к - к, поскольку технология

отбора керна не обеспечивала сплошной отбор керна. Эти связи и до настоящего времени преобладаютв практике оперативной интерпре­ тации ГИС и при использовании ГИС для подсчета запасов.

Связи типа r - к. Стали получать, начиная с 60-х годов, в связи с

созданием технологии отбора керна, обеспечивающей 100 %-й отбор

ивынос керна на поверхность. Попытки получения связейг-к были

ираньше, однако ввиду неполного выноса керна данные изучения кер­

на были непредставительны инесопоставимы с данными ГИС. Уста­

новленные на таком материале связи совершенно не отражали ис­

тинных закономерностей и дискредитировали геологическую интер­

претацию ГИС. При использовании результатов изучения керна,

вынесенного полностью, исследованного с достаточной частотой и на­

дежно привязанного к материалам ГИС, эффективность связей г- к

резко возрастает.

Для получения связи г - к выполняют следующие процедуры: а) составляют керноrраммы различных параметров, установленных

на образцах керна, по изучаемому участку разреза скважины путем

нанесения точекдля каждого образца в системе координат исследуе­

мый параметр - глубина в том же масштабе глубин, что и диаграм­ мы ГИС, используемые для интерпретации, например 1:200; б) вис­

следуемом интервале разреза по комплексу ГИС выделяютдостаточ­ но однородные пласты и определяют для каждого из них физические

параметры для последующего сопоставления с данными керна; со-

324

ставляют графики изменения этих параметров по разрезу; в) исполь­ зуя керногра:м:му и графикрезультатов интерпретации ГИС для двух

близких по своей природе пара:метров, прив.язывают данные керна к :материалам ГИС по глубине; г) на каждой керногра:м:ме выделяют

пласты, установленные по :материалам ГИС, определяют среднее зна­

чение параметра по керну для каждого пласта; д) в системе коорди­

нат Yr (пара:метр, определенный по ГИС) - Хк (пара:метр, рассчи­

танный по данным керна) наносят точки, соответствующие различ­

ным пластам в изучаемом участке разреза. Поскольку значения Yr

по данным ГИС находят в пластовых условиях, значения Хк если они

определеныприатмосферныхусловиях, необходимопривестикпла­

стовым. На основе полученной совокупности точек находят уравне­

ние регрессии и статистические пара:метры, характеризующие тес­

ноту связи, как и в предыдущем случае.

Сравнение аналогичных связей типа к- к и г- к, полученных на фактическом :материале :многих параметрических скважин, показа­

ло, что при незначительно:м различии уравнении регрессии, а неред­

ко при полно:м их совпадении, связьг-к характеризуется более вы­

соким коэффициентом корреляции r (или корреляционным отноше­ нием ТJт) и :меньшей дисперсией о. Причиной этого .является то, что

значения'Уr• Хк, вычисленные для пластов, и Yr• :rк для образцов от­

носятся к объектам разных уровней. ЗначенияYr, хк учитывают нео­ днородность изучаемых объектов в большей :мере, че:м Уко :rк. Связи

г-к заслуживают предпочтения, поскольку они соответствуют

объектам того же уровня, что и пластовые пересечения, для которых

определяются подсчетные пара:метры. Существенным ограничением

возможности использования связей типа г- к .является бурение не­

большого числа базовых (пара:метрических) скважин, в которых про­

изводят сплошной отбор керна и расширенный комплекс ГИС. Связитипаr - гд получают, сопоставляя геофизический параметр

Yr и параметр Хrд• устанавливаемый по данным гидродинамических исследований и характеризующий фильтрационные свойства плас­

та, например, коэффициент проницае:мости kпР или удельный коэф­ фициент продуктивности ТJпр· Значения Yr и :rrд рассчитывают для од­

нородных по данным ГИС интервалов испытаний разреза, в которых фильтрационные параметры :можно определить по кривой восстанов­

ления давления или другими известными способами обработки дан­

ных гидродинамических исследований. Аналогичные связи типа г­

к даже при условии использования результатов определения фильт­ рационного параметра, например knp на образцах представительного

керна уступают в надежности связи г- гд, поскольку фильтрацион­ ный параметр наиболее достоверно определяется по данным гидро­ динамических исследований. Особенность связей г-гд заключается

в том, что в этом случае сопоставляются интегральные значения па­

раметров, вычисленных по данным ГИС и гидродинамики.

Связи типа г- r. Два геофизических параметраг-г провод.ят,

нанося точки с координатами г1, г2 (параметры, вычисленные по дан­

ным двух различных геофизических :методов) на плоскость в системе

325

координат г1 - г2• Такое сопоставление проводят для решения сле­

дующих задач: а) поиска областей значений г1, г2, характерных для

различных литотипов, для использования их впоследствии при ли­

тологическом расчленении разреза по данным ГИС; б) определения областей, соответствующих продуктивным и непродуктивным кол­

лекторам в изучаемом разрезе, для использования полученного по­

строения при оценке характера насыщения коллекторов.

Границы областей находят графически или характеризуют их

уравнением регрессии. Отождествление каждой области с опреде­

ленным литотипом или классом коллектора с известным насыще­

нием проводят, используя дополнительную геологическую инфор­

мацию (при разделении на литотипы) или результаты испытания (при разделении коллекторов по характеру насыщения). Такой под­ ход к классификации геологических объектов в разрезе по двум па­

раметрам на плоскости получил затем развитие в применении про­

грамм распознавания образов, предназначенных для разделения объектов на классы по нескольким параметрам в многомерном про­ странстве. Эти программы, реализуемые на ЭВМ, применяют в двух

вариантах: с предварительным обучением и без обучения. В первом случае на этапе обучения в ЭВМ вводятся параметры каждого

объекта и сообщается принадлежиость его к определенному клас­ су; на основе анализа введенного массива ЭВМ проводит границы между классами в многомерном пространстве. Далее на этапе рас­ познавания в ЭВМ вводят параметры каждого распознаваемого объекта и ЭВМ определяет класс, к которому принадлежит данный

объект. Программы распознавания без обучения решают задачу классификации без этапа обучения [33).

В отдельных случаях параметры г1 и г2 сопоставляют для получе­ ния связи между ними, однако масштабы использовании таких свя­

зей при интерпретации материалов ГИС уступают масштабам при­

менения связей к- к, г- к, г- гд.

Практически все петрофизические связи, используемые при гео­ логической интерпретации материалов ГИС, являются корреляци­

онными. Это связано с тем, что объекты исследования петрофизики

(образцы и пласты горных пород), как правило, неоднородны, имеют сложные минеральный, химический и фазовый составы, а также очень сЛожную геометрию границ раздела фаз и частиц различных минералов. В простейших случаях эти связи приближаются к функ­ циональным зависимостям, рассчитанным по теоретическим форму­ лам (для достаточно простых физических моделей). Рассмотрим два

примера.

Пример 1. Для идеального грунта получены теоретические фор­

мулы P 0 =k0 -l при извилистости ТЭJI каналов, равной 1, и Р0=ТЭJ\2 /k0

при ТЭJI > 1 (см. разд. 7). Эмпирическая формула Р0 =akuт, широко при­

меняемая на практике для определения коэффициента пористости

по параметру Рn имеет ту же структуру, что и теоретические выра­

жения для идеаЛьного грунта. В теоретической формуле усложне-

326

ние геометрии пор выражают введением параметра Т, в эмпиричес­

койвведением констант а и т.

Пример 2. Эмпирическое выражение Рн=aknp• испОJIЬзуемое ДЛ11

оценки коэффициента проницаемости предепьно нефтеrазонасьпцен­ ных rидрофИJIЬных коппекторов по вепичине параметров Рн• поспе некоторых преобразований переходит в теоретическое уравнение RозениКармана, предпоженвое ДJIЯ. негпииистых несцементиро­ ванных пород (см. разд. 6).

Часть испоnьзуемых приинтерпретации ГИС эмпирических урав­

нений хотя и не имеют анапогов, попученных анапитическим путем,

однако характеризуют основные закономерности, спедующие из фи­ зической природы рассматриваемых параметров. Примерам такой

коррепяционной э.мпирической связи явпяется уравнение

Ада=ао+а1Тlrя+а2Тirя2, связывающеедиффузионно-адсорбционнуюак­

тивность ПОрОДЫ С ОТНОСИТеJIЬНОЙ ГJIИНИСТОСТЬЮ.

Парная коррепяционная связь характеризуется: уравнениемрег­

рессии и предепами его применимости в виде значений ж', :х:" ипи у', у", ограничивающих обпасть существования поnученной связи; ко­

эффициентом коррепяции r, еспи уравнение регрессии явпяется

уравнением прямой, ипи коррепяционнымотношениемТ),., если связь

нелинейна; коэффициентом е, который характеризует отношение ди­

апазона изменения опредепяемого с помощью полученной связи па­

раметра, и погрешности определения этого параметра, обусnовлен­ ной статистической прирадой данной связ~ [22],

Коэффициенткоррепяции

r= 1-[а;:жJ,	(13.1)

rде а111ж- среднее квадратическое отклонение параметра у от зна­ чения этого параметра, вычисленного по уравнению регрессии; а11 -

среднее квадратическое отклонение параметра у от своего среднего

значения.

В зависимости от тесноты связи вепичина r меняется в диапазоне

O<r< 1. При r=O связь между сопоставпяемыми параметрами отсут­

ствует, при r= 1 коррепяционная связь становится функциональной.

Чем больше r, тем теснее коррепяционная связь.

	е=--7=====	(13.2)
	"
	L(УгУр)2
	i=l

Коэффициент е показывает, во сколько раз погрешность опреде­

ления одного из сопоставпяемых параметров, например у, по урав-

327

нению регрессии меньше погрешности определения его как среднего

для всей совокупности точек, использованной при получении урав­

нения регрессии.

Коэффициентыти8 связаныформулой: т=.J1-8-2 •

Значение 8 изменяется в пределах от 1 до оо. Отсутствию связи со­ ответствует 8= 1, функциональной связи 8=оо. Коэффициент 8 - бо­

лее эффективная характеристика полезности корреляционной свя­

зи, чем коэффициент т. Так, даже при высоком значении т, близком к

1, корреляционная связь не рекомендуется для практического исполь­

зования при небольшом 8, например при 8=1,5-2 [22].

Приинтерпретации данных ГИС используют также множествен­

ные корреляционные связи, выражающие зависимости между тре­

мя и более переменными. Эти зависимости также выражают уравне­

ниями регрессии, соответствующими поверхностям в n-мерном про­

странстве (где n - число сопоставляемых параметров); теснота полученных связей выражается значениями множественного коэф­ фициента корреляции или множественного корреляционного отноше­

ния [33).

Опыт применении уравнений, полученных в результат множе­ ственной корреляции нескольких петрофизических параметров, по­

казал ограниченные возможности их использования вследствие сле­

дующих причин: а) вид этих уравнений, выражаемых преимуще­

ственно в виде полиномов, чаще всего резко отличается от вида

уравнений для связи тех же параметров, полученных теоретически для_упрощенных петрофизических моделей породы, и поэтому ли­

шен физического смысла; б) область применении таких уравнений ограничена особенностями той выборки, обычно непредставитель­

ной, по данным которой получено уравнение, что практически ис­ ключает экстраполяцию уравнения за пределы этой области. Ука­

занные особенности подобных уравнений практически не позволя­

ют использовать их даже при незначительном изменении свойств

изучаемого геологического объекта (совокупности пластов) по срав­ нению со свойствами.множества объектов (пластов или образцов),

для которых получено уравнение. Более перспективным представ­ ляется использование петрофизических уравнений, связывающих несколько параметров, полученных для конкретных петрофизичес­ ких моделей, константы которых имеют статистическую природу и могут принимать различные значения в зависимости от свойств

минеральных и фазовых компонентов, образующих эту модель. Зас­

луживают предпочтения уравнения, связывающие комплексные

петрофизические параметры, каждый из которых заключает в себя два-три простых параметра. Примерами комплексных параметров,

рассмотренных в предыдущих главах, являются приведеиная ем­

кость обмена (q0=crSп/k0), относительна глинистость (11rя>• средний

гидравлический радиус пор (т= с kup /k0 ), относительная эффек­

тивная или динамическая пористость ('Р), и т. п.

Влияние термобарических условий залегания породы в разрезе

при использовании петрофизических связей и значений отдельных

328

петрафизических параметров необходимо учитывать, поскольку от­ сутствие такого учета ведет к систематическим ошибкам при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений нефти и газа. В практике этот учет осуществляют в следующих случаях:

а) при использовании при подсчете запасов значений коэффици­

ента пористости k0 и при проектировании разработки коэффициента проницаемости kпр• измеренных на образцах керна при атмосферных

условиях, в эти значения вводится поправка для приведения их к пла­

стовым условиям по палеткам или зависимостям для данного класса

пород (см. разд. 3 и 6); б) при использовании зависимостей типак-к для массовых опре­

делений фильтрацианно-емкостных параметров по данным ГИС ре­

комендуется выбор зависимостей, полученной с учетомтермабаричес­

ких условий, в первую очередь для связей типа Рп- k и 'tk- ;

0 0

в) прогноз зон АВПД и АНПД полностью основан на зависимости физических свойств глин от соотношения горного и порового давле­ ний и температуры глин в пластовых условиях [16].

Петрафизические связи используют, как правило, при решении обратных задач геологической интерпретации материалов ГИС, когда

по диаграммам, полученным в скважине, восстанавливается геологи­

ческий разрез и свойства объектов, слагающих разрез. В последние годы за рубежом и в нашей стране наметилась тенденция использова­ ния петрафизических связей при решении прямой задачипострое­ ния геофизических диаграмм для модели разреза и сравнения этих диаграмм с реальными. Параметры модели разреза изменяются до тех пор, пока «синтетическая» диаграмма ГИС не совпадает в пределах

заданного интервала допустимого расхождения с реальной диаграм­

мой соответствующего метода ГИС. Итерационный процесс заверша­

ется установлением оптимальной модели разреза, включающей опти­

мальный вид петрафизических уравнений и их констант. На этом про­ цессе основаны программы обработки и интерпретации ГИС в интерактивном режиме, применяемые зарубежными фирмами.

13.1. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГИС

НА ОСНОВЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВЯЗЕЙ

13.2.1. Литолоrическое расчленение разреза

Эта задача частично решалась уже в начальной стадии применения методов ГИС приограниченномкомплексе ГИС ипетрафизическомобес­ печении. В настоящее время литологическое расчленениеразреза сква­ жины выполняется надежно в большинстве случаев, за исключением наиболее сложных разрезов, представленных эффузивными, вулкано­ генно-обломочными и карбонатно-гидрохимическими отложениями.

Используются следующие способы решения задачи.

Способ кросс-плотов. Рассмотрим сущность способа на примерах карбонатных и терригеиных отложений, содержащих две минераль­

ные компоненты твердого скелета.

329