Posobie_Kamerton

метода будут характерны для отложений баженовской свиты и использование такого максимального значения может привести к некорректному обоснованию методики интерпретации и оценке граничных значений. Поэтому опорные значения гамма-метода следует снимать непосредственно с кривой.

На Рис.32 представлено окно «Методики пользователя» для расчета относительной амплитуды интенсивности гамма-излучения.

Рис.32. Окно «Методики пользователя». Расчет относительной амплитуды интенсивности гамма-излучения

Для быстрого расчета в одной скважине (в случае, когда не предстоит массовое определение параметра) можно воспользоваться редактором формул.

Для вызова окна «Редактор формул» (Рис.33) откройте Макет нажмите кнопку «Создать», из выпадающего списка выбрать «Синтетическая» (Рис.34). В редакторе формул возможно использование тех же функций, что и в методике пользователя. Выходная кривая обязательно должна иметь имя result.

Входные кривые выбираются из списка загруженных кривых в левой части

окна «Редактор формул» двойным кликом на имя кривой. Цифра перед именем кривой означает номер окна, в котором находится кривая, цифра в скобках – порядковый номер кривой. Например, кривая GK находиться в 14 окне и имеет порядковый номер 20 (Рис.33). Кривая появиться в правой части окна под условным именем t. Если в расчете участвует несколько кривых, то одна из кривых, глубины которой будут использоваться в расчетах как базовые,

должна иметь обозначение tb(использовать только латинские буквы!).

Рис.33. Окно «Редактор формул»

Рис.34. Создание синтетической кривой

Нажав на кнопку «Сохранить», формулы для расчета можно сохранить в файле типа *.f. По кнопке «Открыть» можно загрузить нужный файл с формулами.

Рекомендуется записывать короткие формулы, чтобы ее длина не превышала ширину окна Редактора формул. Если Ваша формула не

помещается в одну строку, разбейте ее на несколько составных частей,

обозначив каждую часть латинскими буквами из одного или нескольких символов.

После расчета в окне «Макет» появляется кривая, тип которой – Синтетическая, в столбец «Название» записывается имя рассчитанной синтетической кривой и указывается номер окна, в котором она будет выведена.

Чтобы сохранить синтетическую кривую как реальную, нажать на правую

кнопку мыши и в появившемся окне выбрать строку синтетическую в реальную. И далее эта кривая будет иметь тип Непрерывная (если исходная кривая была непрерывной) или Ступенчатая (если исходная кривая была ступенчатой).

Определение относительной амплитуды нейтронного метода

( I). Относительная амплитуда нейтронного метода ( I) определяется также как и относительная амплитуда интенсивности гамма-излучения. Для

определения относительной амплитуды нейтронного метода можно воспользоваться методикой пользователя. Для того чтобы начать работу с окном «Методика пользователя» нажмите кнопку . Появиться окно «Методика пользователя». Написание методики подробно описано выше в разделе «Определение удельного электрического сопротивления». При расчете

Iнужно руководствоваться следующим.

1.Открыть входную и выходную кривые. У выходной кривой необходимо указать ее тип: CURVE (непрерывная кривая) или STEP (ступенчатая кривая).

2.Определить максимальное и минимальное значение гамма-метода.

Определяя опорные значения необходимо использовать те же приемы что и для определения максимальных и минимальных значений метода СП. Определенные опорные значения могут быть

вставлены в методику пользователя в виде констант или для их определения можно воспользоваться специальными операторами

MIN и MAX (закладка «Операторы», папка «Функции таблиц»).

Однако нужно помнить, что, высокие значения нейтронных методов характерны не только для плотных пластов, но и для газонасыщенных коллекторов. Поэтому опорные значения целесообразно снимать непосредственно с кривой.

Для расчета относительной амплитуды нейтронного метода ( I) можно также использовать окно «Редактор формул». Порядок использования этого окна описан выше.

Результаты выполнения работы и выходная информация

Файл формата LJB по каждой скважине, а также при необходимости файлы расширения *.bmp с результатами обработки БЭЗ, файлы с расширением *.um с методиками пользователя и с *.f – формулы расчета синтетических

кривых

4. Создание петрофизической модели пласта и обоснование алгоритмов интерпретации данных ГИС

Цель блока занятий

Описать изменение коллекторских, литологических, структурных и геофизических характеристик пласта и взаимосвязей между ними.Разработать методику количественной интерпретации пласта.

Программное обеспечение, используемое в блоке занятий

∙Модуль «Линт» программного комплекса «Камертон»;

∙MS Excel.

Входная информация

1.Файл формата LJB по каждой скважине (формат системы Камертон) с заполненным рабочим набором данных, содержащий:

∙Увязанные непрерывные диаграммы методов ГИС;

∙Увязанные керновые данные (интервалы долбления, вынос керна, макроописание, результаты определения литолого-петрофизических и фильтрационно-емкостных свойств);

∙Результаты испытаний (интервал перфорации, характер притока, дебит нефти, газа, воды, тип прибора, диаметр штуцера и др.);

∙Пластовые кривые методов ГИС и геофизических параметров.

2.Керновые данные:

∙Литологические характеристики горных пород (макро- и микроописание керна, гранулометрия, карбонатность и др.);

∙Фильтрационно-емкостные характеристики (пористость,

проницаемость

∙Физические характеристики (удельное электрическое сопротивление, естественная радиоактивность и др.)

∙Динамические характеристики.

Описание решения задачи

Под методикой интерпретации понимают совокупность методов практического выполнения перехода от показаний скважинного прибора при известных условиях измерений к геологическим параметрам.

Методика интерпретации результатов ГИС для определения подсчетных параметров должна быть обоснована с двух позиций. С одной стороны, разработка методики зависит от полноты, информативности и качества

стандартного комплекса геофизических исследований большинства скважин месторождения. С другой стороны, необходимо знать модель коллектора, структуру порового пространства, вещественный состав и строение цементной и цементирующей частей, диапазон изменения основных свойств коллектора, которые получают из результатов исследований керна.

Петрофизическая модель продуктивного пласта описывает изменение его коллекторских, литологических, структурных и геофизических характеристикс учетомвзаимосвязей между ними. Эту модель устанавливают по данным

изучения образцов керна для обоснования методики количественной интерпретации материалов ГИС.С еепомощью можно:

∙найти граничные значения характеристик продуктивного пласта для выделения коллекторов и оценки характера их насыщения (обе эти

границы существенно изменяются в зависимости от вида цемента (глинистый, карбонатный, глинисто-карбонатный) и от минерализации воды, насыщающей поры пласта);

∙построить двухмерные связи геофизических характеристик с геологическимии выявитьизменение этих связейв зависимости от литологического типа.

Основу геологической интерпретации данных ГИС составляют петрофизические зависимости типа "керн-керн", "керн-ГИС", "ГИС-ГИС".

Для построения зависимостей "керн-керн" сопоставляемые петрофизические и геологические параметры измеряют на образцах керна.

Зависимости "керн-ГИС" получают, при сопоставлении характеристик измеренных на образцах керна, с геофизическими характеристиками, определенными по кривым ГИС, в однородных интервалах.

Связи типа "ГИС-ГИС" строят путем сопоставления между собой

различных геофизических параметров либо найденных по результатам интерпретации данных ГИС фильтрационно-емкостных характеристик пород с учетом результатов испытаний пластов.

Выделение литологических типов пород

На начальном этапе изучаю минеральный состав скелета и цемента породы, содержание песчаной, алевритовой и пелитовой фракций, пределы изменения и распределение фильтрационно-емкостных свойств.

На основании результатов изучения делают выводы о количестве литотипов, присутствующих в пласте и о закономерностях их распределения по разрезу скважин.

Для выделения литотипов по керновым данным в модуле «Линт»используют приложение «Кластеризация данных». В «Камертон» необходимо загрузить в один LJBнабор данных керна по всем скважинам и нажать кнопку с изображением колодца на панели управления, после чего произойдет переход в диалог настройки параметров кластеризации. Далее потребуется настроить основные параметры кластеризации –поместить кривые,

которые требуется обработать из списка «Доступные кривые» в список «Выбранные кривые», задать количество классов для разбиения, выбрать цвет и литотип для каждого класса, определить тип колодца для вывода - «Колодец литологии» или «Текстовый колодец».(Рис.35)

Далее, когда настроены все параметры по нажатию кнопки «Провести кластеризацию», запускается процесс кластеризации. Статус отображается в окне отчета и в полоске статуса внизу окна. В любой момент по нажатию кнопки «Стоп», можно остановить процесс, затянувшийся во времени.

В блоке справа можно выбрать способ обучения - самообучение, либо обучение по загруженным из файла данным. Эти данные можно предварительно сохранить по нажатию кнопки «Сохранить центры классов...». После снятия галочки с «Обучать сеть» можно загрузить данные из файла формата «.dat» (внутренний формат программы).

После проведения кластеризации выводится отчет, который содержит описание задания и результаты работы, т.е. число объектов каждого класса, характеристики пластов по классам и эффективности разделения (Рис.36).

Проанализировав отчет можно сделать вывод о принадлежности того или иного класса к определенномулитотипу, или же, в случае неудовлетворительного разбиения, изменить число классов или входные данные. Как правило, при выделении литотипов необходимо выполнить 5-6 итераций.

Рис.35 Окно «Кластеризация»

Рис.36 Фрагмент отчета о результатах кластеризации

Построение основных петрофизическихзависимостей типа «кернкерн». Обоснование граничных значений «коллектор – неколлектор» и петрофизических констант

Петрофизические связи "керн-керн" должныбыть получены на представительной для данного горизонтаколлекции образцов в условиях, максимально приближенных или, по крайней мере, не противоречащих условиям измерения используемой геофизической характеристики.Объем

выборки должен обеспечить представительность образцов во всем диапазоне изменения фильтрационно-емкостных характеристик. Правильный характер зависимостей устанавливается при использовании не менее 30 образцовкерна,

равномерно распределенных в интервале изменения коррелируемых параметров.

По петрофизической информации граница «коллектор – неколлектор» определяется, как правило, корреляционным способом. В этом случае граничные значения открытой пористости Кп, проницаемости Кпр и остаточной

водонасыщенностиКво для газонасыщенных коллекторов устанавливаются путем сопоставления их с величинами эффективной пористостиКп.эф, а в случае нефтенасыщенных коллекторов - с величинами динамической пористостиКп.дин, рассчитываемым по формулам:

Кп.эф=Кп(1-Кво); Кп.дин=Кп(1-Кво-Кно);

где Кно– остаточная нефтенасыщенность. Значения Кно находят по

результатам лабораторного моделирования процессов вытеснения нефти водой или прямым экстракционным методом. Порода приобретает свойства продуктивного коллектора, т.е. может отдавать газ при Кп.эф> 0 и нефть при Кп.дин> 0. (Рис.37)

Рис.37 Примеры петрофизических зависимостей типа «керн-керн» для нефтенасыщенногоколлеткора:а) Кп.дин=f(Кп); б) Кво=f(Кп); в) Кпр=f(Кп); г) Кпр=f(Кво)

При большом разбросе точек на зависимостях «керн-керн» необходимо

для повышения тесноты связей подобрать параметр для проведения дифференциации. Таким параметром может служить геологический возраст, литотип, тип цементирующего вещества и др.На Рис.38 приведены примеры дифференциации пород по литологическому типу (а) и по геологическому возрасту (б).

Петрофизические константы, такие как плотность скелета δск и интервальное время прохождения продольной волны в твердой фазе Tск,

необходимые при проведении количественной интерпретации ГИС данных ГИС так же устанавливаются на основе связей типа «керн-керн». Плотность и интервальное время в скелете породы определяются при Кп=0. (Рис.39)

Традиционные петрофизические связи Рп=f(Кп) и Рн=f(Кв) (Рп – относительное сопротивление, Рн – параметр насыщенности) используют в