Алгоритмы и системы обработки и интерпретации данных геоинформационных систем

Куюмбинское куполовидное поднятие осложняет северную часть Камовского свода. Южная его граница проводится по грабенообразному прогибу, а северная, западная и восточная оконтуриваются изогипсой – 1900 м. Размер поднятия 120х160 км, простирание северо-западное, амплитуда по фундаменту до 1000м, по осадочному чехлу 200-300 м. В пределах поднятия широко развиты разломы северо-восточного простирания, обусловившие блоковую структуру фундамента, а также дифференциацию по мощности базальных рифейских горизонтов.

1.3 Нефтегазоносность

Нефтегазоносность связана с карбонатными и терригенными (песчаники) отложениями вендского и рифейского возрастов. Извлекаемые запасы Юрубчено-Тохомского месторождения составляют по категории С1 – 64,5 млн тонн нефти, С2 – 172,9 млн тонн, газа (С1+С2) – 387,3 млрд кубометров. Плотность нефти составляет 0,850 г/см3 или 34° API. Содержание серы составляет 0,2 %. Содержание парафина составляет 1 %.

Юрубчено-Тохомское - крупное нефтегазоконденсатное месторождение в России. Геофизические параметры пластовой воды, нефти и газа представлены в таблице 1. По данным «Роснефти» по данному месторождению абсолютные отметки глубин ГНК на АО 2023 м, ВНК на АО 2072 м.

Таблица 1

Глава 2. Комплекс ГИС

Геофизические исследования скважин на месторождении использовались для решения следующих геологических задач:

- литологическое расчленение разреза, стратиграфическая привязка по глубине, определение глубин залегания и толщины пластов;

- корреляция разрезов скважин с целью изучения строения месторождения, структуры геологических объектов, характера их фациальной изменчивости, построение различного рода профилей и карт;

- выделение коллекторов, изучение особенностей их распространения по площади месторождения, оценка характера их насыщения, определение фильтрационно-емкостных  свойств.

Достоверность решения перечисленных задач зависит от полноты выполненного комплекса ГИС и качества геофизического материала.

Комплекс геофизических работ выполнялся в соответствии с утвержденным обязательным комплексом для разведочных скважин в открытом стволе, а также для эксплуатационных скважин, в т.ч. и в закрытом стволе.

В скважинах Юрубчено-Тохомского месторождения в интервалах продуктивных пластов проведен следующий комплекс промыслово-геофизических исследований:

-  5-зондовый индукционный AIT;

- Стандартный комплекс ГИС PEx (ГК, ННКт, ГГКп, ГГМс, ДС);

- Гамма-спектрометрия HNGS (ГК-С);

- гамма-гамма плотностной и спектрометрический каротаж (ГГКп, ГГМс);

- волновой дипольный АК Sonic Scanner

Качество данных оценено в таблице 2. Влияние овализации ствола скважины и централизации природы особенно велико в отложениях вендского возраста, в то время как для интерпретации акустических данных в рифейских отложениях они пригодны, но стоит учитывать возможные ошибки, которые возникают напротив интервалов разрушения стенки скважины( по каверномеру).

Таблица 2

Все полученные в результате обработки данные перед этапом интерпретации были увязаны по глубине к привязочной кривой ГК.

Проведены петрофизические исследования на керне Юрубчено-Тохомского месторождения в лаборатории «Тверь Геофизика» как на образцах цилиндрической формы, так на полноразмерных и полнопараллельных.

На  цилиндрах  измерены:

-          коэффициенты пористости (Кп) по газу и водонасыщением;

-          объемная плотность (δоб.) на сухих и влажных образцах;

-          минералогическая плотность (δмин.);

-          коэффициенты проницаемости  (Кпр абс.) по газу и на влажных образцах (Кпр эф);

-          коэффициенты остаточной водонасыщенности (Кво) по капилляриметрии;

-          удельные электрические сопротивления (УЭС) при 100%насыщении водой с ρв=0.049Омм.

На полноразмерных образцах измерены:

-          коэффициенты пористости по газу;

-          коэффициенты проницаемости  по газу перпендикулярно напластованию (Кпр перп.) и параллельно напластованию (Кпр пар.1,2,3) в трех плоскостях.

На полнопараллельных образцах измерены:

-          коэффициенты пористости (Кп) по газу и водонасыщением;

-          минералогическая плотность (δмин.);

-          коэффициенты пористости (Кп ТБУ) в термобарических условиях;

-          акустические параметры (Тр и Тs);

-          параметр пористости(Рп АУ и Рп ТБУ) и удельное электрическое сопротивление(УЭС АУ и УЭС ТБУ);

-          коэффициенты проницаемости  по газу перпендикулярно напластованию (Кпр перп.) и параллельно напластованию (Кпр пар.1,2,3) в трех плоскостях.

Минералогия образцов изучалась как по взаимодействию породы с кислотой (доломит и нерастворимый остаток - НО%), так и по данным термонализа ТА в лаборатории РГУ нефти и газа.

Глава 3. Методика определения подсчетных параметров коллекторов.

3.1. Выделение коллекторов и литологическое расчленение разреза.

Согласно результатам петрофизических и литологических исследований породы рифейских отложений представлены низкопористыми породами, пористость блока в этих породах непроницаема и насыщена пластовой водой.  Рифейские отложения в разрезе данной скважины сложены преимущественно доломитами, с незначительным содержанием глин, окремнение может достигать 20-35%. Изучение образвов методом термоанализа позволило установить невысокое в среднем единицы процентов содержание магнезита.

Таким образом, коллекторами в рифейских отложениях 198 скважины Юрубчено-тохомского месторождения можно считать лишь породы, имеющие вторичное (трещинное или каверновое) поровое пространство. Коллектора данного типа в карбонатном разрезе не выделяются по прямым качественным признакам, и , как и литология, будут определяться по результатам комплексной интерпретации нескольких методов ГИС.

3.2. Оценка геофизических параметров.

Значения используемых геофизических параметров представлены в таблице 3.

Кривые ИК записаны в значениях уэс (Ом*м) с учетом поправки за скин-эффект. В значения кривых радиометрии внесена поправка за время интегрирующей ячейки (симметричность относительно центра пласта).

Таблица 3

3.3. Определение пористости и глинистости коллекторов

По гамма-спектральному каротажу отмечается повышенное содержание урановой составляющей в отложениях рифея, что связано с присутствием битумов. Следовательно, повышенные показания интегрального ГК в части исследуемого интервала, в первую очередь в потенциальных коллекторах, не связаны с глинистостью разреза. Определить причину повышенных показаний интегрального ГК позволяет спектральный ГК (содержание калия, тория, урана); для оценки глинистости в таких условиях наиболее целесообразно применение радиоактивности по торию и калию.

Методика расчета ГК ториевой и калиевой компоненты

CKal=OPEN ( IN, "HFK_концентрация калия" )

CU=OPEN ( IN, "HURA_концентрация урана" )

CTh=OPEN ( IN, "HTHO_концентрация тория" )

GK=OPEN ( IN, "GR" )

GR=OPEN ( OUT, "GR Th+K",CURVE )

d=DEPTHES(CKal)

FOR i=1 TO d.SIZE

GR(d[i])=GK(d[i])*(CKal(d[i])+CTh(d[i]))/(CKal(d[i])+CTh(d[i])+CU(d[i]))

NEXT

END

Далее, используя стандартную обработку,  по кривой GR Th+K рассчитана объемная глинистость Кгл. Опорные пласты по кривой GR Th+K выбраны: «в чистом пласте» в интервале минимального значения соответствующего согласно остальным методам ГИС плотному пласту, в «глинистом пласте» напротив интервала максимальных показаний глинистого пласта в рифейских отложениях.

Рассчитана Кп бл по показаниям ИК с максимальной глубинностью, AHF90, записана в единицах Ом*м.

p = OPEN(IN, "AHF10")

K = OPEN(OUT, "Кп бл", STEP)

d = DEPTHES(p)

FOR i=1 TO d.SIZE

K(d[i])=(p(d[i])/0.04/5089)^(1/(-1.8937))

NEXT

END

Используя палетку Шлюмберже, показаний ГГКП и Wннмт. Палетка оцифрована в программе plt.exe по двум параметрам: С дол и Кп общ. Обучены с использованием программы mbp01_04.exe.

Далее использована методика пользователя для расчета Сдол и С кварцита        С кв=1-Сдол

И рассчитана пористость Кп об.

Методика расчета Cдол по палетке ГГК-W

pl = OPEN(IN, "Пластовая RHOZ_Плотность")

w = OPEN(IN, "Пластовая HTNP_1_%")

cd= OPEN(OUT, "Сдол", STEP)

palet = LOAD_PLT("палетка Cдол по ГГП-W.xyp")

d = DEPTHES(pl)

FOR i=1 TO d.SIZE

cd(d[i])=palet(w(d[i]),pl(d[i]))

IF cd(d[i])>100 THEN cd(d[i])=100 ENDIF

NEXT

END

Кросс-плот ГГК-W. Шифр кривых – С дол от 100 до 0 сверху-вниз

Методика расчета С кварцита из Cдол

Cd= OPEN(IN, "Сдол")

Ckv = OPEN(OUT, "Скв", STEP)

d = DEPTHES(Cd)

FOR i=1 TO d.SIZE

Ckv(d[i])=100-Cd(d[i])

NEXT

END

Методика расчета Кп общ по палетке

pl = OPEN(IN, "Пластовая RHOZ_Плотность")

w = OPEN(IN, "Пластовая HTNP_1_%")

Kp= OPEN(OUT, "Кп об", STEP)

palet = LOAD_PLT("Общая пористость по ГГК_W.xyp")

d = DEPTHES(pl)

FOR i=1 TO d.SIZE

Kp(d[i])=palet(w(d[i]),pl(d[i]))

NEXT

END

Кросс-плот ГГК-W. Шифр кривых – Кп общ от 0 до 10 % слева направо.

Значения Кп общ отрицательны в большей части отложений. Поэтому была рассчитана пористость по АК по стандартной методике и использована методика построения объемной модели по параметрам представленным в таблице 4.