Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторождения для оценки ФЕС и насыщения коллекторов
Нефтенасыщенный коллектор с повышающим проникновением и окаймляющей зоной (рис. 3.7). При наличии окаймляющей зоны возможна смена типа кривой зондирования: от монотонной к инвертированной (с экстремумом). При этом кажущиеся сопротивления на коротких зондах существенно ниже, чем УЭС зоны проникновения, но значительно превосходят УЭС окаймляющей зоны. Кажущееся сопротивление для длинного зонда совпадает с УЭС пласта.
На рис. 3.8 показаны изменения кривых зондирований при разных положениях окаймляющей зоны. По мере удаления окаймляющей зоны от скважины минимум кривой зондирований смещается в область все более длинных зондов. В то же время происходит постепенное увеличение кажущихся сопротивлений для коротких зондов, которые все более приближаются к УЭС зоны проникновения. Окаймляющая зона диагностируется минимумом на кривой зондирования. Отметим, что этот признак наблюдается только при больших контрастах УЭС зоны проникновения и УЭС окаймляющей зоны. То есть окаймляющую зону можно выделить на кривых зондирования, если УЭС фильтрата бурового раствора и пластовой воды сильно различаются. На рис. 3.9 приведены кривые зондирования при сравнительно небольшом контрасте ρзп и ρоз. В этом случае кривые становятся монотонно убывающими и на них отсутствует минимум, обусловленный окаймляющей зоной.
Типичные диаграммы.
Одной из основных задач ВИКИЗ – это расчленение разреза.
Уплотненный молопроницаемый пласт в глинистых отложениях. Н=0,8 и 2,4м.
В маломощном (0,8м) пласте УС занижены, т.к. УСк для одного из зондов не выходит за УС пласта. В центральной части мощного пласта показания короткого зонда выходят на постоянное значение, примерно на 20% больше УС пласта. Есть отличие для этих пластов при переходе через кровлю пласта. Они связаны с тем, что малом пласте есть точки профилирования, в которых генераторные и приемные катушки располагаются в перекрывающих и подстилающих породах. Диаграммы асимметричны относительно центра пласта, по причине несимметричности трехкатушечных зондов. Асимметрия увеличивается для более длинных зондов. Отметим, что если в маломощном пласте макс показания расположены практически на одной глубине, то в мощном расходятся примерно на 0,5 м. УСк на длинном зонде существенно занижено из_ за влияния хорошо проводящих вмещающих отложений (глин) (рис.3.10.).
Уплотненный малопроницаемый пласт, перекрытый глиной и подстилающим водонасыщенным коллектором. Здесь ВМ отложения отличаются по УС. Диаграммы аналогичны предыдущим, разница лишь в том, что под пластом их УСк выходят на сопротивления водонасыщенного коллектора. Уменьшение влияния ВМ пород по сравнению с предыдущими кривыми приводит к увеличению УСк для коротких зондов(рис.3.11.).
Рис. 3.10. Диаграммы для модели глина — уплотненный пласт — глина. Длина зонда, м: 0,5 — красный, 0,7 — зеленый, 1,0 — коричневый, 1,4 — синий, 2,0 — черный.
Водонасышенный коллектор в глинистых отложениях. Диаграммы несимметричны относительно середины пласта. УСк для длинного зонда даже в маломощном пласте близко к его истинному сопротивлению. Наиболее близкие к УСп значения УСк наблюдаются в интервале над подошвой пласта. Это объясняется, что при таких положениях внутри зонда оказывается большая или весь исследуемый пласт. Положение кровли пластов хорошо оценивается точкой пересечения диаграмм всех зондов(рис.3.12).
Водонасыщенный коллектор, перекрытый глиной и подстилаемый уплотненными малопроницаемыми породами. Даже для маломощного пласта УСк для двух длинных зондов близки к УС пласта(рис.3.13.).
Кровля пласта отмечается пересечением кривых. Влияние хорошо проводящей верхней части верхней части распространяется в изолирующей среде примерно на длину зонда. Показания короткого зонда в пласте близки к УС зоны проникновения.
Рис. 3.11. Диаграммы для модели нефтенасыщенный пласт -уплотненный пласт — водонасы-щенный пласт. Усл. обозн. см. рис. 3.10.
Рис. 3.12. Диаграммы для модели глина — Водонасыщенный пласт — глина.
Усл. обозн. см. рис. 3.10.
Нефтенасыщенный коллектор в глинистых отложениях. Диаграммы несимметричны относительно середины пласта. Интервал совпадений УСк и УС смещен к его подошве. В тонком слое показания УСк отличается от УСп примерно на 25%. Кровля пластов отмечается пересечением кривых. При переходе под подошву заметное влияние коллектора на сигнал наблюдается на интервале примерно равном длине зонда. Значительное влияние коллектора на показания зонда в покрышке проявляется на интервале, примерно равном базе зонда. Показания короткого зонда близки к УС зоны проникновения(рис.3.14).
Водоплавающей нефтенасыщенный коллектор, перекрытый глиной.
Диаграммы сильно асимметричны относительно середины пласта, длинных зондов в целом правильно отражают истинное распределение УС по разрезу. Диаграммы коротких зондов отражают распределение УС в прискважинной зоне. Интервал совпадений УСк и УСп примыкает к подошве. В маломощном пласте УСк для самого длинного зонда не более, чем на 25% отличается от значений УСп. Кровля отмечается совпадением кривых(рис.3.15).
Газонасыщенный коллектор, перекрытый глиной и подстилаемый нефтенасыщенным коллектором. Диаграммы с маломощным газовым пластом не выходят на значения, близкие к его сопротивлению. УСк для короткого зонда отличается от УСп примерно на 20%. Наиболее сложной является кривая профилирования длинного зонда в маломощном пласте, имеющая два экстремума на интервале коллектора(рис.3.16.).
Рис. 3.13. Диаграммы для модели глина — водонасыщенный пласт — уплотненный пласт. Усл. обозн. см. рис. 3.10.
Рис. 3.14. Диаграммы для модели глина — нефтенасыщенный пласт — глина. Усл. обозн. см. рис. 3.10.
Рис. 3.15. Диаграммы для модели глина — нефтенасыщенный пласт — водонасыщенный пласт.Усл. обозн. см. рис. 3.10.
Рис. 3.16. Диаграммы для модели глина — газонасыщенный пласт — нефтенасыщенный пласт.
Усл. обозн. см. рис. 3.10.
Рис. 3.17. Диаграммы для модели газонасыщенный пласт — нефтенасыщенный пласт — водона-сыщенный пласт. Усл. обозн. см. рис. 3.10.
Водоплавающий нефтенасыщенный коллектор, перекрытый газонасыщенными отложениями. Диаграммы длинных зондов правильно отражают истинное распределение УС по разрезу. На диаграммах двух коротких зондов видно распределение УС в зоне проникновения. Тонкий пласт практически не выделяется по показаниям трех длинных зондов, которые образуют «переходную зону», а на диаграммах коротких зондов заметен только по различиям в ЗП. Влияние хорошо проводящих коллектора и подошвенного слоя распространяется и в газоносном интервале на расстояние, примерно равное полутора длинам зонда(рис.3.17.).
Газонасыщенный коллектор в глинистых отложениях. Диаграммы несимметричны относительно середины пласта и правильно отражают истинное сопротивление по вертикали. УСк для всех зондов в маломощном пласте значительно отличаются от УСп. В то же время показания зонда 1,4 м в мощном пласте откланяются не более, чем на 10% от УСп. Положение кровли пласта совпадает с практической точностью с точками пересечения кривых. При выходе точки записи в подошву УСк для всех зондов практически сразу близки к УС подстилающей среды(рис.3.18.).
Рис. 3.18. Диаграммы для модели глина — газонасыщенный пласт — глина. Усл. обозн. см. рис. 3.10.
Общие ограничения электромагнитных методов каротажа
Применение методов индукционного и электромагнитного каротажа должно предваряться оценкой их возможностей в конкретных геоэлектрических ситуациях. Общей основой всех ограничений является несоответствие моделей реальному строению и физическим характеристикам геологической среды, а также наличие погрешностей при реальных измерениях в скважинах. При использовании индукционного возбуждения поля в среде и приема сигналов наибольшие ограничения связаны с изучением плохопроводящих геологических отложений. Наличие высокоомных пород приводит к уменьшению измеряемого сигнала, соответствующему возрастанию отношения шум/сигнал и относительной погрешности измерений. При инверсии таких данных относительные погрешности определения параметров возрастают настолько, что результат становится неопределенным.
Рассмотрим простой пример. Достигнутая в настоящее время в аппаратуре абсолютная точность измерения разности фаз составляет примерно 0,5°. Сигнал в однородной среде при УЭС, равном 300 Ом-м, составляет 0,77° (т.е. относительная погрешность равна примерно 0,65). Коэффициент усиления ошибки при пересчете в кажущееся сопротивление в этом случае составляет 1,11. Следовательно, сопротивление однородной среды будет определяться с относительной погрешностью 0,72 и интервалом неопределенности (300 ±216) Ом-м.
Неблагоприятным для применения ВИКИЗ является сочетание сильнопроводящего бурового раствора (менее 0,01 Ом-м), широкой зоны проникновения с низким УЭС и высокоомного пласта. Для примера оценим возможность определения сопротивления газового пласта (/?п=50 Ом-м) при наличии понижающего проникновения (/?зп=0,2 Ом-м, гзп=0,7 м) и при сопротивлении бурового раствора /т.= 0,005 Ом-м. Будем полагать, что относительные ошибки измерения составляют 0,03. Средний коэффициент усиления ошибки для инверсии составляет 22,1. Следовательно, относительная погрешность определения УЭС пласта будет около 0,66, что соответствует интервалу неопределенности (17—83) Ом-м.
Аналогичные проблемы по достоверному определению УЭС пласта возникают при широких (сравнимых с длиной зонда) зонах проникновения пониженного сопротивления.
3.3. Аппаратура, её сертификация и метрологическая поверка
Аппаратура ВИКИЗ обеспечивает измерение разностей фаз между э.д.с., наведенными в измерительных катушках пяти электродинамически подобных трехкатушеч-ных зондов, и потенциала самопроизвольной поляризации ПС.
Габаритные размеры скважинного прибора: диаметр — 0,073 м, длина — 4,0 м. Прибор состоит из зондового устройства, блока электроники и наземной панели.
Пространственная компоновка элементов зондового устройства
В аппаратуре ВИКИЗ используется набор из пяти трехкатушечных зондов. Конструктивно зондовое устройство выполнено на едином стержне и все катушки размещены соосно. Геометрические характеристики зондов представлены в табл. 3.1.
На рис. 3.19 показана схема размещения катушек на зондовом устройстве. Здесь приняты следующие обозначения: Г1, Г2, Г3, Г4, Г5 — генераторные катушки; И1, И2, И3, И4, И5, И6 — измерительные катушки.
Таблица 3.1 Геометрические характеристики зондов
Схема зонда | Длина, м | База, м | Точка записи, м |
И6 0.40 И5 1.60 Г5 | 2,00 | 0,40 | 3,28 |
И50.28И4 1.13Г4 | 1,41 | 0,28 | 2,88 |
И4 0.20 ИЗ 0.80 ГЗ | 1,00 | 0,20 | 2,60 |
ИЗ 0.14 И2 0.57 Г2 | 0,71 | 0,14 | 2,40 |
И2 0.10 И1 0.40 П | 0,50 | 0,10 | 2,26 |
ПС | 3,72 |
Все генераторные и измерительные катушки зондов меньшей длины размещены между катушками двухметрового зонда.
Рис. 3.19. Пятизондовая система. Поясн. см. в тексте.
Структурная схема аппаратуры
Структурная схема скважинного прибора представлена на рис. 3.20. Блок электроники обеспечивает поочередную работу зондов. Первой включается генераторная катушка Г: и измеряется разность фаз между э.д.с., наведенными в измерительных катушках Ир И2. Второй включается катушка Г2 и измеряется разность фаз между э.д.с., наведенными в измерительных катушках И2, И3. Далее поочередно включаются генераторные катушки остальных зондов.
Рис. 3.20. Структурная схема скважинного прибора. Поясн. см. в тексте.
Электронная схема содержит: усилители мощности — 1—5; смесители — 6— 11; аналоговый коммутатор — 12; перестраиваемый гетеродин — 13; устройство управления скважинным прибором — 14; усилители промежуточной частоты — 15, 16; опорный кварцевый генератор —17; широкополосный фазометр — 18; передатчик телесистемы — 19; выходное устройство — 20; блок питания — 21.
Смесители расположены в зондовом устройстве рядом с измерительными катушками. Там же установлен аналоговый коммутатор. Остальные элементы схемы расположены в блоке электроники.
Скважинный прибор подключается к наземной панели с помощью трехжильного кабеля. При регистрации на компьютеризированную каротажную станцию функции наземной панели может выполнять соответствующая программа.
Схема функционирования скважинного прибора и наземной панели
Скважинный прибор работает следующим образом (см. рис. 3.20). Сигнал, стабилизированный по частоте, с опорного генератора 17 поступает в устройство управления скважинным прибором 14, в котором вырабатываются сигналы, управляющие генераторными частотами. По команде из того же устройства 14 через усилитель мощности 1 на катушку Г1 первого зонда подается рабочая частота. По команде из устройства 14 настраивается частота гетеродина 20, смещенная относительно генераторной частоты на величину промежуточной частоты )f. Переменный ток в генераторной катушке возбуждает в окружающей среде электромагнитное поле. Это поле наводит в измерительных катушках И1—И6 э.д.с., зависящие от электрофизических свойств горных пород. Эти э.д.с. передаются на входы смесителей 6—11, а на их вторые входы поступает сигнал гетеродинной частоты. На выходе смесителей появляются сигналы промежуточной частоты с теми же фазами, что и у высокочастотных сигналов.
Процесс измерения происходит в два этапа. На первом этапе по команде из устройства 14 аналоговый коммутатор 12 подключает сигнал от смесителя 6 к усилителю промежуточной частоты 15, а сигнал от смесителя 7 — к усилителю промежуточной частоты 16. Усиленные и сформированные сигналы подаются на входы фазометра 18. После окончания переходных процессов в генераторных, гетеродинных цепях и усилителях 15, 16 по команде из устройства 14 фазометр 18 начинает первое измерение, в конце которого данные сохраняются. Затем начинается второй этап работы. По команде из устройства 14 аналоговый коммутатор 12 подключает сигнал от смесителя 6 к усилителю промежуточной частоты 16, а сигнал от смесителя 7 — к усилителю промежуточной частоты 15. Усиленные и сформированные сигналы подаются на входы фазометра 18. После окончания переходных процессов по команде из устройства 14 фазометр 18 начинает второе измерение. Измеренные данные суммируются с результатом первого измерения, при этом полезное значение разности фаз удваивается, а паразитное, возникающее из-за влияния на каналы усиления дестабилизирующих факторов, вычитается. Таким образом, перекрестная коммутация позволяет увеличить точность измерения. В фазометре происходит измерение разности фаз А<р между входными сигналами и их периода Т, усредненного по двум измерениям. Величины А.<р и Т с помощью передатчика ТЛС 19 по линии связи передаются на регистрацию через выходное устройство 20. Это устройство выделяет передаваемую информацию на фоне тока, поступающего по кабелю к блоку питания 21. Блок 21 преобразует постоянный ток в напряжения питания узлов прибора.
После этого из устройства 14 поступает новая команда, обеспечивающая прекращение работы первой генераторной катушки Г: и включение в работу второй генераторной катушки Г2, работающей на другой частоте. Одновременно на выходе гетеродина 13 появляется сигнал новой гетеродинной частоты, которая отличается от новой генераторной частоты на ту же самую величину А/ Аналоговый коммутатор 12 выбирает новую пару измерительных катушек И2, И3, и процесс измерения повторяется. Далее по очереди работают все остальные генераторные катушки Г3, Г4, Г5, каждая на своей частоте. Соответствующие подключения осуществляются в гетеродине 13 и в аналоговом коммутаторе 12. После окончания всего цикла вновь работает первая генераторная катушка Г1 и весь цикл повторяется.
Метрологическое обеспечение
Основным методом контроля метрологических характеристик является измерение в однородной среде с известным УЭС. Однородная среда может быть заменена водоемом с минерализованной водой. Для достижения допустимых погрешностей, обусловленных конечными размерами водоема, его глубина и поперечные размеры должны превышать 6 м. При этом необходимо обеспечить одинаковые значения УЭС во всем объеме раствора с погрешностью не более 1 %. Из-за нелинейности зависимости разности фаз )φ от величины УЭС необходимо проводить измерения по крайней мере в пяти точках рабочего диапазона измерений. Это можно реализовать путем изменения минерализации воды.
Другим способом метрологического контроля является использование физической модели, имитирующей сигналы, как в однородной среде. К такой модели предъявляют два основных требования: параметры должны поддаваться измерению с необходимой точностью; математическая модель, описывающая физическую, должна обеспечивать требуемую точность расчета. Для этих целей было выбрано проволочное кольцо, соосное с катушками зонда. Оно представляет собой замкнутый одновитковый контур, состоящий из последовательно включенных индуктивности L, сопротивления R и емкости конденсатора С. Схема расположения кольца приведена на рис. 3.21.
Рис. 3.21. Схема положения кольца. Поясн. см. в тексте
Здесь L1 и L2 — расстояния от из мерительных катушек И1и И2 до генераторной катушки Г, b — радиус кольца, Z — расстояние от плоскости кольца до измерительной катушки И1 ток в генераторной катушке изменяется по закону
J=J0∙eiωt. Рабочая частота зонда f=ω/2π. Комплексное сопротивление цепи кольца на рабочей частоте R+iX. Активное сопротивление R складывается из потерь в высокоомном проводе и в конденсаторе, включенном в разрыв цепи. Реактивное сопротивление Х= l/ωC-ωL. В этом случае э.д.с., наводимая в j-й измерительной катушке, равна
где N=J*S*n — момент генераторной катушки; S, n — ее площадь и число витков; k = ω/c— волновое число; с = 3*108 м/с — электродинамическая постоянная; μ0=4*π*10-7 Гн/м — магнитная проницаемость воздуха. Остальные геометрические обозначения даны на рис. 3.21. Расчет э.д.с. для многовитковых генераторной и измерительных катушек выполняется на основе принципа суперпозиции.
3.4. Качественная оценка геологического разреза
Качественная и количественная интерпретация материалов каротажа имеет ограничения. Возможности того и другого подхода в интерпретации становятся более определенными и однозначными при наличии достоверной информации о разрезе. Во многом правильность выводов о геологических объектах основана на достоверности полученных данных. Вопросам оценки достоверности и контроля исходных данных посвящена предыдущая глава. Это позволяет рассматривать приводимые ниже материалы, не сомневаясь в их качестве.
Некоторые вопросы качественной экспресс-интерпретации могут решаться на основе визуального анализа диаграмм ВИКИЗ, ПС и других методов. По его результатам можно выделять коллекторы с оценкой их вертикальной неоднородности. При благоприятных условиях возможна качественная оценка характера флюидонасыщения. При этом данные о граничных значениях удельного сопротивления продуктивных пластов в конкретной залежи сужают неопределенность качественного заключения.
Наиболее часто пласты-коллекторы в терригенном разрезе выделяются по радиальному градиенту удельного сопротивления. Это характерно при наличии зоны проникновения фильтрата бурового раствора, отличающейся по удельному сопротивлению от незатронутой части пласта. Изменения кажущихся сопротивлений от зонда к зонду могут быть прямым показателем проницаемости мощного пласта.
Эффективность качественной интерпретации и достоверность заключения основаны на:
слабой зависимости измерений от параметров скважины и примыкающей к ней области;
высокой разрешающей способности как в радиальном направлении, так и вдоль скважины;
хорошей точности измерений и их стабильности.
Оценка значений удельного сопротивления пластов-коллекторов и зон проникновения выполняется в программе МФС ВИКИЗ. Вместе с тем, практические диаграммы могут дать достаточно полную информацию и без количественной обработки. Так при относительно неглубоком проникновении фильтрата достаточно просто устанавливается соответствие кажущихся УЭС истинным значениям. Анализ данных по комплексу методов повышает достоверность выводов о разрезе. Рассматриваемые далее материалы подробно обсуждаются именно с этих позиций.
Как уже отмечалось, некоторые вопросы геологической интерпретации данных могут решаться на основе визуального анализа диаграмм ВИКИЗ и ПС. В комплексе с радиоактивными методами достоверность выводов возрастает. По результатам зондирования можно с высокой достоверностью выделять коллекторы, располагая минимальной априорной информацией о технологии вскрытия разреза. Так, признаки наличия окаймляющей зоны отражаются инверсией (появлением экстремума) кривых зондирования, а безошибочность ее диагностики опирается на оценки пространственной разрешающей способности.
Обычно все пять измерений располагаются на одном поле каротажных диаграмм. Связь разности фаз с удельным сопротивлением является нелинейной. По разным соображениям шкала для данных может быть представлена в значениях либо разностей фаз (линейная шкала), либо кажущегося сопротивления (логарифмическая или линейная шкала). Отметим основные изменения вида каротажных диаграмм, обусловленные использованием различных масштабных шкал.
Линейная шкала разностей фаз. В этом случае каротажные диаграммы прямо отображают измерения. Чем выше электропроводность среды, тем сильнее изменяются диаграммы. Такое представление данных создает определенные методические удобства. Так, низкоомные отложения (глины, насыщенные солеными водами коллекторы и т.п.) легко распознаются за счет больших значений разности фаз, соответствующих этим интервалам.
Логарифмическая шкала кажущихся сопротивлений. Логарифмическая шкала «сжимает» диаграммы кажущихся сопротивлений в диапазоне малых значений (до 10 Ом-м) и «растягивает» в интервале больших удельных сопротивлений. Это приводит к хорошему визуальному выделению пластов высокого сопротивления.
Линейная шкала кажущихся сопротивлений. Такая трансформация приводит к сильным изменениям вида диаграмм: кривые сжаты в самом информативном для индукционных методов каротажа низкоомном диапазоне. Такой способ представления данных снижает визуальное разрешение в породах с низкими удельными сопротивлениями (песчанистые глины, алевролиты и т.п.). В то же время высокоомные интервалы хорошо дифференцируются по сопротивлению.
3.5.Основы количественной интерпретации
В основу количественной интерпретации диаграмм ВИКИЗ положено представление о среде как наборе согласно залегающих слоев. Ее результатом является геоэлектрический разрез, включающий последовательность пластов, вскрытых скважиной. Положение каждого из них по стволу определяется глубинами кровли и подошвы. Отдельный пласт характеризуется удельными электрическими сопротивлениями прискважинной области проникновения (с возможной окаймляющей зоной) и незатронутой части пласта, а также положением коаксиальных скважине цилиндрических границ между ними.
Общая схема интерпретации состоит из следующей последовательности действий:
попластовая разбивка (выделение границ пластов);
осреднение диаграмм на интервале пласта (снятие существенных значений);
внесение поправок, снижающих влияние вмещающих пород, эксцентриситета зонда и его корпуса, отклонения ствола от вертикали и т.д.;
формирование кривой зондирования для каждого из пластов;
построение стартовой модели (экспресс-инверсия);
инверсия кривых зондирования с использованием методов целенаправленного подбора модельных параметров;
построение интервалов неопределенности для каждого из оцениваемых пара метров;
оценка качества интерпретации путем вычисления синтетических диаграмм для всего разреза и их сравнения с исходными данными.
Результаты интерпретации считаются удовлетворительными, если расхождение между синтетическими и экспериментальными диаграммами на том или ином интервале не превосходит погрешностей измерения.
Вся приведенная схема лежит в основе системы компьютерной интерпретации МФС ВИКИЗ-98 (см. Приложение). Подавляющее большинство ее функций выполняется автоматически, однако, всегда имеется возможность внести коррективы в промежуточные результаты.
Как известно, в основу ВИКИЗ положен принцип радиальных (от скважины к неизмененной части пласта) зондирований. В силу изопараметричности зондов их показания в однородной среде совпадают между собой (с учетом погрешности измерений). Расхождение показаний для различных зондов в достаточно мощных пластах, вскрытых на обычном глинистом растворе (УЭС более 0,5 Ом-м), свидетельствует о наличии прискважинной неоднородности из-за проникновения бурового раствора в пласт. В маломощных (менее 1,5 м) пластах расхождение показаний разных зондов может быть обусловлено влиянием не только зоны проникновения (радиальной неоднородности), но и влиянием вмещающих пород (вертикальной неоднородности разреза). На сигналы двух коротких зондов может влиять буровой раствор очень низкого УЭС (р <0,05 Ом-м).
СИСТЕМА ОБРАБОТКИ И КОЛИЧЕСТВЕННОЙ И ИТЕРПРETAЦИИ И MCDC ВИКИЗ-98
Обработка, визуализация и инверсия диаграмм ВИКИЗ выполняется в многофункциональной системе МФС ВИКИЗ-98. Система МФС ВИКИЗ-98 — программное обеспечение, в котором достигнута высокая скорость инверсии, основанная на применении эффективных алгоритмов нейросетевого моделирования. На этом уровне развития интерпретационной базы оказалось возможным перейти от индивидуальной обработки отдельных интервалов к массовой автоматической интерпретации данных, полученных на всем интервале вскрытия разреза. Достигнутые ресурсные характеристики приближают систему интерпретации МФС ВИКИЗ-98 к работе в реальном времени. В этих условиях интерпретатор освобождается от рутинной работы по подбору параметров модели и может уделять основное внимание оценке достоверности и качества выполненной интерпретации.
Для этой цели в системе реализованы специальные функции оценки результатов. Помимо вычисляемых средних отклонений, которые отражают качество подбора, оцениваются доверительные интервалы определения сопротивлений пласта и зоны проникновения, а также ее радиуса.
Метод ВИКИЗ, направленный на определение сопротивлений пласта и зоны проникновения, становится более информативным при дополнении другими методами. В системе предусмотрена панель, которая позволяет визуализировать любую диаграмму, содержащуюся в исходном LAS-файле.
Общее описание
Система обработки, визуализации и интерпретации данных высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования МФС ВИКИЗ-98 является развитием программного обеспечения ряда МФС ВИКИЗ. Основные отличия программы от более ранних версий: реализация в среде Windows 95 или Windows NT, значительное увеличение быстродействия функциональных модулей и расширение функций оперативного анализа. Комплекс МФС ВИКИЗ-98 является системой интерпретации в реальном времени. Исходные данные содержатся в LAS-файлах, включающих диаграммы ВИКИЗ и других методов. В системе принят стандарт LAS версии 2.0.
Помимо автономного режима предусмотрена работа МФС ВИКИЗ-98 совместно с комплексом СИАЛ ГИС, который контролирует входные и выходные потоки данных.
В системе сохранен подход, основанный на попластовой обработке и интерпретации. На диаграмме выделяются пласты, после этого снимаются существенные значения, вносятся необходимые поправки, строится начальное приближение и выполняется инверсия. Результаты интерпретации сопровождаются оценкой доверительных интервалов, которые зависят как от геоэлектрической модели, так и от погрешностей измерений.
Для расстановки границ пластов реализован алгоритм автоматической попластовой разбивки с возможностью ручной корректировки их положения, удаления и добавления. Система может получать данные о попластовой разбивке из системы СИАЛ ГИС через импорт файлов формата SII.
После расстановки границ необходимо активизировать пласты, на интервале которых будет производиться интерпретация. В момент активизации пласта автоматически снимаются существенные значения. Предусмотрена их ручная корректировка. Далее производится интерпретация в одном из режимов:
экспресс-инверсия;
автоматический подбор;
подбор на отдельном интервале.
При интерпретации автоматически выполняется оценка точности определения параметров (доверительных интервалов), при «ручном» подборе есть возможность работать отдельно с кривой зондирований и детально оценивать качество интерпретации по каждому пласту.
4. Технико-экономическая часть
4.1 Организационно-экономический раздел
Геофизические работы в скважинах будут выполняться комплексным отрядом геофизических исследований в скважинах, действующим в составе Нижневартовской геофизической экспедиции.
Нижневартовская экспедиция геофизических исследований скважин обеспечивает организацию работ входящих в ее состав отрядов, осуществляет руководство ими и контроль за их работой.
При экспедиции ГИС созданы следующие службы, необходимые для обеспечения бесперебойной работы главных производственных единиц (каротажных отрядов):
диспетчерская служба, которая регистрирует заявки заказчиков на выполнение работ и на основе этих заявок выдает отрядам наряды на работу и контролирует выполнение их;
контрольно-интерпретационная партия (КИП), которая принимает от отрядов первичные материалы (диаграммы, записи), обрабатывает их, интерпретирует и передает заказчику;
аппаратурный цех, который производит профилактический осмотр, ремонт, регулирование и эталонирование, скважинных приборов и аппаратуры, лабораторий и подъемников и ведет учет их работы;
ремонтный цех, который обеспечивает ремонт механизмов, оборудования подъемников и лабораторий и ходовых частей автомашин, а также геофизического кабеля.
Экспедиция ГИС входит в состав производственного геофизического объединения „Нижневартовскнефтегеофизика”.
Производственная деятельность геофизического предприятия организуется следующим образом. Геофизическая экспедиция заключает договор на выполнение исследований в скважинах с заказчиками, выступая при этом в роли подрядчиков. Взаимоотношения сторон определяются „Основными условиями на производство геофизических исследований в скважинах” и „Технической инструкцией по проведению геофизических исследований”. Договорный объем работ в течение планируемого периода выполняется на основе периодического поступления заявок со стороны заказчиков.
Весь комплекс, работ, проводящихся геофизическими отрядами, состоит из последовательных этапов: 1) подготовительные и заключительные работы на базе; 2) подготовительные и заключительные работы на скважине; 3) собственно геофизические исследования; 4) спуско-подъемные операции; 5) пересоединение скважинных приборов; 6) переезды на скважину и обратно.
Перед выездом на скважину начальник отряда получает заявку на выполнение комплекса ГИС, в которой указывается общий объем работ, в том числе по видам исследований и интервалам, данные о времени начала производства работ, конструкции скважины и т.п. Ознакомившись с заявкой, начальник отряда проводит подготовительные работы к выезду: информирует персонал о характере предстоящих работ, проверяет готовность аппаратуры и оборудования. Данные об объекте исследования, записанные в заявке, уточняются по прибытию отряда на