Протокол результатов литолого-стратиграфической интерпретации данных ГИС на ПЭВМ в системе KVNGIS в автоматическом режиме (Кустовское месторождение.

Скв. 211 – объект интерпретации. Скв. 214 – эталонная скважина)

Нач. глуб.	Кон. глуб.	Характеристика пород	Стратиграф. подраздел.
2076.00	2083.80	Известняк доломитистый	Кыновский горизонт
2083.80	2087.00	Алевритисто-карбонатная	Кыновский горизонт
2087.00	2089.60	Глинисто-карбонатная пор.	Кыновский горизонт
2089.60	2090.00	Известняк доломитистый	Кыновский горизонт
2090.00	2090.60	Не выяснена	Кыновский горизонт
2090.60	2093.80	Известняк доломитистый	Кыновский горизонт
2093.80	2119.40	Глинисто-терригенная пор.	Кыновский горизонт
2119.40	2121.80	Песчаник	Пашийский горизонт
2121.80	2122.60	Не выяснена	Пашийский горизонт
2122.60	2122.80	Песчаник алевритистый	Пашийский горизонт
2122.80	2124.00	Аргиллит	Пашийский горизонт
2124.00	2127.00	Не выяснена	Пашийский горизонт
2127.00	2127.60	Аргиллит	Пашийский горизонт
2127.60	2131.80	Алевролит глинистый	Живетский ярус
2131.80	2132.20	Песчаник известковистый	Живетский ярус
2132.20	2144.00	Алевролит глинистый	Живетский ярус
2144.00	2144.40	Песчаник	Живетский ярус
2144.40	2145.20	Алевролит глинистый	Живетский ярус
2145.20	2148.00	Песчаник	Живетский ярус
2148.00	2148.80	Аргиллит	Живетский ярус
2148.80	2150.60	Аргилит глинистый	Живетский ярус
2150.60	2150.80	Алевролит алевритистый	Живетский ярус
2150.80	2153.00	Не выяснена	Живетский ярус
2153.00	2153.20	Песчаник	Живетский ярус
2153.20	2154.00	Алевролит	Живетский ярус
2154.00	2155.00	Алевролит глинистый	Живетский ярус
2155.00	2158.00	Глинисто-терригенная пор.	Венд. комплекс протер.
2158.00	2158.40	Алевритисто-терригенная	Венд. комплекс протер.
2158.40	2160.00	Глинисто-терригенная пор.	Венд. комплекс протер.

Рис. 74. Пример графического представления планшета ГИС и резуль- татов интерпретации скважины 211 Кустовского месторождения на экране компьютера, выполненных в системе KVNGIS в автоматическом режиме: 1 – известняк доломитистый; 2 – алевритисто-карбонатная порода; 3 – глинисто-карбонатная порода; 4 – алевролит глинистый;

5 – песчаник; 6 – неидентифицированная порода; 7 – плотная порода

(неколлектор); 8 – коллектор водонасыщенный

Для каждого слоя указываются глубины залегания его кровли и подошвы, наименования развитых в нем пород, при необходимо- сти – с определением характера насыщения, название стратигра- фического подразделения, к которому слой отнесен. Глубины рас- считываются с учетом заданных в качестве входной информации сведений о шаге дискретизации диаграмм ГИС, о глубине, к кото- рой относятся начальные точки диаграмм. Тексты, отражающие состав и характер насыщения пород, их стратиграфическую при- надлежность, берутся из упоминавшихся выше словарей.

Очевидным преимуществом единой литолого-стратиграфи- ческой интерпретации данных ГИС перед выполнением раздельно литологического расчленения разреза скважины и стратиграфиче- ской индексацией пластов горных пород (корреляции разрезов скважин) является возможность взаимного контроля заключений о литологическом составе и стратиграфическом положении слоев, что положительным образом отражается на качестве автоматизи- рованной интерпретации [52, 53, 54].

 

Сервисные программы для построения геологических моделей

Создание современных информационно-вычислительных и ав- томатизированных систем предполагает наличие достаточного коли- чества технических средств, математического и программного обеспечения процессов сбора, хранения, передачи и обработки геолого-геофизической и промысловой информации. В настоящее время большое внимание уделяется решению отдельных геологи- ческих задач, связанных с построением и графическим оформле- нием планшетов ГИС, корреляционных схем и геологических профилей. Наиболее известными и используемыми сервисными разработками являются программные комплексы ИНГИС, BASEGIS, LEXX и Solver.

Программный комплекс ИНГИС

Интерактивная система обработки материалов геофизических исследований скважин – ИНГИС – разработана в ЦГЭ МНГП и предназначена в основном для проведения обработки данных ГИС совместно с геолого-промысловыми данными как по одной скважине, так и по группе скважин. Определяющей частью про- граммного комплекса ИНГИС является обработка данных по от- дельной скважине и получение окончательного заключения.

Система ИНГИС содержит базу данных, состоящую из фай- лов собственно данных (кривые ГИС, оцифрованные с постоян- ным шагом квантования; информация о приборах, которыми про- изводились исследования в скважине; палетки универсальные) и файлов с описаниями макетов экранов для графических изобра- жений и графов обработки данных. Обработка производится в ин- терактивном режиме. Диалог (текстовый или графический) осуще- ствляется в ходе работы программы, во время которого формиру- ется файл протокола обработки различной степени детальности.

Кривые ГИС представляют собой числовые массивы резуль- татов геофизических измерений в скважине и результатов обра- ботки в системе ИНГИС. В таблицах задается информация, опи- сывающая условия измерения, типы приборов и их аппаратурные коэффициенты.

В общем случае поисковыми признаками данных являются код или название месторождения, номер скважины, название ме- тода ГИС и границы интервала обработки.

Пакет прикладных программ системы ИНГИС обеспечивает обработку геолого-геофизической информации. В пакет входят программы по определению параметров коллекторских свойств и вероятной продуктивности коллектора. Это коэффициент гли- нистости (KGL) и коэффициенты нейтронной и открытой пористо- сти (KPN и KPO), определенные по радиоактивному каротажу; коэффициент пористости (KPAK), определенный по акустическо- му каротажу; сопротивление пласта (RP) по электрическим мето- дам, коэффициенты водо- и нефтенасыщенности (KB и KN). Также

рассчитываются абсолютные отметки глубин залегания выделен- ных пластов.

Основной целью обработки кривых ГИС в системе ИНГИС является получение окончательного заключения по отдельной скважине в виде таблицы, которое указывает выделенные пласты- коллекторы и содержит рассчитанные для них параметры.

Основой для определения подсчетных параметров служат петрофизические зависимости. Этот этап обработки включает вы- числение массивов двойных разностных параметров, расчет коэф- фициента глинистости по методу ГК, расчет коэффициентов ней- тронной и открытой пористости по кривой НГК (для приборов ДРСТ-1, ДРСТ-3), расчет коэффициентов пористости для прибо- ров типа РКС-3, МАРК-1. Также применяется методика подсчета количественных параметров по петрофизическим зависимостям, рассчитанным для конкретных месторождений.

Система обработки каротажной информации по системе ИНГИС ориентирована на попластовую обработку каротажных данных. Переход от поточечных данных к попластовому варианту осуществляется в два этапа. Итогом этого этапа цифрового преоб- разования является создание двух массивов данных для каждого метода, содержащих значения отсчетов и глубин залегания подошв выделенных пластов. Полученные массивы сопоставляются, и про- изводится взаимная увязка диаграмм ГИС. На выходе получают цифровой массив значений отметок подошв пластов, общих для всех методов по объекту, и массив значений параметров, вычис- ленных по разным видам каротажа. Полученные массивы являют- ся информационной основой для выделения пластов коллекторов на основании предельных значений коэффициентов глинистости и пористости, вычисленных раздельно для терригенной и карбо- натной части разреза и, в конечном итоге, для определения под- счетных параметров.

Определение индекса литологии и характера насыщения коллекторов. Одной из наиболее характерных особенностей

разреза для нефтеперспективных территорий Пермского края яв- ляется резкая дифференциация отложений, формирующих про- дуктивные горизонты. Для учета влияния, которое оказывает пере- слаивание терригенных и карбонатных отложений, с помощью графа обработки на кривых коэффициента открытой пористости и коэффициента глинистости выделяются участки, соответствую- щие терригенной и карбонатной частям разреза. Далее с учетом значений кривых индекса литологии осуществляется объединение выделенных участков кривых KPO и KGL в единую кривую по всему интервалу обработки.

На последнем этапе выделенные по всему интервалу обработки коллекторы с учетом полученных оценок характера насыщения укруп- няются и по заданным граничным параметрам объединяются в пласты, если различие между ними несущественно. Полученные таким обра- зом пласты служат основой для выдачи табличного заключения.

В качестве примера на рис. 75 представлены результаты об- работки по скважине № 91 Енапаевского месторождения в графи- ческом виде. Предусмотрена возможность корректировки резуль- татов интерпретации в интерактивном режиме.

Система ИНГИС позволяет адаптировать программы обра- ботки к разным особенностям геологического строения месторож- дений (конкретные литологические и петрофизические характери- стики продуктивных интервалов). При этом литолого-стратигра- фическая интерпретация (в данном случае «ручная») предшествует количественной интерпретации и служит основой для выбора пет- рофизических зависимостей, на базе которых решаются все задачи оценки емкостных и фильтрационных свойств и характера насы- щения коллекторов. Преимуществом системы ИНГИС перед «руч- ной» интерпретацией является автоматизированное вычисление и ввод поправок (особенно в поточечной обработке) в показания методов радиоактивного, бокового и индукционного каротажа. Расчет удельного сопротивления пластов по кривым КС осуществ- ляется в системе ИНГИС строго по методике.

К недостаткам комплекса ИНГИС следует отнести ограниче- ние в размерах интервала обработки (400 м при масштабе 1:200), что вынуждает вести обработку скважины поинтервально и при- водит к увеличению количества файлов и дополнительным затра- там времени на оформление входных данных.