Электронная библиотека диссертаций и авторефератов России
dslib.net
Библиотека диссертаций
Навигация
Каталог диссертаций России
Англоязычные диссертации
Диссертации бесплатно
Предстоящие защиты
Рецензии на автореферат
Отчисления авторам
Мой кабинет
Заказы: забрать, оплатить
Мой личный счет
Мой профиль
Мой авторский профиль
Подписки на рассылки



расширенный поиск

Методические приемы численной обработки и интерпретации сигналов высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования в субгоризонтальных скважинах Горбатенко Алексей Александрович

Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Автореферат - бесплатно, доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Горбатенко Алексей Александрович. Методические приемы численной обработки и интерпретации сигналов высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования в субгоризонтальных скважинах: диссертация ... кандидата Технических наук: 25.00.10 / Горбатенко Алексей Александрович;[Место защиты: ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук], 2017

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Аналитический обзор известных решений 13

Глава 2. Сигналы высокочастотного электромагнитного каротажа в субгоризонтальной скважине 32

2.1. Влияние неровностей стенки скважины и эксцентриситета зонда в скважинах с высокопроводящим раствором 33

2.2. Зависимость сигналов от угла наклона скважины 49

2.3. Вклад УЭС бурового раствора в сигнал при наклонном пересечении границ 58

2.4. Сигналы в скважинах со сложной траекторией 62

2.5. Влияние УЭС подстилающего пласта 72

Глава 3. Обработка и интерпретация результатов измерения методом вэмкз в субгоризонтальных скважинах с использованием алгоритма инверсии с учетом угла наклона скважины 89

3.1. Экспериментальная эквивалентность параметров в моделях горизонтально-слоистой среды при решении обратной задачи...89

3.1.1. Геоэлектрическая модель двухслойной среды 93

3.1.2. Модель с тонким пластом-изолятором 99

3.1.3. Модель трехслойной среды 102

3.1.4. Разрешающая способность электромагнитного каротажа при определении расстояния до вмещающих пород по анализу невязки 107

3.2. Модельная эквивалентность при решении обратной задачи 111

3.3. Сжатие данных скважинных измерений при подготовке к инверсии 115

3.4. Восстановление геоэлектрического разреза по данным электромагнитного каротажа в субгоризонтальной скважине 121

3.4.1. Построение геоэлектрической модели тонкослоистого песчано карбонатного разреза с высоким контрастом УЭС пластов, пересеченного наклонной скважиной 122

3.4.2. Определение угла падения слоев горных пород решением обратной задачи 127

3.4.3. Интерпретация при латеральной изменчивости песчаного коллектора с тонкими карбонатными прослоями в подошвенной части 130

3.5. Методические приемы интерпретации данных измерения методом высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования в субгоризонтальной скважине 136

Заключение 138

Список литературы

Введение к работе

Актуальность работы. В большинстве случаев интерпретация данных геофизических исследований в субгоризонтальных скважинах, в частности, высокочастотного индукционного каротажного зондирования (ВИКИЗ) и его 9-зондового варианта – высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования (ВЭМКЗ), сегодня выполняется по методикам, разработанным для вертикальных стволов. Однако такой подход зачастую не дает приемлемых для практиков результатов, поскольку эти методики не учитывают особые условия измерения и специфику геоэлектрических моделей среды с субгоризонтальными скважинами. Так, эти скважины, как правило, заполнены буровым раствором с высокой электропроводностью, которая усиливает влияние на сигнал эксцентриситета зонда и неровностей на их стенке. Причем каротажный прибор в субгоризонтальном стволе почти параллелен поверхности напластования, то есть параллелен геоэлектрическим границам, что приводит к поляризации, а также к усилению влияния на сигнал удельного электрического сопротивления (УЭС) вмещающих пород при небольшой мощности пластов. К тому же, необходимо учитывать латеральную изменчивость свойств горных пород в пласте. Поэтому при интерпретации данных геоэлектрические модели среды будут более сложной геометрии по сравнению с моделями среды с вертикальными скважинами.

Очевидно, что с усложнением геоэлектрических моделей эквивалентность решений обратной задачи возрастает. Исследования показывают, что неоднозначность результатов уменьшается при совместном анализе разности фаз и отношения амплитуд, так как они несут информацию о разных областях среды. Однако в силу слабой изученности отношения амплитуд и отсутствия методических приемов эта характеристика сигнала не используется

при интерпретации данных зондирования в субгоризонтальных скважинах.

Исходя из вышесказанного, для повышения качества интерпретации сегодня необходимы новые способы, в частности, основанные на совместном анализе разности фаз и отношения амплитуд ВЭМКЗ (формы и уровня регистрируемых сигналов или их трансформаций в зависимости от длины зонда и/или расстояния по скважине) и с учетом таких осложняющих факторов, как УЭС вмещающих пород, электрической поляризации на границах слоев, влияния неровности стенки скважины и эксцентриситета каротажного зонда, с использованием современных программно-алгоритмических средств.

Цель работы – повысить достоверность, информативность и оперативность численной интерпретации результатов измерения методом высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования в субгоризонтальных скважинах за счет совместного анализа и инверсии разности фаз и отношения амплитуд, учета угла наклона зонда относительно геоэлектрических границ, учета осложняющих факторов (неровности стенки скважины, эксцентриситета прибора), оптимального сжатия данных измерения при инверсии.

Научная задача – разработать методические приемы численной обработки и интерпретации результатов измерения методом высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования в субгоризонтальных скважинах на основе совместного анализа и инверсии разности фаз и отношения амплитуд с учетом угла наклона зонда относительно границ пластов и других осложняющих факторов.

Фактический материал, методы и программно-

алгоритмические средства. Основной метод исследования – анализ результатов численного моделирования разности фаз и отношения амплитуд и их трансформаций, а также практических данных исследования наклонных и горизонтальных скважин методом ВЭМКЗ.

Численное моделирование выполнено с использованием верифицированных программно-алгоритмических средств, разрабо-2

танных в разные годы сотрудниками Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН (В.С. Могилатов, О.В. Нечаев, М.Н. Никитенко, И.В. Суродина, Л.А. Табаровский, А.Б. Черяука, М.И. Эпов и др.). При численном моделировании используются значения модельных параметров, которые соответствуют типичным условиям вскрытия горизонтальными скважинами и боковыми врезками коллекторов Западной Сибири (УЭС и мощности пластов, УЭС бурового раствора, диаметр скважины, характерный размер неровности ее стенки, диаметр и эксцентриситет прибора), установленные по многочисленным данным каротажа вертикальных и наклонных скважин.

Выводы базируются на результатах измерения специалистами ОАО «Сургутнефтегаз» более чем в 20 скважинах с горизонтальным завершением в Западной Сибири, включающих данные ВЭМКЗ, бокового каротажа, бокового каротажного зондирования, кавернометрии, гамма-каротажа, нейтронного каротажа, потенциала самопроизвольной поляризации. Практические данные ВЭМКЗ получены с использованием сертифицированных аппаратурных модулей, входящих в комплексы современной российской каротажной аппаратуры «СКЛ-А» и «Алмаз».

Защищаемые научные результаты

  1. Установлены зависимости разности фаз и отношения амплитуд высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования в наклонных и горизонтальных скважинах от зенитного угла, УЭС вмещающих пород и бурового раствора, эксцентриситета прибора и неровности стенки скважины, необходимые для достоверной инверсии данных.

  2. На основе анализа областей экспериментальной эквивалентности решений обратной задачи и функций чувствительности в субгоризонтальной скважине разработан способ сжатия данных с использованием алгоритма Рамера-Дугласа-Пекера, направленный на существенное ускорение инверсии.

  3. Разработаны методические приёмы численной обработки и интерпретации измеренных разностей фаз и отношений амплитуд в наклонных и горизонтальных скважинах с учётом угла пересечения скважиной границ пластов.

Новизна и личный вклад. Найден новый подход к обработке и интерпретации результатов измерения в субгоризонтальных скважинах методом высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования:

  1. По результатам численного анализа данных высокочастотного электромагнитного зондирования и кавернометрии в скважинах Широтного Приобья установлено, что неровности стенки скважины, заполненной буровым раствором с низким УЭС, проявляются в колебаниях значений разности фаз и отношения амплитуд. Расчетами показано, что величина этих колебаний линейно зависит от глубины каверн и увеличивается с ростом контраста УЭС пласта и бурового раствора. При этом среднее значение показаний прибора в однородном пласте, пересеченном скважиной с кавернами, лишь незначительно отличается от показаний прибора в такой же скважине без каверн.

  2. Расчетами сигналов для зонда ВЭМКЗ, смещенного на стенку скважины диаметром 0,124 м, заполненной высокопрово-дящим раствором, установлена зависимость разности фаз и отношения амплитуд от УЭС среды и раствора в скважине, а также показано, что эксцентриситет прибора диаметром 0,102 м больше всего влияет на показания коротких зондов (0,5–1,0 м), а сигналы длинных зондов (1,4 и 2,0 м) изменяются в пределах погрешности измерения.

  3. По результатам численного моделирования установлена зависимость сигнала ВЭМКЗ от угла пересечения границ пластов при небольшой их толщине: с уменьшением угла пересечения скважиной границы пластов диаграммы разности фаз и отношения амплитуд становятся симметричными относительно середины пласта, а в области пересечения границ осложняются экстремумами, связанными с образованием на них поверхностных электрических зарядов.

  4. По результатам численного моделирования сигналов ВЭМКЗ для модели коллектора с типичными для Западной Сибири значениями УЭС установлено, что влияние УЭС подстилающих или перекрывающих толщ на разность фаз проявляется на

расстоянии до полутора длин зонда, на отношение амплитуд – до двух длин зонда.

  1. Показано, что протяженные интервалы, на которых скважина пересекает большое число пластов, целесообразно разделять на несколько частей («окон») и выполнять инверсию на каждом из них отдельно, что существенно ускоряет вычисления без потери точности определения значений УЭС пластов. На основе анализа функций чувствительности и функций невязки показано, что оптимально выделять окна инверсии таким образом, чтобы их края находились в средних частях мощных однородных пластов.

  2. В случае приближения скважины к горизонтальной границе контрастных по УЭС пластов можно оценить УЭС подстилающего пласта и расстояние до границы на основе анализа функционала невязки. Точность этой оценки зависит от контраста УЭС и близости нижней точки скважины к подстилающему пласту.

  3. Показано, что при совместном анализе величин разности фаз и отношения амплитуд в субгоризонтальной скважине существенно уменьшаются размеры областей эквивалентности решения обратной задачи по сравнению с размерами, получаемыми при анализе только разности фаз.

  4. Для ускорения инверсии разработан способ сжатия данных, основанный на алгоритме Рамера-Дугласа-Пекера.

Практическая значимость. Учет осложняющих факторов (неровности стенки скважины, эксцентриситета прибора) при обработке данных существенно повышает достоверность определения параметров геоэлектрических моделей.

Зависимость формы диаграмм ВЭМКЗ от угла наклона скважины служит основой для определения границ пластов и построения стартовой модели при инверсии по данным исследования субгоризонтальных скважин методом электромагнитного каротажа. Зависимость сигнала ВЭМКЗ в двухслойной модели среды с горизонтальной скважиной от УЭС соседнего слоя и расстояния до него позволяет оценивать предельное расстояние, на котором обнаруживается влияние на сигнал УЭС вмещающих пород, что необходимо при определении параметров зоны проникнове-

ния фильтрата бурового раствора, а также в задачах геонавигации. Интерпретация на основе совместного анализа разности фаз и отношения амплитуд уменьшает степень неоднозначности решения обратной задачи электромагнитного каротажа и существенно повышает точность определения параметров геоэлектрической модели.

Способ сжатия данных направлен на повышение оперативности расчетов без потери точности результатов инверсии, значительно увеличивает скорость численной интерпретации данных электромагнитного каротажа.

Разработанный способ интерпретации результатов измерения методом высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования в субгоризонтальных скважинах наиболее эффективен для разрезов нефтегазовых месторождений Западной Сибири. Способ может быть использован для решения задач геонавигации по данным каротажа в процессе бурения, а именно для определения положения границ пластов, к которым приближается скважина, и оценки УЭС пород, находящихся под этими границами.

Степень достоверности результатов. Высокая степень достоверности результатов определяется использованием надежных программно-алгоритмических средств решения прямой задачи электромагнитного каротажа. Учет таких факторов как УЭС бурового раствора, эксцентриситет прибора, неровность стенки скважины, УЭС вмещающих пород, проверен на синтетических и практических данных. Способ сжатия и методические приёмы численной обработки и интерпретации прошли тестирование на синтетических данных, рассчитанных для геоэлектрических моделей с параметрами, соответствующими значениям в терригенных разрезах, и на зарегистрированных в субгоризонтальных скважинах данных. Достоверность полученных результатов обеспечивается представительностью используемых в работе данных геофизических исследований в открытом стволе скважин с горизонтальным завершением.

Апробация работы и публикации. Выносимые на защиту результаты изложены в 19 публикациях: сделано 15 докладов на конференциях, из которых 5 международных и 5 всероссийских; и

опубликовано 4 статьи в 3 научных рецензируемых журналах, рекомендованных перечнем ВАК («Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири», «Каротажник», «Геология и геофизика»).

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 3 глав и заключения, содержит 158 страниц, в том числе 46 рисунков и библиографию из 142 наименований.

Зависимость сигналов от угла наклона скважины

Как известно, для определения по данным индукционного каротажа УЭС горных пород необходимо учитывать влияние на показания прибора поля генератора, которое может во много раз превосходить по величине уровень сигнала от геологической среды. Один из способов минимизировать это влияние, предложенный Доллем, - фокусировка поля с помощью дополнительных катушек. В работах Кауфмана также рассматриваются важные вопросы создания многокатушечных зондов: физические основы фокусировки, способы подбора параметров многокатушечного зонда и определение их радиальных характеристик [Кауфман, 1965].

В СССР опытные образцы аппаратуры индукционного каротажа изготавливаются и проходят испытания в 1963 г. [Плюснин, 1968]. В 1969 г. издается альбом палеток для интерпретации данных индукционного каротажа зондом 6Ф1М [Афонина, Плюснин, 1974].

Значительный вклад в развитие теории электромагнитных методов каротажа и разработку новых приборов делают сотрудники Института геологии и геофизики СО АН СССР. Исследования, выполненные сотрудниками Института, послужили фундаментом для создания в СССР приборов высокочастотного индукционного каротажа. Ключевую роль в этих исследованиях играют работы Д.С. Даева, Ю.Н. Антонова, Л.А. Табаровского, М.И. Эпова, В.П. Соколова, [Даев, 1974; Антонов, Приворотский, 1975; Табаровский, 1975; Табаровский, Эпов, 1977; Антонов, Табаровский, Панич 1979; Антонов, Соколов, Табаровский, 1979; Эпов, 1979; Табаровский, 1980].

Опираясь на результаты этих работ, Ю.Н. Антонов научно обосновывает целесообразность применения высокочастотного индукционного каротажа для изучения неоднородных пород-коллекторов [Антонов, 1980], а испытание опытных образцов приборов, сконструированных по этому принципу, показывает высокую эффективность этого метода для исследования нефтегазовых коллекторов [Антонов, Жмаев, 1982]. В результате создается аппаратура высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования. В отличие от зондов индукционного каротажа, в которых измеряются абсолютные значения сигналов на фоне скомпенсированного прямого поля, метод ВИКИЗ базируется на измерении разности фаз и работает на более высоких частотах, чем в традиционном индукционном каротаже, что позволяет точнее скомпенсировать влияние прямого поля и добиться большей детальности исследования. В 1996 г. выдается патент на аппаратуру ВИКИЗ [Антонов, 1996].

В последующие годы ведутся работы по развитию аппаратурных, методических и теоретических аспектов применения метода электромагнитного каротажа как в варианте ВИКИЗ, так и в других модификациях (ВЭМКЗ, ВИК-ПБ), отличающихся добавлением относительных амплитудных характеристик и отсутствием одного изопараметра зондов. Физико-математической постановкой и решением прямых задач занимаются М.И. Эпов, А.Б. Черяука, С.В. Мартаков, [Epov, Cheryauka, Sukhorukova, 1996; Мартаков, Эпов, 1999], средства численного математического моделирования развиваются в работах М.И. Эпова, М.Н. Никитенко, А.Б. Черяуки, В.Н. Глинских, О.В. Нечаева, И.В. Суродиной, Э.П. Шуриной [Эпов, Никитенко, 1993; Cheryauka, Epov, Nikitenko, 1996; Эпов, Глинских, 2005; Глинских, Эпов, 2006б, 2006в; Эпов, Шурина, Нечаев, 2007; Никитенко, Эпов, 2008; Суродина, Эпов, 2012]. Также развивается направление, посвященное оценке фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по данным об эволюции радиального профиля УЭС при повторных исследованиях скважины методом высокочастотного электромагнитного каротажа [Ельцов, Нестерова, Кашеваров, 2011]. Методическими аспектами интерпретации данных ВИКИЗ занимаются Ю.Н. Антонов, М.И. Эпов, И.Н. Ельцов, А.Ю. Соболев, В.С. Игнатов, Г.В. Нестерова, К.В. Сухорукова, [Антонов, Эпов, 1998; Соболев, Ельцов, 1998; Эпов, Сухорукова, Никитенко, 1998а, 1998б; Анализ и инверсия…, 2000; Ульянов, Эпов, 2001; Эволюция зоны проникновения..., 2004; Антонов, Эпов, Каюров, 2006; Соболев, Ельцов, Симонов, 2006; Антонов, Сметанина, Михайлов, 2012; Интерпретация данных электрокаротажных зондирований в неокомских..., 2013]. Проводятся исследования, направленные на повышение надежности и качества аппаратуры электромагнитного каротажа [Аппаратура высокочастотного индукционного…, 1997; Глинских, Эпов, 2006а].

Нельзя не сказать, что в это же время продолжает развиваться и аппаратура низкочастотного индукционного каротажа. Известно, что породы-коллекторы могут быть электрически анизотропными, в этом случае их УЭС описывается вертикальной pv и горизонтальной ph составляющими. В традиционных приборах индукционного каротажа моменты всех генераторных и измерительных катушек направлены вдоль оси зонда. В вертикальных скважинах сигналы таких приборов чувствительны только к рн. Чувствительность к pv появляется при больших зенитных углах скважины, однако в этом случае задача определения значений pv и рн весьма сложна, требует привлечения результатов измерения другими приборами каротажа и не всегда имеет единственное решение [приводится по: Ellis, Singer, 2008]. Для преодоления этой трудности разрабатываются приборы многокомпонентного индукционного каротажа, в которых часть генераторных и измерительных катушек расположена соосно, а у другой части моменты направлены перпендикулярно или под углом 45 к оси зонда [A New Multicomponent Induction Tool…, 2000; Anderson, Barber, Habashy, 2002; Xiao [et al], 2006; Трехмерный индукционный каротаж…, 2008]. Благодаря такой конструкции прибор обладает чувствительностью к pv, рн и к геометрии пластов, что позволяет определять геоэлектрические характеристики разреза без привлечения дополнительной информации [Трехмерный индукционный каротаж…, 2008]. Такая аппаратура в России используется лишь крупными иностранными сервисными компаниями, российским сервисным компаниям она пока недоступна. Кроме того, многокомпонентные приборы индукционного каротажа еще не получили повсеместного распространения, они применяются лишь в сложных условиях, где информации, полученной с использованием стандартного комплекса каротажных приборов, недостаточно для описания коллекторов. Высокая информативность метода высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования позволяет ему не терять с годами своей востребованности, а значит и сохраняется актуальность развития его составляющих. Об этом свидетельствует тот факт, что не прекращаются работы по созданию новых модификаций аппаратуры, которые позволяют расширить область применения метода. В конце 90-х годов на основе ВИКИЗ создается новый, улучшенный 9-зондовый комплекс высокочастотного электромагнитного каротажа – высокочастотное электромагнитное каротажное зондирование [Новый программно-алгоритмический девятизондовый комплекс ..., 1999, Антонов, Эпов, Каюров, 2009]. В связи с ростом объемов бурения наклонных и горизонтальных скважин сотрудниками Научно-производственного предприятия геофизической аппаратуры «Луч» (НПП ГА «Луч») создается серия специализированных автономных комплексов каротажа СКЛ [Новый аппаратурный комплекс геофизического каротажа СКЛ …, 2010; Петров, 2013; Аппаратурный комплекс СКЛ ..., 2015], при этом в его составе одним из методов зондирования является ВЭМКЗ. Под руководством В.Н. Еремина (НПП ГА «Луч») ведется разработка аппаратурного комплекса каротажа в процессе бурения (ВИК-ПБ, Луч-102) [Еремин, 2005; Сигналы электромагнитного каротажа в процессе бурения …, 2014], включающего модуль высокочастотного электромагнитного каротажа; новая модификация комплекса в 2015 году сдана в эксплуатацию при производстве буровых работ.

Сигналы в скважинах со сложной траекторией

Таким образом, данные всех зондов ВЭМКЗ после внесения поправки имеют равные значения в глинистых интервалах, в то время как до поправки данные указывали на наличие в интервале понижающей зоны проникновения (рисунок 10б, в).

Влияние на сигнал ВЭМКЗ неглубоких неровностей стенки скважины, заполненных сильнопроводящим буровым раствором, приводит к появлению единичных или квазипериодических колебаний разности фаз и отношения амплитуд, «размах» которых пропорционален глубине неровности и контрасту УЭС пласта и бурового раствора, а также рабочей частоте зонда. При этом средний уровень значений разности фаз и отношения амплитуд соответствует уровню сигнала в скважине с ровными стенками. Форма изменения диаграмм, обусловленных неровностями, зависит от геометрических параметров последних. Для повышения качества интерпретации перед трансформацией сигналов в кажущееся сопротивление целесообразно выполнить сглаживание измеряемых данных.

В широком диапазоне значений УЭС бурового раствора и пласта влияние эксцентриситета длинных зондов ВЭМКЗ (1,4 и 2,0 м) на сигнал не превышает погрешности измерения, поэтому их показания можно использовать и без поправок. В широких скважинах большого диаметра (0,216 м и более) при низком УЭС бурового раствора под влиянием эксцентриситета происходит занижение кажущихся УЭС коротких зондов (0,5–1,0 м), сигналы длинных зондов (1,4 и 2,0 м) изменяются не более чем на погрешность измерения. На диаграммах это проявляется в виде расхождения кривых ВЭМКЗ подобно ситуации с понижающей зоной проникновения [Горбатенко, Вологдин, Сухорукова, 2013]. Применение при бурении наклонных и горизонтальных стволов долот небольшого диаметра, а при их каротаже – приборов большого диаметра приводит к пренебрежимо малому влиянию эксцентриситета на сигналы среднего и длинных зондов (длиной от 1 до 2 м).

Отношение амплитуд в значительно меньшей степени искажается наличием каверн и эксцентриситета зонда, чем разность фаз, и для среднего и длинных зондов коррекция влияния эксцентриситета не является необходимой. При численной интерпретации данных, измеренных в сложных условиях горизонтальных скважин, точность определения геоэлектрических параметров может быть повышается совместнымиспользованием разности фаз и отношения амплитуд.

В отличие от вертикальных скважин, которые перпендикулярны границам пластов, горизонтальные в большинстве случаев проводятся параллельно границам коллектора или пересекают их под острым углом. Сигналы высокочастотного электромагнитного каротажа в геоэлектрических моделях наклонных скважина, пересекающих типичные для Западной Сибири терригенные разрезы, исследовались во многих работах [Эпов, Сухорукова, Никитенко, 1998а, 1998б; Антонов и др., 2002, Electromagnetic sounding…, 2012], где авторы отмечают отличие формы диаграмм ВЭМКЗ по данным вертикальных и горизонтальных скважин.

Так как существует зависимость сигнала от наклона скважины относительно границ пластов, интерпретация данных ВЭМКЗ в наклонных и горизонтальных скважинах по методике для вертикальных скважин, то есть без учета этого наклона, приводит к существенным ошибкам в определении геоэлектрических параметров пластов горных пород.

Ниже приводятся результаты расчетов, полученных соискателем с использованием программы решения прямой задачи для зондов ВЭМКЗ в горизонтально-слоистой среде, разработанной М.И. Эповым, А.Б. Черяукой, В.С. Могилатовым и М.Н. Никитенко [Cheryauka, Epov, Nikitenko, 1996; Никитенко, 1998; Эпов, Сухорукова, Никитенко, 1998а]. Расчет разности фаз и отношения амплитуд проводится для зондов ВЭМКЗ, пересекающих под любым углом наклона модель с большим числом горизонтальных границ (до 100), но без учета влияния УЭС бурового раствора скважины и измененной в процессе бурения прискважинной зоны. Также приведен пример, в котором результаты расчета по этой программе сравниваются с результатами расчета сигналов ВЭМКЗ в модели горизонтально-слоистой среды со скважиной по программе И.В. Суродиной [Суродина, Эпов, 2012].

На диаграммах рассчитанных значений разности фаз и отношения амплитуд длинного зонда ВЭМКЗ (рисунок 11) видно существенное отличие при разных зенитных углах пересечения горизонтально-слоистой среды. Геоэлектрическая модель представляет собой пласт мощностью 4 м с УЭС 30 Омм, находящийся во вмещающих породах с УЭС 10 Омм. Зенитный угол, под которым длинный зонд пересекает пласт, - от 0 до 85. Для наглядности и удобства сравнения разность фаз Аф (рисунок 11а) и отношение амплитуд А2/Аi (рисунок 11б) приводятся вместе со своими трансформациями в кажущееся сопротивление р ф (рисунок 11в) и pк A21A (рисунок 11г). При этом графики построены относительно глубины по вертикали [Горбатенко, Сухорукова, 2014б]. Если скважина вертикальная, то есть границы пластов пересекаются под прямым углом, диаграммы разности фаз и отношения амплитуд несимметричны относительно середины пласта (рисунок 11).

Модель трехслойной среды

Траектория субгоризонтальной скважины имеет сложную криволинейную форму, поскольку она меняет направление, иногда несколько раз пересекая одну и ту же границу пластов, или проходит параллельно кровле или подошве пласта на расстоянии, достаточном для того, чтобы УЭС соседнего слоя повлияло на сигнал электромагнитного зонда. Поэтому как визуальная, так и численная интерпретация данных электромагнитного каротажа горизонтальных скважин недопустима без информации о зенитном угле. Характерные для Западной Сибири параметры горизонтальной скважины со сложной криволинейной траекторией (рисунок 16–19): интервал набора глубины 0–40 м, интервал набора зенитного угла 40–120 м, интервал корректировки по глубине 120–350 м и субгоризонтальный интервал, на котором скважина проходит по целевому горизонту 350–600 м [Electromagnetic sounding..., 2012].

В случае, когда такая скважина проходит в двухслойной среде, состоящей из мощной однородной глинистой покрышки с УЭС 4 Омм и коллектора с УЭС 15 Омм, и при этом трижды пересекает границу пластов на отметках 50, 287 и 360 м (рисунок 16а), на диаграмме разности фаз (рисунок 16б) эти точки пересечения проявляются в виде локальных минимумов (отрицательных пиков), на диаграмме отношения амплитуд эти пики представлены локальными максимумами (положительными пиками) (рисунок 16в).

При невысоком контрасте УЭС пластов величина пиков отношения амплитуд, в отличие от разности фаз, незначительна, и они могут быть незаметны на фоне шума. Однако если между покрышкой и коллектором находится высокоомный пропласток (рисунок 16г), контраст УЭС на границе пропластка и вмещающих пород большой, и в этом случае величина пиков существенно выше: они становятся значительными и на диаграммах разности фаз, и на диаграммах отношения амплитуд (рисунок 16д, е). То же наблюдается и в других случаях (рисунок 17 и 18): амплитуда минимумов разности фаз в местах пересечения границы становится значительно больше в среде с пропластком, на диаграмме отношения амплитуд в среде без пропластка величина пиков незначительна, а при добавлении в модель пропластка существенно возрастает. Наличие локальных экстремумов большой величины на диаграммах разности фаз и отношения амплитуд указывает на пересечение скважиной в этой точке пропластка с высоким УЭС.

При использовании известной методики интерпретации, применяемой для вертикальных скважин, [Технология..., 2000] расхождение значений кажущегося сопротивления для зондов ВЭМКЗ разной длины трактуется как признак наличия в пласте зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Фактически на участках скважины с большим зенитным углом расхождение кривых часто вызвано еще и прохождением ствола вблизи границы контрастных по УЭС пластов. В таком случае из-за разной конфигурации формирующей регистрируемое электромагнитное поле области среды сигнал длинного зонда в большей степени зависит от УЭС соседнего слоя, чем сигнал короткого. Поэтому и кажущееся УЭС длинного зонда сильнее, чем УЭС короткого, отличается от УЭС пласта, вскрытого скважиной. Например, в интервале от 280 до 360 м наблюдается значительное расхождение диаграмм разности фаз (рисунок 16б,д) и отношения амплитуд (рисунок 16в,е). При интерпретации по традиционной методике можно сделать заключение, что в этом интервале находится пласт с измененной зоной пониженного УЭС, а по расхождению данных двух длинных зондов – предположить ее большую глубину. В заданной же модели среды на этом участке скважина проходит в непроницаемой глинистой покрышке на расстоянии не более 0,3 м от ее подошвы.

Разность фаз (б, д) и отношение амплитуд (в, є) основной группы зондов ВЭМКЗ для скважины с криволинейной траекторией в геоэлектрической модели двухслойной среды (а) и в модели с тонким непроводящим пропластком на границе полупространств (г) При другом положении скважины относительно границы в этой же модели (нижняя точка скважины расположена на 1 м ниже границы) стоит отметить интервал нахождения скважины в нижнем пласте (80-200 м). Разность фаз и отношение амплитуд двух коротких зондов практически те же, что и в предыдущем случае, но на сигналы остальных зондов влияет верхняя среда, повышая разность фаз и понижая отношение амплитуд тем сильнее, чем больше длина зонда. В результате этого влияния на диаграммах кажущегося сопротивления на интервале нижнего пласта будет выделяться ложное повышающее проникновение. Горизонтальный интервал (с 350 м) выделяется тем, что на диаграммах отношения амплитуд значение для длинного зонда много больше остальных. Такое соотношение не встречается в вертикальных скважинах и является признаком приближения зонда к границе с более высоким УЭС.

Такие же особенности наблюдаются и в модели с пересечением ВНК (УЭС верхней части 15 Ом-м соответствует нефтенасыщенному песчанику, нижней - 4 Омм соответствует водонасыщенному песчанику; рисунок 18). В интервале от 80 до 200 м скважина проходит в водонасыщенной части, максимальное удаление скважины от ВНК не превышает 1 м. В этом интервале также наблюдается расхождение значений для разных зондов, которое можно объяснить понижающим проникновением, характерным для нефтенасыщенных коллекторов. Однако такое толкование некорректно для представленного случая, потому что повышенные значения кажущегося сопротивления, рассчитанного по сигналам длинных зондов, определяются вкладом более высокоомного верхнего пласта, который находится в зоне чувствительности длинных низкочастотных зондов, но не влияет на сигналы коротких высокочастотных.

Построение геоэлектрической модели тонкослоистого песчано карбонатного разреза с высоким контрастом УЭС пластов, пересеченного наклонной скважиной

Зенитный угол по данным инклинометрии на представленном интервале изменяется от 74 до 89 (рисунок 44). Скважина проходит через глинистую покрышку (УЭС 6,5 Омм,), пересекает уплотненный карбонатный пропласток и входит в пласт БС10, значение УЭС которого 7,5 Омм указывает на нефтеводонасыщение. Численное моделирование сигналов ВЭМКЗ показывает, что пласты на исследуемом интервале расположены не горизонтально, а пластов. Это сравнение показывает, что наклонены под небольшим углом. Поэтому определение геометрических характеристик разреза (мощность пропластка, наклон пластов) выполнено путем сравнения результатов численного моделирования данных ВЭМКЗ для моделей с разными углами падения минимальное значение невязки достигается при угле пересечения скважиной границ пластов, отличном от данных инклинометрии на «2, что свидетельствует о слабой негоризонтальности границ [Горбатенко, Сухорукова, 2013б]. При этом мощность карбонатного пропластка, по результатам инверсии, составляет 0,15 м, УЭС 300+30 Омм.

Суммарная невязка сигналов в модели без изменения наклона границ составляет 0,4 и 0,43 (DF20 и DF14), а с изменением - 0,25 и 0,34 (при абсолютной погрешности измерения 0,2). Значения невязки позволяют считать подбор удачным в обоих случаях. Однако в случае без подбора угла на диаграммах хорошо видны участки больших расхождений измеренных и синтетических сигналов (с 2491 м), также проявляющихся повышением значений поточечно рассчитанных невязок.

Этот пример показывает, что суммарная невязка практических и рассчитанных сигналов, определенная в большом числе точек интервала наклонной скважины, не всегда является надежным критерием успешности подбора. Необходим дополнительный анализ расхождений сигналов в точках скважины, близких к границам (ближе, чем 1,0-1,5 м по нормали) [Горбатенко, Сухорукова, 2014б].

Скважина с горизонтальным завершением может пересекать одну и ту же геоэлектрическую границу несколько раз в силу криволинейности траектории и изменчивости мощности пластов горных пород, при этом УЭС пластов может изменяться в латеральном направлении. В разрезе могут находиться локальные неоднородности (глинистые или карбонатные линзы, разломы) [Неоднородности коллекторов…, 2002]. Поэтому вместо единой геоэлектрической модели среды на всем протяжении скважины целесообразно представить разрез как набор геоэлектрических моделей, каждая из которых описывает определённый участок разреза. На основе сопоставления этих моделей определяется положение границ пластов и распределение УЭС пластов.

В рассматриваемом примере (рисунок 45) горизонтальной скважиной вскрывается пачка терригенных пластов БС18–20. Зенитный угол в этом интервале изменяется от 58 до 92,5. По данным электромагнитного каротажа верхняя часть разреза представлена преимущественно породами с низкими (не более 15 Омм) значениями УЭС, при этом по данным ГК отмечается высокая глинистость пород. Исключение представляет лишь пласт в интервале вдоль скважины 040–050 м, в котором значения ГК соответствуют песчаным породам. На отметке 066 м скважина вскрывает коллектор с более высоким, чем в верхней части разреза, значением УЭС. Из анализа данных ВЭМКЗ, ГК и НК следует, что этот пласт неоднороден по составу: в его нижней части значение кажущегося сопротивления, по данным ВЭМКЗ, более высокое, однако, по данным ГК, в этом пласте с глубиной увеличивается глинистость, что обычно приводит к понижению значений УЭС пласта. Данные НК указывают на наличие плотных, предположительно карбонатных пропластков с высоким УЭС.

Интерпретация разности фаз, измеренной двумя длинными зондами, выполняется в несколько этапов. Сначала исследуемый интервал делится на участки так, чтобы в каждом из них скважина пересекала не более двух границ пластов. Оптимально, когда края каждого окна располагаются в средней части мощного пласта. Затем в каждом окне строится стартовая горизонтально-слоистая геоэлектрическая модель, для которой выполняется инверсия данных. Если измеренные и рассчитанные после инверсии значения разности фаз не совпадают, стартовая модель корректируется уточнением числа пластов и соотношения их сопротивлений, после чего инверсия повторяется. При этом цель инверсии не только в том, чтобы найти решение с наименьшей невязкой, но и наиболее точно подобрать изменение сигналов в участках пересечения границ, поскольку изменение сигналов (наклон кривой на диаграмме и значение в экстремумах) в таких местах определяется одновременно по углу пересечения скважиной границы пластов, и по распределению значений УЭС.

Пример решения обратной задачи таким способом приведен на рисунке 45. В верхней части рисунка представлены разности фаз зондов DF14 и DF20, измеренные и рассчитанные для полученных в результате инверсии моделей среды для пяти участков (окон). В нижней части показаны относительная глубина точек скважины, границы и распределение УЭС пластов. Скважина разделена на участки, для каждого из которых найдена своя геоэлектрическая модель среды. Границы окон показаны черными вертикальными линиями. Общая невязка измеренных и рассчитанных данных по всему исследуемому интервалу составляет 2,5.