Геолого-геофизические методы

 

К этой группе методов изучения геологической неоднородности пластов нами относится весь комплекс исследований по обработке фактического материала, полученного в процессе бурения скважин, включая обработку данных анализа кернов и результатов интерпретации промыслово‑геофизических исследований скважин.

Этими методами производятся детальное изучение разреза залежи, его расчленение и корреляция разрезов скважин с учетом литолого‑петрографической, палеонтологической и промыслово‑геофизической характеристик пород. Конечным результатом геолого‑геофизических методов являются как геологические профили и литологические карты, отображающие особенности строения продуктивных пластов по разрезу и по площади, так и выявленные зависимости между отдельными параметрами пластов.

Первый и наиболее важный этап при изучении неоднородности пластов геолого‑геофизическими методами – расчленение продуктивного горизонта (пласта) на отдельные пласты (пропластки), если он сложен серией литологически изменчивых песчано‑алевритовых пород, а также их корреляции по площади. При этом следует отметить, что корреляция должна касаться одновозрастных участков разреза, ибо изучение литолого‑петрографической и промыслово‑геофизической характеристик разновозрастных частей разреза с целью выявления особенностей и закономерностью в их строении может привести к серьезным ошибкам и неправильным выводам.

Одна из первых задач при общей корреляции, которую обычно проводят в период разведки месторождения при редкой сетке скважин, - выделение в разрезе маркирующих горизонтов или пластов (иначе «реперов»), имеющих определенное стратиграфическое положение в разрезе и выделяющихся по всему комплексу геологических и геофизических данных. В период общей корреляции, кроме данных кернового материала, необходимо использовать и данные других исследований и анализов (минералогического, макро‑ и микрофаунистического, споро‑пыльцевого).

Для более полного познания сложной картины строения литологически изменчивых, неоднородных пластов и осуществления рациональной разработки важное значение приобретает детальная (зональная) корреляция. В процессе детальной корреляции в разрезе продуктивных горизонтов (эксплуатационных объектов) выделяют зональные интервалы, которые характеризуются аналогичной конфигурацией кривых промыслово‑геофизических исследований и идентичными литолого‑физическими свойствами, выдерживающимися на более или менее значительной площади залежи. Безусловно, для проведения такой работы необходима значительная разбуренность залежи.

Зональная корреляция дает возможность выяснить распространение по площади каждого отдельного зонального интервала, определить границы его распространения, изменчивость коллекторских свойств и т. д., данные которых могут быть положены в основу построения зональных карт, дающих первое представление о зональной неоднородности пластов.

Литолого‑физические свойства пород при корреляции терригенных отложений хорошо отражают данные электрометрических и радиометрических исследований скважин, дающие наиболее полную в смысле представительности сравнительную характеристику свойств пород. Кроме того, в условиях ограниченного отбора керна геофизические исследования обеспечивают непрерывную характеристику вскрываемых скважиной платов. Основным критерием при сопоставлении разрезов скважин терригенных отложений по геофизическим данным является геоэлектрическая характеристика разреза.

Если в разрезе изучаемой продуктивной толщи имеются четкие электрические реперы или хорошо выдерживающиеся по простиранию отдельные пачки глин и песчаных пород с устойчивой геоэлектрической характеристикой, причем сохраняется определенная последовательность напластования литологически различных пород в пачке, то можно достаточно уверенно сопоставлять между собой разрезы ряда скважин только по диаграммам стандартного каротажа без применения других методов корреляции.

При изучении более сложного разреза диаграмм стандартного каротажа оказывается недостаточно, поэтому в этих случаях привлекаются результаты других геофизических методов, которые позволяют более точно увязать разрезы скважин, уточнить литологический состав пластов, трудно расчленяемых по данным стандартного каротажа.

Вследствие того, что изменение диаметра скважин в процессе бурения тесно связано с литологическим составом пород, слагающих разрез, то эта особенность может быть использована как для уточнения литологического состава пластов, трудно расчленяемых по данным стандартного каротажа, так и при корреляции.

Параллельно с корреляцией пластов необходимо строить геологические профили, позволяющие проследить взаимосвязь различных продуктивных пластов по разрезу и по площади, а также оценить количественно прерывистость платов, учет которой необходим при расчете технологических показателей разработки и коэффициента нефтеотдачи. Геологические профили обычно проводят по направлениям, наиболее полно отражающим особенности строения залежи.

 

9.1.2. Лабораторно‑экспериментальные методы

 

Изучение геологической неоднородности пластов тесно связано с исследованием коллекторских свойств слагающих их пород, данные о которых необходимы на стадии как проектирования, так и анализа и регулирования разработки нефтяных месторождений. Без знаний коллекторских свойств пород невозможно составить не один проект разработки или подсчитать запасы углеводородов.

Общеизвестно, что наиболее объективное и детальное представление о физических свойствах пород можно получить в результате исследования образцов керна лабораторными методами. После бурения достаточного числа скважин и проведения соответствующих исследований для этой цели используют методы промысловой геофизики.

При лабораторных исследованиях определяют такие величины, как: пористость, проницаемость, гранулометрический состав, карбонатность, водонасыщенность. Само по себе определение всех этих величин в достаточной степени дает объективную оценку неоднородности изучаемого пласта. Однако из‑за ограниченного отбора керна возникают значительные трудности в привязке данных этих исследований к разрезу скважин, поэтому прежде чем распространять значения параметров пласта на весь объем залежи или же отдельной ее части, необходимо провести тщательную привязку исследованных образцов керна.

В результате привязке керна в продуктивном разрезе выделяются прослои коллекторов и неколлекторов. Данные лабораторного анализа кернов можно использовать при построении карт пористости и проницаемости, а также для характеристики закона распределения и средних значений этих параметров с целью учета их при гидродинамических расчетах.

 

9.1.3. Промыслово‑гидродинамические методы

 

Промыслово‑гидродинамическим методам относятся такие исследования скважин, с помощью которых можно получить данные, характеризующие гидродинамические свойства пластов. Таким образом, промыслово‑гидродинамические исследования направлены на изучение коллекторских свойств пласта, гидродинамической характеристики скважин и физических свойств насыщающей коллектор жидкости[1]. Гидродинамическими исследованиями определяют такие весьма важные при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений параметры, как коэффициенты гидро‑ и пьезопроводности, продуктивности и приемистости. Кроме того, эти методы позволяют оценивать степень однородности пласта, выявлять литологические экраны, устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скважин по площади, а также оценивать нефтенасыщенность пород. Для этих целей используют следующие методы:

1. восстановление (падения) давления;

2. гидропрослушивание;

3. установившихся отборов (пробных откачек).

Метод восстановления (падения) давления основан на наблюдениях изменения забойного давления и дебита скважин после их работы на установившемся режиме. Интерпретация полученных данных позволяет непосредственно определить комплекс параметров пласта и скважин: параметр гидропроводности и . Для раздельной оценки параметров этих комплексов необходимо воспользоваться геофизическими определениями эффективной мощности пласта, пористости и лабораторными определениями коэффициентов сжимаемости пластовой жидкости и самой породы пласта.

Метод гидропрослушивания основан на наблюдениях изменения давления в реагирующих простаивающих скважинах или режима работы реагирующих эксплуатационных скважин при изменении режима работы возмущающих скважин. При этом режим возмущающих скважин может изменяться произвольно. Этим методом определяют среднее значение параметров гидропроводности и пьезопроводности c на участке между двумя исследуемыми скважинами.

Исследование скважин методом пробных откачек (методом установившихся отборов) позволяет в первую очередь определить коэффициент продуктивности и выявить характер притока жидкости в скважину, т. е. определить показатель фильтрации n.

В результате гидродинамических исследований можно оценить такие важные параметры, как проницаемость и гидропроводность, значения которых используются при построении соответствующих карт.

В последнее время все большим распространением пользуются карты параметра kh, условно называемых картами “гидропроводности”. Эти карты после увязки их с лабораторными анализами кернов используют при анализе и контроле за разработкой нефтяных месторождений, а также при изучении особенностей распространения коллекторов.

Рассмотренные гидродинамические методы позволяют получать лишь среднее значения параметров по площади, однако при изучении неоднородности пластов, особенно при решении задач, связанных с регулированием процесса разработки, требуется знание изменения фильтрационных свойств пласта по разрезу. В этом случае очень важное значение приобретают измерения притока или поглощения жидкости глубинными дебитомерами и расходомерами. Получаемые профили приемистости и профили продуктивности при достаточно совершенном проведении исследовательских работ дают картину распределения фильтрационной характеристики пласта по разрезу в непосредственной близости от скважин. В комплексе с данными анализов керна и геофизическими исследованиями по определению коллекторских свойств эти результаты позволяют достаточно объективно выделить проницаемые участки разреза и одновременно оценить возможность опережающей выработки запасов нефти по этим участкам.

 

9.1.4. Применение вероятностно‑статистических методов для обработки геолого‑промысловых данных.

 

С помощью геологических и лабораторных методов можно проследить распространение отдельных зональных интервалов продуктивного пласта, построить для них карты различных параметров и т. д., т. е. выявить весьма детально неоднородность конкретного пласта. Однако при таком изучении не получают критериев, на основании которых можно было бы количественно оценить неоднородность различных пластов для их сравнительного анализа, а также использовать данные о степени неоднородности пласта при проектировании, анализе и регулировании разработки нефтяных месторождений.

В связи с этим за последние годы было предложено несколько приемов и методов изучения неоднородности пластов, базирующихся на статистической обработке и обобщении исходных геолого‑промысловых данных.

Необходимость и целесообразность применения вероятностно‑статистических методов обуславливаются также тем, что с их помощью можно систематизировать и обработать большой объем фактического материала, установить некоторые количественные показатели и получить обобщенные характеристики основных параметров продуктивных пластов. Причем время на обработку большого числа данных значительно снижается при использовании электронно‑вычислительных машин.

Большое число наблюдений приводит к громоздким вычислениям. В этом случае применяют методику группировки данных. Первоначальные исходные данные упорядочивают так, что все отдельные значения (варианты) изучаемого параметра располагают в убывающем или возрастающем порядке. Полученный ряд, в этом случае называемый вариационным, делят на отдельные равные между собой интервалы, или классы. Для этого диапазон изменений случайной величины (x_i) в выборки x _min, x_max делится на k интервалов, где k можно выбирать по эмпирической формуле:

k = 1 + 3,2 lg n

или

0,55 n^0,4 £ k £ 1,25 n^0,4

с округлением до ближайшего целого. Количество интервалов нечетное.

Длины всех интервалов выбираются равными:

Затем определяется количество n_j элементов выборки, попавших в каждый из полуинтервалов (x_j-1; x_j ] и относительная частота попадания случайной величины в соответствующий полуинтервал .

Вариационный ряд представляется либо в виде таблицы, либо в виде графика‑гистограммы (рис.4) распределения причем всем элементам, попавшим в j-й полуинтервал, приписывается значение середины данного интервала. .

Рассмотренная процедура построения вариационного ряда не является единственно возможной. Количество интервалов, их длина, а также расположение полуинтервалов могут варьироваться по усмотрению исследователя.[2]

Рис. 4 Ряд наблюдений в виде гистограммы.

 

Для изображения качественной характеристики изменчивости геолого‑физических свойств продуктивных пластов применяют частотные графики в виде полигонов, гистограмм и кривых распределения.

Однако и по этим графикам не всегда можно судить о степени неоднородности пласта по какому‑либо параметру и по различным месторождениям, так как характер растянутости кривых не может являться показателем степени изменчивости этого параметра, поэтому правильнее сопоставлять кривые распределения в безразмерных единицах.

В практическом отношении, в частности при определении закона распределения анализируемого параметра широко применяются кумулятивные (интегральные) полигоны и кривые распределения при построении которых по оси абсцисс откладывают середины классов, а по оси ординат – накопленные частоты. В качестве примера можно привести кумулятивные кривые распределения проницаемости образцов керна.

Накопленной частотой z_н для данной величины называется сумма частот всех классов, подсчитанная, начиная с первого, включая данный. Для сравнения геолого‑физических свойств пласта степени его неоднородности используют ряд статистических характеристик и показателей, таких как средняя величина изучаемого параметра, дисперсия, среднеквадратичное отклонение, коэффициент вариации и др.

Средней величиной вариант статистической совокупности называется такая величина, которой можно заменить все варианты, не изменяя определенного конечного результата исследования[3]. Наиболее простой и широко прим еняемой из многих видов средних является средняя арифметическая, определяемая по формуле

.

Широко применяется также средневзвешенная величина, вычисляемая следующим путем:

,

где z – частота отдельной варианты.

Кроме того, при изучении некоторых явлений (изменении темпа роста добычи, объема разведочного бурения и т. д.) используются средняя геометрическая или средняя гармоническая величины 3.

Среднеквадратичное отклонение s, или стандарт, характеризует рассеянность значений анализируемого параметра относительно его средней величины и вычисляется по формуле

.

Средний квадрат отклонений вариант от средней арифметической называется дисперсией, т. е. дисперсия равна s². Свойства среднеквадратического отклонения и дисперсии таковы, что чем больше их средние значения, тем выше степень изменчивости параметра.

Однако по величине среднеквадратического отклонения трудно оценить степень изменчивости того или иного параметра по различным месторождениям, так как оно измеряется в тех же единицах, в которых измеряются параметры (варианты). Этот недостаток легко устраняется при пользовании коэффициентом вариации, который равен отношению среднеквадратического отклонения к средней арифметической и обычно выражается в процентах

,

т. е. является относительной мерой изменчивости параметра.

Следует отметить, что в качестве характеристик вариационного ряда используют также моду Мо и медиану Ме, с помощью которых в ряде случаев облегчается вычисление других показателей статистической совокупности и которые применяют при некоторых геологических исследованиях. Например, в качестве одного из показателей при литолого‑фациальном анализе используют медианный размер зерна. При этом под модой понимают наиболее часто встречающееся значение признака. Медианой называется варианта, делящая упорядоченный статистический ряд пополам. Если наблюдается четное число вариант, то медиану определяют условно путем деления пополам суммы двух средних вариант.

При оценки степени изменчивости основных параметров пласта (мощности, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и др.), их средние величины, коэффициенты вариации и другие показатели устанавливают на основании законов распределения, определяемых методами математической статистики на базе большого числа исходных данных. В математической статистике установлено несколько законов распределения случайных величин, однако большая часть параметров, с которыми приходится иметь дело в нефтепромысловой геологии и при разработке нефтяных залежей, подчиняется лишь некоторым из них.

Наиболее простым является нормальный закон распределения, по которому, как установлено многими исследователями [4], распределены общая и эффективная мощность, пористость, нефтенасыщенность большинства платформенных месторождений. Кривая нормального распределения имеет холмообразную форму (рис.5). Она симметрична относительно средней арифметической, асимптотически приближается к оси абсцисс по обе стороны от максимума.

 

 

Рис. 5 Кривые нормального распределения

 

Нормальным законом распределения называется закон, для которого интегральная функция распределения имеет следующий вид:

 

.

 

Величины m и s носят название параметров распределения и представляют собой математическое ожидание и стандартное отклонение случайной величины.

Функция плотности нормального распределения имеет следующий вид:

 

.

 

Кривая плотности нормального распределения симметрична относительно математического ожидания.”Мода”, медиана и математическое ожидание для нормального распределения совпадают.

Нормальное распределение возникает, когда случайная величина может рассматриваться как сумма очень большого числа независимых случайных величин, влияние каждой из которых на эту сумму является равномерным и малым. Нормальный закон распределения является предельным законом, к которому в определенных условиях сходятся многие распределения.[5]

Имеется ряд асимметричных кривых со смещенной влево вершиной, которые могут быть приведены к симметричной форме в том случае, если принять логарифмическую шкалу по оси абсцисс.

Если распределение логарифмов переменной подчиняется нормальному закону, считается, что сама переменная характеризуется логарифмически нормальным распределением.

Логарифмически нормальным (логнормальным) называется закон распределения, при котором нормально распределены логарифмы значений случайной величины. Логарифмически нормальное распределение является положительно асимметричным и имеет положительный эксцесс.

Математическое ожидание случайной величины, мода и медиана логнормального распределения не совпадают, причем Мо<Ме<m.

Функция распределения для логарифмов случайной величины имеет вид

 

,

 

т. е. полностью соответствует функции нормального распределения, где параметры m_lnx - математическое ожидание lnx, а s_lnx - стандарт логарифмов х.

Функция плотности логарифмически нормального распределения

 

.

 

Величины Ме=е^m _{ln x} для логнормального распределенной величины будет соответствовать медиане, а величина будет соответствовать моде.

Условия возникновения логарифмически нормального закона распределения, как и в случае нормального, определяются условием равномерной малости независимых слагаемых в сумме. Однако в качестве таких слагаемых здесь должны рассматриваться логарифмы случайной величины. Проявление же логнормальности связано с отчетливым эффектом пропорциональности.5

Логарифмически нормальному закону распределения подчиняются в некоторых случаях - проницаемость продуктивных пластов и введенный О. К. Обуховым параметр выклинивания, характеризующий степень выдержанности тонкочередующихся терригенных пластов.[6] Следует, однако, отметить, что распределение проницаемости можно выразить функцией Максвелла или М. М. Саттарова[7], которые наряду с логарифмически нормальным распределением широко применяют при учете неоднородности пластов по проницаемости.

Однако распределение Максвелла и М. М. Саттарова характерны не только для проницаемости. Так, например, распределение эффективной мощности пласта Б₂ некоторых месторождений Куйбышевской области подчиняется закону Максвелла, а распределение параметра гидропроводности коллекторов Мухановского месторождения хорошо согласуется с распределением М. М. Саттарова[8].

Биноминальное распределение используется в статистике для описания таких явлений или объектов, при изучении которых в результате каждого испытания может произойти либо событие А, либо событие В.

Биноминальный закон распределения используется в качестве математической модели для определения процентного содержания зерен определенных минералов в шлифах, для оценки нефтеносности залежи[9].

Анализируя приведенные данные, следует отметить, что расчленение неоднородной совокупности на однородные группы, основанное на знании законов распределения, должно предшествовать статистической обработке материала на основе тщательного геологического анализа условий осадконакопления и особенностей распространения продуктивных пластов; в противном случае статистические исследования теряют познавательный смысл и могут привести к грубым ошибкам, ибо все выявленные статистическими методами законы справедливы только для геологически однородных совокупностей.

При различных геологических исследованиях в процессе проектирования и анализа разработки всегда встречается множество всяких параметров и показателей, которые, находясь между собой в определенной взаимосвязи, в той или иной степени влияют на характер вытеснения нефти из недр. Поэтому, установив характер этой зависимости, можно по известному значению одного из параметров определить величины других, что очень важно при изучении неоднородности пластов. Подобные вопросы решаются с помощью корреляционного анализа[10].

Чтобы предварительно определить наличие корреляционной связи между х и у, наносят точки на график и строят так называемое корреляционное поле. По тесноте группирования точек вокруг прямой или кривой линии можно визуально судить о наличии корреляционной связи.

Существует три вида корреляции - прямолинейная, криволинейная и множественная. Наиболее распространенной является прямолинейная корреляция.

Критерием близости между х и у к линейной функциональной зависимости является коэффициент корреляции r. Он характеризует силу (тесноту) и направление линейной зависимости между значениями х и у в ряду измерений объема n.

 

 

Значение коэффициента корреляции изменяется [-1;+1].

Оценка прямолинейной корреляции: если r_xy = +1,0 - полная прямая корреляция; если r_xy = -1,0 - полная обратная корреляция; чем меньше абсолютное значение r_xy, тем меньше сила связи, при r_xy = 0 связь полностью отсутствует.

Считается, что при r_xy ³ 0,5 (по абсолютной величине) корреляционная зависимость достаточно велика и можно говорить о закономерной связи явлений, если это не противоречит сущности явления. Если коэффициент корреляции равен нулю (r_xy = 0) - это указывает на полное отсутствие любого типа линейных зависимостей.

Для примера рассмотрим несколько точечных диаграмм, иллюстрирующих различные коэффициенты корреляции между двумя переменными. На рис. 6.1, а изображена ситуация, когда сильная корреляция между переменными очевидна и коэффициент корреляции почти равен + 1,0. Менее явная корреляция изображена на рис. 6.1, б. В этом случае коэффициент корреляции равен только +0,54. Положение точек на рис. 6.1, в определено по таблице случайных чисел, и поэтому значения двух переменных совсем не имеют друг с другом, о чем свидетельствует коэффициент корреляции, близкий к нулю. Отрицательная корреляционная зависимость с коэффициентом корреляции, равным -0,9, изображена на рис. 6.1, г, который иллюстрирует тот случай, когда одна переменная уменьшается, в то время как другая увеличивается. Интересный предельный случай представлен на рис. 6.1, д: одна переменная инвариантна, т. е. ее значения не изменяются. Попытка вычислить коэффициент корреляции приводит к необходимости деления на нуль; в этом случае коэффициент корреляции не определен. В примере, изображенном на рис. 6.1, е, очевидна взаимная зависимость между двумя переменными. Наблюдения х ₁ и х ₂ расположены на окружности, поэтому соотношение между двумя переменными можно представить в виде в предположении, что центром окружности является начало координат. Радиус окружности равен а. Однако если вычислить корреляцию между х ₁ и х ₂, она окажется равной нулю. Это происходит потому, что коэффициент корреляции есть мера линей ной зависимости между двумя переменными, а указанное соотношение нелинейно. Существуют много возможных нелинейных соотношений, которые могут возникнуть между двумя переменными. В подобной ситуации коэффициент корреляции нельзя считать удовлетворительной мерой таких зависимостей[11].

 

Рис. 6 Точечные диаграммы, иллюстрирующие различные коэффициенты корреляции между двумя переменными.

 

Для случая линейной зависимости уравнение регрессии имеет вид

 

 

где а - угловой коэффициент, равный тангенсу угла наклона прямой к оси абсцисс; b - величина отрезка, отсекаемого прямой на оси ординат. В теории корреляционно-регрессионного анализа угловой коэффициент а называется коэффициентом регрессии у и х и находиться из соотношения:

 

 

Величина b определяется по формуле:

 

 

В случае криволинейной корреляции в качестве уравнения регрессии при решении задач нефтегазовой геологии часто используют уравнения параболы второго порядка:

;

 

параболы третьего порядка:

 

 

гиперболы:

 

и другие. Следует иметь в виду, что с увеличением порядка уравнения возрастают объемы вычислительных работ.

В случае параболической корреляции второго порядка параметры уравнения регрессии а, b и с находят с помощью метода наименьших квадратов из следующей системы линейных уравнений6:

 

 

 

 

⇐ Предыдущая9101112131415161718Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: