CC BY
18УДК 550.838
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДАННЫХ НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА ПРИ ПОСТРОЕНИИ СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
USING THE DATA OF NEUTRON LOGGING FOR CONSTRUCTING SEISMIC AND GEOLOGICAL MODELS OF OIL AND GAS IN WESTERN SIBERIA OBJECTS
С. К. Туренко, Е. А. Черепанов
S. K. Turenko, E. A. Cherepanov
Тюменский государственный нефтегазовый университет г. Тюмень
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г.Тюмени
Ключевые слова: нейтронный каротаж; сейсмогеологическая модель; акустический каротаж; плотностной каротаж
Key words: neutron logging; seismogeological model; acoustic logging; density logging
Построение сейсмогеологических моделей основывается на данных акустического каротажа (АК) и гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГК-П) в скважинах.
В случае отсутствия в скважинах данных АК и ГГК-П представляется целесообразным для повышения качества сейсмогеологической модели восстановить данные АК и ГГК-П по данным других методов ГИС.
В настоящее время известны различные методики восстановления акустических и плотностных свойств разреза по данным ГИС, накоплен большой опыт использования таких методик при решении практических задач на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
В данной работе рассмотрены некоторые, эффективно используемые в Западной Сибири методики восстановления АК и ГГК-П с использованием данных нейтронного каротажа (НКТ)
Восстановление акустических параметров в скважине. Проведенные ранее исследования и накопленный практический опыт показывают, что наилучшей корреляцией с АК обладают показания нейтронных (НКТ) и электрометрических методов — кажущегося сопротивления (КС). При этом НКТ обладают лучшей корреляцией с АК по сравнению с КС.
В рассматриваемой методике восстановление кривых АК (AT) в интервалах отсутствия их регистрации проводится на основе эмпирической зависимости вида AT = f (Jn, Н), где Jn — показания нейтронного метода, Н — глубина. Для построения зависимости выбирается скважина с хорошим качеством записи методов АК и НКТ. Как правило, это эталонная скважина с наличием исследований керна. Пример такой
% 2, 2016
Неф ть и газ
27
зависимости ДТ = \А225*']гГ0,7*Н~а,33 для одного из месторождений приведен на рис. 1. Связь между параметрами АК и НКТ довольно тесная и имеет высокий коэффициент корреляции Я = 0,78. Чтобы добиться такой тесной связи, необходимо предварительно кривые АК и НКТ увязать между собой по глубине, а кривую АК обработать от срывов записи, вызванных кавернами и аппаратурными ошибками. Подробнее об обработке кривых АК изложено в работе [1].
Рис. 1. Пример зависимости АТ = У(М, Н)
Сопоставление восстановленных и зарегистрированных кривых АК приводится на рис. 2. Из рисунка видно, что рассчитанные кривые меньше подвержены влиянию каверн и срывам записи при аппаратурных ошибках. Это связано с тем, что на исходную кривую НКТ каверны не оказывают такого большого влияния, как на АК.
Рис. 2. Пример сопоставления рассчитанных и зарегистрированных кривых АК
Данная методика позволяет восстанавливать участки отсутствия записи кривых и всю кривую целиком для скважин, где регистрация АК не производилась.
28
Неф ть и газ
% 2, 2016
Восстановление плотностных параметров в скважине. Одной из широко известных методик восстановления плотностных параметров в скважине является методика Gardner L. W. [2], который в 1974 году установил зависимость между скоростью (и) сейсмической Р-волны и плотностью (а) для различных типов осадочных пород
а = a * /, (1)
где а — плотность, г/см3; и — скорость, м/с; a и b — зависящие от литологии коэффициенты (для песчано-глинистого разреза a = 309,545; b = 0,25).
Скорость Р-волны можно определить из показаний интервального времени зонда АК по следующему уравнению:
и = 10 /АК . (2)
Попытки использовать уравнение (1) для восстановления кривой плотности ГГК-П показали, что данный метод является сильно обобщенным, и при работе с конкретными объектами его использовать нежелательно.
Уравнение Gardner L. W. имеет тенденцию к завышению плотности песчаников и занижению плотности глинистых сланцев (Воскресенский Ю. Н., 2001 г.). Поэтому, когда нужны более точные оценки плотностей, стремятся выявить эмпирические зави-симВсда,нйо1Рл1!ьйуотдайр1&длкйнй1аят1ргйвитй9н.а(етоЭики Gardner L. W., позволяющее
строить зависимость а = / (и) с учетом литологии.
Предлагается в уравнении (1) постоянную величину а заменить на переменную, зависящую от литологии и глубины. Для этого из выражения (1) выразим величину а и по данным метода ГГК-П и АК в эталонной скважине рассчитаем значения а для каждой литологической разности с учетом глубины.
А(К, Н) = а:
(КН)
(КН)
(3)
где К — индекс литологической разности; Н — глубина, м.
Результатом является кривая А, представленная на рис. 4. Для терригенного разреза значения А, полученные указанным способом, меняются в пределах от 280 до 340 в зависимости от литологии горных пород, причем в интервалах каверн эта величина может снижаться до 220.
Экспериментальным путем получена зависимость между кривой нейтронного каротажа (НКТ) и расчетной кривой А с учетом глубины (рис. 3):
Арасч = -50,1*lg(HKT) + 35,85*lg(H) + 224,3.
(4)
В результате известное уравнение (1) Gardner L. W. оказывается адаптированным к конкретному геологическому разрезу
а = Арасч * u b . (5)
Рис. 3. Зависимость между кривой нейтронного каротажа (НКТ) и расчетной кривой Арасч с учетом глубины
% 2,2016
Неф ть и газ
29
На рис. 4 показана переменная А(К, Н) из уравнения (3) и расчетная кривая (А_расч.) из уравнения (4). Также на рис. 4 показаны три кривые плотности, приведенные в едином масштабе:
• кривая ГГК-П, зарегистрированная в скважине;
• рассчитанная кривая плотности по методике Gardner L. W.;
• плотность по усовершенствованной методике Gardner L. W.
На рис. 5 приведены кросс-плоты сопоставления зарегистрированных кривых ГГК-П и восстановленных: а — ГГК-П восстановлено по методике Gardner L. W. по известной формуле, б — ГГК-П восстановлено по усовершенствованной методике Gardner L. W.
Рис. 4. Пример настройки усовершенствованной методики автора Gardner L. W. в эталонной скв. 341 Восточно-Каменной площади Красноленинского месторождения
30
Неф ть и газ
% 2, 2016
Из анализа примера, показанного на рисунке 4, и сопоставлений рисунка 5 видно, что восстановленная кривая плотности по новой методике больше соответствует зарегистрированной кривой ГГК-П в скважине, что подтверждает эффективность предложенной методики, учитывающей геологические особенности строения разреза в скважине. Предложенный подход можно применять в скважинах, где отсутствует запись ГГК-П, и имеются данные НКТ.
ГГК-П
ГГК-П
2.8
2.2
/ 1 /:4ч
Ш ЩлHBEffi * 7.
> * ТСу.: ■Hp ** |С * s* *
♦я < * * »-
2.2
2.4
2.6 2.Е
Gardner
2.8
2.4
2.2
_a ■ /
Jmt By i
f к W
F ?r
S8&2 3889
22 24 26 28
Gardner + А расч.
б
Рис. 5. Сопоставление кривых плотности в скважине, а - ГГК-П и Gardner по
известной формуле, б — ГГК-П и Gardner по усовершенствованной методике
Восстановление АК и ГГК-П из кривой НКТ. Скважины, в которых отсутствуют записи методов АК и ГГК-П, следует исключать из работы на этапе построения глубинно-скоростной модели месторождения. Однако при достаточно редкой сети скважин исключение даже одной скважины может отрицательно повлиять на результат подобных построений. При наличии в такой скважине записи методом НКТ можно по представленным выше методикам восстановить акустические и плотностные характеристики разреза. На первом этапе восстанавливается кривая АК из НКТ, на втором — из НКТ и расчетной АК, по усовершенствованной формуле Gardner L. W. (5) рассчитывается кривая ГГК-П.
Качества таких восстановленных кривых АК и ГГК-П будет достаточно для решения задачи привязки данных сейсморазведки к ГИС.
Таким образом, рассмотрены две методики использования данных нейтронного каротажа при построении сейсмогеологических моделей нефтегазовых объектов Западной Сибири. Первая методика — восстановление акустических свойств в скважине по данным нейтронного каротажа. Для восстановления используется эмпирическая зависимость в эталонной скважине. Вторая методика — развитие известной методики Gardner L. A. определения плотностных свойств по данным акустического каротажа. При этом данные нейтронного каротажа используются для учета литологии разреза. Комбинирование указанных методик позволяет восстанавливать акустические и плот-ностные свойства разреза только по данным нейтронного каротажа. Практическая апробация данных методик показала их эффективность.
Список литературы
1. Туренко С. К., Черепанов Е. А. К оценке качества результатов обработки данных ГИС с позиции построения сейсмогеологических моделей // Современные технологии сбора, обработки и интерпретации геолого-геофизических данных. Сборник докладов совещания-семинара. - Тюмень, 2015. - С. 43-47.
2. Formation velocity and density - the diagnostic basics for stratigraphic traps / Gardner G. H. F., Gardner L. W., Gregory A. R. - GEOPHYSICS 39, декабрь 1974. - С. 770-780.
% 2,2016
Неф ть и газ
31
Сведения об авторах
Туренко Сергей Конспюшпнновнч, д. т. н„
зав. кафедрой «Прикладная геофизика», Тюменский государственный нефтегазовый университет г. Тюмень, тел. 8(3452)390341. e-mail: turen-ko@itsogu.ru
Черепанов Евгений Александрович, аспирант. начальник отдела промыслово-геофизического сопровождения сейсмических проектов и геологоразведочных работ. Филиал ООО «ЛУКОПЛ-Пнжиниринг» «КогалымНППП-нефтъ» в г. Тюмени, тел. 8(3452)545192. е-mail: CherepanovKA&tmn. lukoil. com
Information about the authors Turenko S. K., PhD, Head. Cliair of«Applied Geophysics », Tyumen State Oil and Gas University in Tyumen, phone: 8(3452)390341, e-mail: turen-ko@itsogu.ru
Cherepanov E. A., Head of geophysical seismic support projects and exploration branch of OOO «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen, phone: 8(3452)545192, e-mail: Cherepano-\>EA@tmn. lukoil com
