Neftegaz.RU №6 (2017)
Create successful ePaper yourself
Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.
ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА<br />
ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА<br />
часто не отражающих все нюансы<br />
распределения пустотного<br />
пространства пород. Зачастую,<br />
при высокой текстурной<br />
неоднородности, характерной<br />
для биогермных массивов,<br />
осредненные значения параметров<br />
не позволяют адекватно оценить<br />
объем пустотного пространства<br />
природного резервуара, что ведет<br />
к искажению объемов запасов<br />
углеводородов. Данная работа<br />
является попыткой создания<br />
основы для дифференцированного<br />
подсчета запасов углеводородов<br />
в сложно построенных<br />
карбонатных коллекторах<br />
учитывающей особенности<br />
параметров и распределения<br />
пустотного пространства в<br />
разных зонах биогермных<br />
массивов, отличающихся по<br />
текстурным характеристикам<br />
и, соответственно, моделям<br />
распределения и объёму<br />
пустотного пространства. В работе<br />
выделяются текстурно-емкостные<br />
зоны, под которыми понимаются<br />
участки биогермного природного<br />
резервуара, представляющие собой<br />
отдельные текстурные элементы,<br />
обладающие различными<br />
петрофизическими свойствами, а<br />
также отличающиеся генетическим<br />
типом и морфометрическими<br />
характеристиками пустотного<br />
пространства. Для выделения<br />
текстурно-емкостных зон<br />
используются различия их<br />
цветовых параметров на<br />
изображениях в дневном или<br />
ультрафиолетовом свете,<br />
количественная оценка которых<br />
позволяет построить их цифровые<br />
пространственные модели.<br />
Объектом исследований<br />
послужили верхнедевонские<br />
отложения Тимано-Печорской<br />
нефтегазоносной провинции,<br />
которые представлены весьма<br />
разнообразными карбонатными<br />
породами, в которых широко<br />
развиты разнообразные<br />
биогермные литотипы известняков.<br />
Для их разновидностей,<br />
обладающих значимым пустотным<br />
пространством, характерно<br />
наличие, как правило, плотного<br />
строматопорового, водорослевого<br />
и цианобактериального каркаса<br />
и граноморфного межкаркасного<br />
заполнителя. Более плотный<br />
каркас породы характеризуется<br />
пониженными ФЕС, тогда как<br />
более пористый заполнитель в<br />
значительной мере обеспечивает<br />
емкость и проницаемость породы.<br />
Работа осуществлялась с<br />
использованием цифровых<br />
изображений кернового<br />
материала в дневном и<br />
ультрафиолетовом свете,<br />
панорамных фотографий<br />
шлифов, результатов<br />
петрофизических испытаний<br />
образцов керна и материалов<br />
геофизических исследований<br />
скважин. Методика<br />
исследования разрабатывалась<br />
и совершенствовалась в течение<br />
последних лет на основе<br />
исследований разновозрастных<br />
отложений в различных<br />
нефтегазоносных провинциях [4].<br />
Однако работа с биогермными<br />
известняками Тимано-<br />
Печорской провинции и решение<br />
поставленных задач потребовало<br />
существенной доработки<br />
методов.<br />
Учитывая, что цифровые<br />
изображения используются<br />
как исходная информация<br />
для составления модели<br />
коллектора, существуют<br />
определенные требования<br />
к их качеству. Проще всего<br />
получить надлежащее качество<br />
при фотографировании керна<br />
по строго регламентированной<br />
методике, с использованием<br />
шкал цветовых шаблонов.<br />
Однако, для случаев, в которых<br />
регламент фотографирования<br />
не выдерживался, разработаны<br />
программные средства<br />
корректировки изображений.<br />
Предварительная программная<br />
обработка цифровых изображений<br />
осуществляется по следующей<br />
схеме:<br />
1) Устранение пространственных<br />
искажений – таких как<br />
«эффект бочки», перспектива,<br />
«трапеция» и др.<br />
2) Корректировка освещения.<br />
Применяется для неравномерно<br />
освещенного керна при<br />
использовании точечных<br />
источников освещения<br />
или иного неравномерного<br />
освещения.<br />
3) Корректировка цвета. В<br />
качестве эталона выбирается<br />
наиболее качественное<br />
изображение, по которому<br />
выверяются цвета всех<br />
остальных изображений.<br />
4) Координатная увязка<br />
изображений в дневном и<br />
ультрафиолетовом свете. В<br />
результате одни и те же участки<br />
изображений (с точностью до<br />
пикселя) имеют одинаковые<br />
значения пространственных<br />
координат на соответствующих<br />
изображениях, что<br />
обеспечивает их программное<br />
сравнение.<br />
На первом этапе анализа<br />
откорректированных изображений<br />
в полуавтоматическом режиме<br />
маркируется неинформативная<br />
часть (открытые техногенные<br />
трещины, крупные каверны,<br />
РИСУНОК 2. Пример выделения текстурно-емкостных зон в образце биогермного<br />
известняка<br />
Модель различных<br />
Дневное освещение<br />
зон коллектора<br />
УФ освещение<br />
Условные обозначения:<br />
желтый – граноморфный заполнитель, зелёный – переходная зона 1, красный – переходная<br />
зона 2, синий – строматопоровый каркас, белый – неинформативная часть<br />
РИСУНОК 3. Пример процесса корректировки модели. Слева направо с 1-й по 4-ю итерацию<br />
Дневное<br />
освещение<br />
Процесс корректировки модели<br />
(слева направо)<br />
1 2 3<br />
4<br />
места отбора петрофизических<br />
цилиндров, теневые зоны и др.).<br />
Такие участки исключаются из<br />
расчетов.<br />
На следующем этапе выделяется<br />
наиболее представительный<br />
участок разреза, на котором<br />
хорошо различимы все текстурноемкостные<br />
зоны исследуемых<br />
пород, по которому проводится<br />
дифференцирование изображения<br />
на соответствующие текстурноемкостные<br />
зоны (рисунок 2). По<br />
выделенным зонам определяются<br />
их цветовые характеристики.<br />
Используя аппарат математической<br />
статистики, оцениваются<br />
различия значений в многомерном<br />
пространстве цветовых<br />
параметров, что позволяет судить<br />
о возможности автоматического<br />
выделения таких зон по всему<br />
разрезу.<br />
В частности, на одном из<br />
выбранных участков уверенно<br />
выделяются элементы плотного<br />
низкопористого строматопоровоцианобактериального<br />
каркаса<br />
имеющего весьма прихотливую<br />
конфигурацию, первичные полости<br />
в котором выполнены пористым<br />
нефтенасыщенным граноморфным<br />
заполнителем. Помимо главных<br />
элементов выделяются две<br />
переходных зоны различающиеся<br />
по текстурной позиции и характеру<br />
нефтенасыщения. Выявленные<br />
соотношения текстурно-емкостных<br />
зон в целом выдерживаются в<br />
пределах всего рассматриваемого<br />
разреза.<br />
Получившиеся критерии<br />
используются при программной<br />
обработке всех изображений по<br />
Условные обозначения:<br />
желтый –<br />
граноморфный<br />
заполнитель,<br />
зелёный – переходная<br />
зона 1,<br />
красный – переходная<br />
зона 2,<br />
синий –<br />
строматопоровый<br />
каркас,<br />
белый –<br />
неинформативная часть<br />
изучаемому разрезу – создаётся<br />
модель текстурно-емкостных зон.<br />
Полученная модель сопоставляется<br />
с исходным изображением для<br />
выявления несоответствий, для<br />
устранения которых вносятся<br />
необходимые корректировки.<br />
Такая проверка повторяется в<br />
несколько итераций, пока модель<br />
не будет максимально адекватной<br />
(рисунок 3).<br />
Выполненное моделирование<br />
для разрезов нефтегазоносных<br />
комплексов позволяет оценить<br />
их вертикальную литологическую<br />
неоднородность и позволяет<br />
охарактеризовать и выявить<br />
различия между отдельными<br />
частями природного резервуара.<br />
При этом нередко выделяются<br />
довольно крупные элементы<br />
разреза, которые существенно<br />
отличаются по своим ФЕС от<br />
подстилающих и перекрывающих<br />
отложений, что часто не<br />
фиксируется стандартным<br />
комплексом ГИС (рисунок 4).<br />
Полученная модель соотносится<br />
с результатами петрофизических<br />
исследований выполненных<br />
на выпиленных цилиндрах,<br />
для выяснения их текстурноемкостной<br />
позиции. Программа<br />
в полуавтоматическом<br />
режиме проверяет позицию на<br />
изображениях – точек отбора<br />
петрофизических цилиндров и<br />
определяет, к какой текстурноемкостной<br />
зоне относится<br />
каждый цилиндр (если цилиндр<br />
находится внутри какойлибо<br />
из зон насыщения, то он<br />
считается представительным<br />
для данной зоны, в противном<br />
случае – характеризующие<br />
его данные в расчетах не<br />
учитываются). Полученный массив<br />
петрофизических параметров<br />
характеризует каждый из<br />
выделенных литотипов.<br />
Для иллюстрации полученных<br />
данных строятся графики<br />
зависимости петрофизических<br />
параметров, на котором<br />
устанавливаются отчетливые<br />
различия по пористости каждой из<br />
РИСУНОК 4. Примеры вертикальной неоднородности массива биогермных известняков<br />
по 2м интервалам коллекторов единого разреза<br />
Условные обозначения: желтый – граноморфный заполнитель, зелёный – переходная зона 1,<br />
красный – переходная зона 2, синий – строматопоровый каркас, белый – неинформативная часть<br />
58 ~ <strong>Neftegaz</strong>.<strong>RU</strong> [6] [6] <strong>Neftegaz</strong>.<strong>RU</strong> ~ 59
Change language