Повышение качества расчета пористости с использованием численных методов для оценки плотности флюида по данным гамма-гамма плотностного каротажа во время бурения

Основным геофизическим методом, позволяющим оценить пористость коллектора, является гамма-гамма плотностной каротаж. Уравнение связи плотности и пористости, помимо прочих констант, включает в себя такой параметр, как плотность флюида, заполняющего поровое пространство. При проведении плотностного каротажа после бурения к началу работ, как правило, успевает сформироваться зона проникновения фильтрата бурового раствора, заполняющего поровое пространство в радиусе исследования метода. Однако в настоящее время все больше геофизических исследований проводится в составе комплекса каротажа во время бурения, что позволяет определять не искаженные фильтратом свойства коллектора. При наличии переходной зоны плотность флюида может меняться в зависимости от соотношения долей разных фаз, что будет влиять на результаты расчета пористости, но в петрофизических уравнениях плотность флюида является константой.
Цель. Для исключения погрешности в расчетах свойств необходимо найти способ, позволяющий определить точное значение плотности смеси флюидов. Проблема осложняется тем, что для этого необходимо оценить водонасыщенность коллектора, в то время как для расчета водонасыщенности необходимо знать пористость. Взаимозависимость этих величин затрудняет построение петрофизических зависимостей, а вид функций исключает возможность аналитического решения системы уравнений.
Материалы и методы. В работе показан алгоритм численного решения системы уравнений пористости и водонасыщенности, основанный на методе простой итерации, позволяющий циклично вычислять свойства, с каждым повторением увеличивая точность оценки.
Результаты. В работе приведены теоретические расчеты, иллюстрирующие алгоритм определения свойств, а также результаты реализации данной методики в процессе гидродинамического моделирования одного из объектов Восточно-мессояхского месторождения. Использование алгоритма позволило значительно повысить качество адаптации гидродинамической модели без необходимости применения локальных настроек.
Заключение. Единственным ограничением метода является наличие данных плотностного каротажа во время бурения. Алгоритм расчета не использует какие-либо сложные математические модели, что позволяет реализовать его в любом программном продукте. Данный метод может быть надежным способом повышения качества оценки свойств, а значит способен улучшить прогнозную способность геологических и гидродинамических моделей.

1. Archie G.E. The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics // Trans. — № 146 (01). — P. 54–62.

2. Leverett M.C. Capillary Behavior in Porous Solids // Trans. — №142 (01). — P. 152–169.

3. Вержбицкий В.М. Основы численных методов. — м.: Высш. школа, 2022. — 840 с.

4. Приезжев И.И., Осипенко Р.С., Боровкова Е.Е., Петренко Е.Н. Пример использования нейронных сетей Колмогорова при прогнозировании свойств пласта Покурской свиты в западной Сибири // Геофизика. — 2022. — №(1). — C. 58–63.