К оглавлению

С научно-практического семинара "Проблемы качества ГИС" (г. Тверь, 27 - 30 января 1997 г.)

История развития промысловой геофизики - это история повышения качества геофизических исследований. За критерий оценки качества, очевидно, можно принять полноту и достоверность информации об изучаемом геологическом объекте, представляемой в заключении геофизической службы.

Качество ГИС зависит от решаемой задачи, сложности строения и изученности геологического объекта, применяемого комплекса методов, качества аппаратуры, уровня методических разработок и системы обработки получаемых результатов, полноты алгоритмов интерпретации и т. д.

Богатая практика разведки и разработки месторождений Татарстана показывает, что проблемы качества и эффективности решаются быстро тогда, когда их постановка исходит от заказчика, т.е. от нефтяных организаций. Так, в 60-х годах, когда началось интенсивное исследование нефтеносности карбонатных отложений, был разработан и внедрен аппаратурно-методический комплекс (фокусированные зонды ИК-БК и методика "нормализации"), позволивший резко повысить качество геофизических исследований и обеспечить получение качественных параметров насыщенности пластов в этом разрезе. Другим известным примером была разработка генератора нейтронов и методики его применения при контроле за разработкой Ромашкинского месторождения.

Опыт организации геофизической службы в Татарстане показывает, что созданные в свое время при "Татнефтегеофизике" опытно-методические партии выполняли и выполняют важную роль в развитии и внедрении новых геофизических методов и аппаратуры, являясь как партнером научно-исследовательских организаций, так и самостоятельным разработчиком многих вопросов. Этот опыт не устарел и с некоторой корректировкой на изменившиеся экономические отношения может быть использован и дальше.

Качество геофизических исследований, а точнее, получаемых результатов, начинается с качества применяемой аппаратуры. При этом одинаково важное значение имеют параметры и пространственные характеристики выбранных зондов, точность, стабильность, диапазон работы измерительной части аппаратуры и уровень метрологического обеспечения.

Если посмотреть с этой точки зрения на применяемую сегодня в Татарстане аппаратуру, то можно отметить, что почти все виды ее имеют возраст разработки 15 - 20 лет.

Если говорить об аппаратуре, предназначенной для исследования бурящихся скважин, то вызывают тревогу следующие моменты.

В течение уже многих лет нет новых зондов электрического каротажа, которые бы существенно отличались от применяемых индукционных и боковых зондов. Характеристики же последних таковы, что точность определения по их показаниям сопротивления пласта путем решения обратной задачи оказывается недостаточной. Разработка же зондов с поэлементной записью, которая в свое время интенсивно велась в ЦГЭ и могла бы обеспечить существенный скачок в качестве электрических измерений, прекратилась. В результате мы потеряли перспективные направления в этой области и, возможно, опять будем догонять зарубежную геофизику или покупать их приборы.

Сегодня в Татарстане и многих (если не всех) регионах России основным методом для определения пористости пластов является однозондовый НГК или КНК. Аппаратура РКС-3 и РКС-3М, предназначенная для проведения компенсированного нейтронного каротажа, используется как однозондовая. Это объясняется тем, что как качество самой аппаратуры, так и приданное ей метрологическое обеспечение не позволяют получать надежные и стабильные результаты измерений.

Зарубежная геофизика уже в течение многих лет в производственном режиме применяет спектрометрию естественного гамма-излучения. В необходимости информации этого метода при интерпретации результатов ГИС никого уже убеждать не надо. АО "Татнефть" тоже внесло свой вклад в решение этой проблемы, финансируя некоторые аппаратурные и программно-методические разработки. Однако, состояние разработки этого метода нельзя считать удовлетворительным. Очевидно, разработчикам этого метода было бы правильным объединить на экономической основе свои результаты и усилия с тем, чтобы в ближайшее время создать пригодный для практики аппаратурно-программно-методический комплекс спектрометрии ГК.

В чем мы сегодня непозволительно и неоправданно отстаем, так это в разработке и применении комплексной аппаратуры в бурящихся скважинах. Сегодня все зарубежные геофизические фирмы могут собрать в одну связку набор приборов любых методов. Мы же работаем отдельными приборами. Разработанная в "Тверьгеофизике" аппаратура приближается в основных своих показателях к требованиям к комплексной аппаратуре. Но цена этой аппаратуры и объем выпуска (а они, конечно, связаны между собой) не позволяют надеяться на скорое и широкое применение ее в большинстве регионов России. Будет экономически выгодным, если Минтопэнерго субсидирует средства на изготовление этой аппаратуры, чтобы снизить цену и увеличить объем ее выпуска.

Сегодня перед геофизиками ставятся такие новые задачи, как определение проницаемости, продуктивности, качества вскрытия пласта бурением и т.д. Их можно решать только на основе анализа и сопоставления результатов комплекса методов, в том числе и методов пористости. При этом успех решения таких задач во многом зависит от точности исходных результатов замера. Однако сегодня можно весьма условно говорить о том, что мы имеем надежные средства метрологической поверки нейтронных методов и плотностного каротажа. Промысловая геофизика России существует многие десятки лет без моделей пластов различной литологии и пористости. Вопрос построения таких моделей поднимался много раз, но реальных сдвигов нет. Чтобы повысить качество ГИС целого набора методов, этот вопрос надо решать. Более того, вопрос создания различных моделей имеет государственное значение, и было бы весьма правильным, если бы Минтопэнерго взяло его под свое финансирование и контроль.

Для эксплуатационных скважин разработан и выпускается ряд приборов, реализующих гидродинамические методы исследования.

Это, станция НПФ "Геофизика" (г. Уфа), аппаратурно-программный комплекс "ГДИ-4" АО "Татнефтегеофизика" и некоторые другие.

Их отличительной особенностью является применение современной элементной базы и совершенных способов передачи и обработки информации, что повысило надежность их работы и оперативность выдачи заключения. Вместе с тем, имеющаяся аппаратура обладает общим недостатком, связанным с применением традиционных датчиков потока, давления, состава жидкости и т.д. Не найдены еще чувствительные дифференциальные манометры, датчики скорости потока и его состава и т.д. Все увеличивающийся фонд эксплуатационных скважин и перераспределение основного объема геофизических услуг именно на эти объекты требует создания высокочувствительной и точной малогабаритной аппаратуры с широким диапазоном измеряемых параметров. Без такой аппаратуры едва ли можно построить достоверные модели месторождения, отражающие процесс его разработки. А это становится основным способом контроля за его выработкой.

Несмотря на высказанную выше критику, нельзя сказать, что применяемая нами аппаратура имеет совсем уж плохое качество. Если бы это было так, то мы не смогли бы решать свои геологические задачи на уровне, мало отличающемся от уровня известных зарубежных геофизических фирм. Примеры, подтверждающие это, известны. Однако все более частыми становятся случаи конкуренции наших геофизиков с зарубежными фирмами и СП на территории России. И тут в выигрыше оказывается тот, у кого есть документ, подтверждающий качество (не всегда важно, какое) его аппаратуры, т. е. аппаратура имеет сертификат. Сегодня уже всем ясно, что без сертификации применяемых аппаратуры, методик, программ обработки нельзя не только выйти на новый рынок геофизических услуг, но и весьма проблематичным может оказаться и удержание имеющегося. Поэтому научно-методическому и экспертному Совету по сертификации, стандартизации и метрологии необходимо обеспечить организующее начало в этих работах и выполнить решения правления ЕАГО от 23 октября 1996 г.

Мощным фактором повышения качества геофизических исследований является применение вычислительной техники и, в первую очередь, персональных компьютеров как в процессе обработки и интерпретации результатов измерений, так и при регистрации их на скважине. За более чем двадцатилетний период с начала применения компьютеров в промысловой геофизике разработано достаточно много систем и отдельных программ по так называемой автоматической обработке и интерпретации данных ГИС. Обобщая имеющийся производственный опыт использования систем интерпретации, можно отметить следующее.

Применение систем обработки данных ГИС с помощью персональных компьютеров позволило существенно повысить производительность работы интерпретационной службы. Это произошло, в основном, за счет убыстрения оформления, редактирования исходных материалов и выполнения вычислительных операций. Это, в свою очередь, обеспечило значительное расширение интервала детальной обработки результатов ГИС без заметного увеличения времени на выполнение этих работ при том же штате сотрудников. Последнее обстоятельство имеет очень важное значение для месторождений Татарстана, где нефтяные пласты встречаются во многих возрастных горизонтах.

Сегодня очевидно, что первоначальные надежды на автоматизацию всего процесса интерпретации данных ГИС с выдачей заключения от компьютера не оправдались. Как правило, выходные результаты требуют тщательной проверки и корректировки со стороны опытного интерпретатора и повторной переобработки.

Интерпретация результатов исследования скважин, особенно бурящихся, всегда ведется в условиях недостаточности информации и часто не контролируемого влияния условий измерения (проникновение, раствор, литология и т.д.) на точность используемых данных. Это означает, что при составлении заключения всегда приходится решать так называемую некорректно поставленную задачу, когда уравнений меньше, чем искомых величин, а точность результатов неизвестна. Поэтому интерпретатор недостающую информацию дополняет различного рода априорной информацией, накопленной в результате деятельности в данном регионе. Почти все наиболее известные системы обработки работают в последовательном компьютер-интерпретационном режиме, при котором своевременный ввод априорной информации исключается. По нашему мнению, эффективность применения компьютера при обработке данных ГИС существенно повысится, если интерпретатор будет работать с ним в параллельном режиме, своевременно задавая условия обработки и вводя недостающую информацию. Сегодня также существует потребность в более глубокой обработке получаемых с помощью геофизической аппаратуры данных. Для разработки таких программ, возможно, надо пересмотреть применяемые алгоритмы.

Нужны хорошие программы для извлечения если не всей, то хотя бы большей части информации из волновых картин акустического каротажа. Нами еще недостаточно изучены возможности спектрометрии ГК. А они могут быть выяснены только при наличии хороших программ обработки. Надо реанимировать такое перспективное направление в электрическом каротаже, как поэлементная запись, которая вместе с соответствующим программно-математическим обеспечением способна обеспечить скачок в точности и качестве определения электрических параметров пласта.

Несколько слов по поводу методического обеспечения и его качества. В своей работе геофизики Татарстана используют более двух десятков различных методик, методических руководств, рекомендаций, руководящих документов и т.д. Это большой и ценный багаж, который мы накопили за многие годы. Вместе с тем вызывает тревогу тот факт, что за последние годы он мало или совсем не пополняется новыми методическими разработками, и особенно по наиболее трудным проблемам интерпретации. Сегодня такой трудной и многолетней задачей является разделение нефтяных, водоносных и обводненных водой любой минерализации пластов.

Мы надеемся, что решение этой проблемы окажется возможным с помощью методики, разработанной в ГАНГе (Добрынин В.М., Городнов В.А. и др.). Однако из-за наших "искореженных" экономических отношений условия ее применения, выдвигаемые авторами, таковы, что не способствуют ее широкому и быстрому внедрению в практику работ.

Все большее количество скважин в Татарстане и Удмуртии бурится с протяженными наклонными или горизонтальными участками ствола внутри нефтяного пласта. Задача оперативной доставки многих типов геофизической аппаратуры в эти объекты в Татарстане и Удмуртии решена. Проблема качества ГИС в таких объектах связана со слабой разработкой методических вопросов. Существующие для вертикальных стволов методические решения не подходят для горизонтальных. Более того, многие вопросы еще и не поставлены для разрешения. Например, с какой детальностью надо расчленять разрез горизонтального участка по анизотропии его свойств? Как прогнозировать сроки и места обводнения скважины при эксплуатации? Какие параметры пласта необходимы заказчику, чтобы определить наиболее оптимальный режим отбора нефти? И т.д.

Не надо доказывать, что методическое обеспечение геофизических работ, его совершенствование и разработка новых методик были и остаются основным рычагом повышения качества наших исследований. И только при активном сотрудничестве ученых и практиков можно успешно развивать старые и разрабатывать новые методические приемы интерпретации ГИС, повышая тем самым их качество.

Мы затронули только некоторые, наиболее острые или устаревшие проблемы, от решения которых зависит, смогут ли геофизики не только Татарстана, но и России выйти на новый качественный уровень при оказании геофизических услуг своим заказчикам. Изменение экономических условий, появление новых форм собственности привело к тому, что каждое предприятие (акционерное общество) должно само платить за необходимые не только ему, но и другим, разработки. Недостаточность выделявшихся в 1995 - 1996 годах Минтопэнерго средств, распыленность и крайне слабый контроль за их использованием привели к развалу многих научно-исследовательских коллективов, резкому сокращению перечня решаемых проблем, и не только малоперспективных. Появилась тенденция, когда авторы разработок, выполненных на госбюджетные деньги, продают эту продукцию, как свою, по весьма высоким ценам.

Если сейчас пустить развитие промысловой геофизики на самотек, то результат может быть двоякий - или "умрет", или "выздоровеет". А если "выздоровеет", то с какими потерями, еще не известно. Поэтому для поддержки российской геофизики, для создания хотя бы примерно одинаковых условий в конкурентной борьбе с иностранными фирмами необходима срочная помощь Минтопэнерго и Газпрома в виде инвестирования средств на решение самых острых и сложных проблем. При этом финансироваться должны не отдельные вопросы, а стратегическая программа развития нефтяной и газовой геофизики. Составление ее должно вестись не келейно, а с привлечением известных ученых и производственников, с широким обсуждением в печати.

Инвестирование такой программы выгодно и самим инвесторам, т. к. выделенные средства вернутся к ним с многократным увеличением через повышение производительности труда геофизиков, уменьшение пропуска продуктивных пластов во вновь пробуренных скважинах и выявление пропущенных в эксплуатируемых, сокращение ремонтных работ в скважинах за счет получения достоверной информации о характере работы пласта и т.д. Будем надеяться, что наши заказчики - нефтяники и газовики - поймут выгодность вложения средств в промысловую геофизику и вернут хотя бы их часть, которую мы недобираем из-за на порядок более низких расценок на геофизические работы по сравнению с расценками зарубежных сервисных фирм.