Интерпретация результатов скважинных измерений
Классификационные задачи ГИС можно отнести к измерениям по шкалам порядка. Они решаются преимущественно на основе предварительно решенных измерительных задач. Будем отличать геологическую интерпретацию результатов измерений (по шкалам порядка) от собственно самих скважинных геофизических измерений параметров пластов и скважин (по шкалам отношений).
Интерпретация чего-либо– это истолкование (объяснение, разъяснение) смысла или значения чего-либо. Под интерпретацией данных при проведении ГИС будем понимать совокупность операций, направленных на распознавание структуры исследуемой неоднородной среды и отдельных структурных зон на основании истолкования каротажных диаграмм.
Прежнее понимание слов «интерпретация ГИС» ошибочно настраивало исследователя на то, что измерительный процесс закончился на скважине получением каротажной диаграммы, а далее следует новый этап – интерпретация, то есть уже не измерение. Поэтому параметры пластов и скважин уже не измерялись, а как бы определялись или вычислялись. Полученные «вычисленные» значения параметров пластов и скважин, как результат интерпретации, передавались заказчикам геофизических услуг. При этом на необходимость оценки погрешностей фактически выполненных прямых или косвенных скважинных измерений уже не обращали внимания.
Задача распознавания объектов исследуемого разреза скважины сводится к отнесению конкретного объекта к тому или иному известному классу объектов.
|
|
|
К типовым задачам интерпретации данных ГИС относятся следующие
[15, 28]:
- выявление пластов-коллекторов (коллектор - не коллектор);
- разделение пластов по геологическому признаку (песчаник, кальцит, доломит, ангидрит, гипс, глина, уголь и т.д.);
- определение по установленным критериям характера насыщения пластов-коллекторов (газонасыщенный, нефтенасыщенный, водонасыщенный);
- выделение негерметичных участков заколонного пространства в скважине после ее цемнтирования.
Показателем качества решения задач интерпретации ГИС является максимальная вероятность правильной (достоверной) классификации объектов. Эта вероятность зависит как от размытости границ измеряемого параметра, определяющего классификационный признак объекта, так и от границ возможной погрешности измерений этого параметра объекта (вернее параметра модели объекта) [14].
Рассмотрим простой случай, когда граничное значение параметра классификационного признака объекта выражено одним строго определенным числом Хгр. Тогда максимальная вероятность достоверной классификации объектов определяется только допускаемой или оцененной погрешностью измерений этого параметра Хизм вблизи его граничного значения.
|
|
|
Если бы погрешности измерений параметра были равны нулю, то вероятность достоверной классификации в этом случае была бы всегда 100% при любом измеренном значении параметра Х. При этом, если Хизм меньше Хгр, то объект относится строго к первому классу объектов, а если больше, то ко второму.
Однако погрешности измерений никогда не могут быть равными нулю. Поэтому при нахождении Хизм в пределах погрешности выполненных измерений по обе стороны от Хгр вероятность достоверной классификации уже будет меньше 100%.
При равенстве измеренного и граничного значений параметра вероятность правильной классификации принимает минимальное значение 50% (фифти-фифти) (рис. 19).
Рис. 19 – График функции вероятности достоверной классификации объектов
на два класса при фиксированном граничном значении измеряемого параметра
При построении данного графика кусочно-линейной функции вероятности выбрана модель равномерного распределения систематической погрешности в пределах нормированных допускаемых значений.
В таблице 4 представлены различные варианты заключения о достоверности разделения объектов на два класса в зависимости от нахождения измеренного значения параметра относительно его граничного значения на рисунке 19.
|
|
|
Таблица 4 – Возможные заключения о достоверности разделения объектов
на два класса
| Зона на рисунке 19 | Критерий для заключения – область нахождения измеренного значения | Заключение о достоверности интерпретации |
| 1 | 
| Первый класс (100%) |
| 2 | 
| Возможно первый класс |
| 3 | 
| Возможно второй класс |
| 4 | 
| Второй класс (100%) |
Видно, что уверенное распознавание объектов возможно только при нахождении измеренного значения информативного параметра в зонах 1 и 4. В зонах 2 и 3 такая уверенность отсутствует.
При оценке вероятности 
правильной классификации нас интересует только зоны 2 и 3 на рисунке 19 с областью нахождения измеренного значения параметра Хизм в интервале 
, для которого вероятность правильной (достоверной) классификации в % вычисляется по формуле:
. (43)
Таким образом, показатель достоверности классификации может быть легко вычислен и использован при представлении результата решения любой задачи интерпретации ГИС, когда измеренное значение параметра приближается к нормированному граничному значению измеряемого параметра. Поскольку представленные рассуждения показаны для равномерного (наихудшего) закона распределения погрешности измерений, то действительные значения показателя достоверности классификации на самом деле будут выше.
|
|
|
Если граничное значение параметра представлено не одним числом, а интервалом на числовой оси, то задача оценки показателей достоверности правильной классификации объектов по данному измеряемому параметру усложняется.
Методические погрешности МСИ
Сложность построения и реализации МСИ параметров пластов и скважины заключается в том, что заранее структура среды неизвестна, её распознают по каротажным диаграммам.
При этом приходится подбирать такую МСИ, чтобы принятая типовая структура среды была адекватна реальной структуре среды с максимально возможной степенью соответствия. Степень неадекватности реальной структуры горных пород, пересеченных скважиной, и выбранной типовой модели структуры среды определяется совокупностью методических погрешностей измерений параметров пластов и скважины [15, 28].
Как правило, МСИ параметров структурных зон неоднородных сред должна строиться для типовой структуры среды (например, двухслойная или трехслойная коаксиально-цилиндрическая среда, с вмещающими пластами или без них и т.д.) [14, 28].
Модель (схема конструкции) типовой структуры среды – это упрощенное описание структуры реальной среды, являющееся неотъемлемой частью любой МИ такого класса объектов измерений.
Структурной зоной объекта (предмета) будем называть ограниченную область объекта, в пределах которой физическая величина, отражающая изучаемое свойство, не меняет своего качественного и количественного содержания. Будем считать, что на бесконечно тонких границах структурных зон физическая величина изменяется ступенчато (скачком). Если граница структурной зоны имеет не нулевую толщину и известна закономерность изменения физической величины по толщине, то такую «границу» называют «переходной структурной зоной».
Датчик (зонд, первичный преобразователь) аппаратуры может располагаться относительно исследуемой структурной зоны неоднородной среды по-разному. Он может находиться непосредственно в исследуемой структурной зоне (в скважине) под влиянием соседней зоны (пласта). Он может быть внутри соседней зоны (в скважине), граничащей с исследуемой структурной зоной (пластом), или в удаленной структурной зоне (в скважине), не имеющей общей границы с исследуемой зоной (пластом с зоной проникновения).
Лишь в первом случае при значительных размерах исследуемой структурной зоны, когда поле датчика (зонда) не распространяется до границ с соседними структурными зонами, методика выполнения измерений параметра исследуемой среды не будет отличаться от известных общепринятых методик для однородных сред [15].
Во всех остальных случаях в поле датчика будут находиться другие структурные зоны. Это означает, что при выполнении измерений параметра исследуемой среды влияние других зон необходимо знать и определенным образом учитывать. Поскольку исследуется неоднородная в радиальном и вертикальном направлении среда, то параметры, отражающие свойства горных пород, во многих случаях не могут быть измерены методом прямых измерений. Пласты горной породы всегда пересечены скважиной, заполненной промывочной жидкостью. Свойства пластов на контакте со скважиной изменены, влияют также соседние пласты.
Под методической составляющей погрешности измерений понимают погрешность, возникающую при условии применения идеальных средств измерений идеальным оператором, то есть, когда инструментальные и субъективные погрешности равными нулю [15].
Неоднородность среды является одним из источников методической погрешности скважинных измерений. Она возникает, например, в результате отличия реальной структуры среды от принятой типовой модели структуры среды или несоответствия расположения зонда, принятого в МИ, реальному его расположению.
В таблице 5 приведена классификация источников возникновения методической погрешности скважинных измерений [15].
Методические погрешности носят, как правило, систематический характер. Обычно их оценивают на этапе построения и метрологической аттестации МИ с целью установления ограничений ее применимости с нормированными показателями точности.
Неоднородность среды также порождает необходимость введения новых метрологических характеристик скважинной аппаратуры, отражающих глубинность и разрешающую способность зондов. Эти характеристики также необходимы при установлении ограничений применимости МИ [15].
Таблица 5 – Классификация источников возникновения
методической составляющей погрешности скважинных измерений
| Классификационный признак | Источники возникновения методической погрешности |
| 1. Неадекватность принятой в МВИ типовой и реальной структуры исследуемой среды, находящейся в поле зонда | 1. Влияние свойств и линейных размеров структурных зон среды, неучтенных в МИ. 2. Несоответствие взаимного расположения зон типовой структуры среды, принятой в типовой МИ, их реальному расположению при выполнении измерений. 3. Несоответствие реального (принятого) и идеального (требуемого) алгоритмов «осреднения» параметров в пределах одной неоднородной зоны или нескольких однородных (или неоднородных) зон, а также на границах между ними. 4. Не учитываемая анизотропия свойств структурных зон. |
| 2. Взаимное расположение элементов зонда и среды | Несоответствие взаимного расположения источников и приемников поля относительно структурных зон среды при построении МИ и при выполнении реальных измерений. |
| 3. Неточность вычислительных процедур | 1. Применение упрощенных алгоритмов вычислений. 2. Ограниченность числа разрядов технических средств и программ вычислений. |
Чтобы иметь возможность математического анализа методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважин, разработан способ нахождения оценки методической погрешности по аналогии с методикой оценки поправки к показаниям аппаратуры.
Для реализации данного способа необходимо моделировать две МИ – рабочую и референтную (эталонную). Референтная МИ построена с возможностью учета влияющего фактора, в то время как в рабочей МИ такая возможность отсутствует. Причем в каждой МИ должна быть предусмотрена возможность расчета кажущегося значения параметра для одного и того же расположения элементов зонда скважинной аппаратуры относительно границ раздела структурных зон среды.
Схема, поясняющая данный способ оценки методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины, показана на
рисунке 20 [15].
Первоначально выбирается (задается) эталонное значение измеряемого параметра 
в диапазоне реальных его изменений и значение параметра (параметров) фактора, влияние которого на методическую составляющую погрешности предполагается оценивать. Затем, используя из референтной МИ формулу для расчета показаний на выходе аппаратуры при выбранном фиксированном расположении ее зонда относительно границ пласта, выполняется расчет кажущегося значения параметра 
.
Затем моделируется процесс измерений с использованием рабочей МИ (без учета влияющего фактора). При этом осуществляется подбор такого значения 
, для которого расчетное кажущееся значение 
равно или незначительно отличается от него.
|
по референтной МИ, учитывающей влияние i- го фактора
по рабочей МИ, не учитывающей влияние i- го фактора
, при котором 
Рис. 20 – Схема процесса оценивания методической составляющей
погрешности скважинных измерений
Сначала вычисляется поправка как разность между «эталонным» значением параметра , полученным по эталонной МИ (с учетом влияющего фактора), и измеренным значением параметра , полученным по рабочей МИ (без учета влияющего фактора).
За оценку методической погрешности принимается абсолютное значение вычисленной поправки со знаком «±».
В результате рассмотренной процедуры получена одна оценка на поле методических погрешностей измерений для одного заданного значения для данного влияющего фактора. Чтобы анализировать все поле возможных методических погрешностей от влияющего фактора, необходимо выполнить многократное их моделирование при разных значениях геометрических и физических параметров влияющего фактора для разных значений измеряемой величины.
Оцененные методические погрешности геофизических измерений служат основой для установления применимости каждой конкретной методики измерений.
Методические погрешности измерений параметров пластов, пересеченных скважиной, могут быть уменьшены только путем создания более совершенной методики, для которой оставшиеся неизвестные методические погрешности будут определять ограничения ее применимости. Значит, систематические методические погрешности измерений не могут быть уменьшены путем введения поправок.
Инструментальные погрешности
Инструментальные погрешности скважинных измерений обусловлены следующими факторами [15]:
- неидеальностью скважинных и наземных СИ, соединенных каналом связи и образующих измерительную систему;
- взаимодействием зонда аппаратуры с объектом измерений;
- ограниченной разрешающей радиальной способностью зонда;
- ограниченной разрешающей вертикальной способностью зонда;
- неидеальностью эталонов, воспроизводящих параметры пластов
и скважин.
Неидеальность скважинных средств измерений проявляется в отличии реальной КФ от номинальной КФ, приписанной для совокупности однотипных средств измерений.
Взаимодействие датчика с объектом часто вызывает изменение значения измеряемой величины. Например, скважинный пакерный расходомер увеличивает гидравлическое сопротивление жидкости (перекрывает сечение скважины) и уменьшает значение измеряемого расхода жидкости в скважине. Массивный скважинный термометр может изменить значение измеряемой температуры в исследуемой точке скважины путем охлаждения или нагрева скважинной газо-жидкостной среды.
Ограниченная вертикальная разрешающая способность зондов вызывает инструментальную составляющую погрешности измерений параметров пластов ограниченной мощности, что часто не позволяет даже выделить тонкие пласты и пропластки.
Ограниченная радиальная разрешающая способность зондов вызывает погрешности измерений параметров пласта при наличии глубокой зоны проникновения. Поле зонда распространяется в радиально-неоднородной среде таким образом, что доля полезного сигнала из исследуемого пласта составляет незначительную часть от общего уровня выходного сигнала, зонд как бы «не дотягивается» до неизмененной части пласта и теряет чувствительность к измеряемому параметру.
Ограниченную вертикальную и радиальную разрешающую способность зондов нельзя рассматривать как «чисто» инструментальную, так как эти характеристики аппаратуры неизбежно связаны со структурой неоднородной горной породы, пересеченной скважиной. Она должна быть учтена при установлении ограничений применимости МИ.
Другим источником инструментальной погрешности является неидеальность эталонов и системы передачи единиц величин. Именно погрешностями эталонов определяются минимально возможные погрешности скважинной аппаратуры. Кроме того, для построения некоторых поправочных функций (ПФ) также используются модели пластов, погрешности которых становятся определяющими систематическими погрешностями аппаратуры после введения поправок с использованием номинальной или индивидуальной ПФ.
Ограниченное количество эталонных моделей пластов, используемых как для калибровки скважинной аппаратуры, так и для построения ПФ, также является одним из источников инструментальной погрешности скважинных измерений. Например, при калибровке аппаратуры нейтронного каротажа для условий песчаного пласта иногда используются только два эталона, воспроизводящих Кп водонасыщенного пласта 15 и 35%. Через две точки можно провести только прямую линию, а реальная КФ аппаратуры НК всегда нелинейная.
Одним из решений задачи уменьшения инструментальной погрешности скважинных измерений является выбор обоснованного комплекса НМХ аппаратуры.
В комплекс НМХ для каждого измерительного канала геофизической аппаратуры рекомендуется включать следующие характеристики в относительной форме:
(dор)с – допускаемая основная относительная погрешность скважинной части аппаратуры;
(dор)н – допускаемая основная относительная погрешность наземной части аппаратуры;
dр(Т) – граничная функция влияния температуры скважинной среды на погрешность зонда аппаратуры;
(dрт)н – наибольшие допускаемые изменения погрешности наземного преобразователя в интервале температур от +10 до +45 °С;
(dpu)c – наибольшие допускаемые изменения погрешности скважинного преобразователя при изменении напряжения питания;
(dpu)н – наибольшие допускаемые изменения погрешности наземного преобразователя при изменении напряжения питания;
– основная допускаемая относительная погрешность каротажного
регистратора.
Кроме того, для ряда скважинной аппаратуры, в которой заметно проявляются ее инерционные свойства, необходимо нормировать частные динамические характеристики. Например, для скважинных термометров нормируют постоянную времени в секундах.
Однако в практике геофизического приборостроения до сих пор используются упрощенные способы нормирования МХ с выбором весьма ограниченного комплекса НМХ, не позволяющего оценивать погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения. Так, например, для многих типов скважинной аппаратуры нормируется одна обобщенная характеристика основной погрешности – допускаемая основная погрешность скважинного преобразователя [15]. Дополнительная температурная погрешность скважинной аппаратуры часто бывает выражена ступенчатой граничной функцией влияния температуры на систематическую погрешность на каждые 10 оС. Иногда ее нормируют наибольшими допускаемыми изменениями погрешности в заданном интервале температуры в скважине.
Для упрощения вида формул и суммирования отдельных составляющих погрешности с целью нахождения границ результирующей погрешности все НМХ представляются в относительной форме.
Формула для определения относительной погрешности скважинной аппаратуры в реальных условиях ее эксплуатации имеет следующий вид [15]:
, (44)
где k = 1,1 при доверительной вероятности Р = 0,95 (по ГОСТ 8.207-76);
(dор)с , (dор)н , dр(Тс) , (dрт)н , (dрu)с , (dрu)н , dрreg – нормированные значения характеристик относительной погрешности скважинной и наземной частей
аппаратуры;
– нормированное или оцененное значение дополнительной относительной погрешности, обусловленной i–м из m существенно влияющих
факторов.
Если нормы на характеристики погрешности были установлены в абсолютной форме и (или) в зависимости от измеряемого параметра Х, то следует вычислить нормированные значения характеристик погрешности для скважинных и наземных средств измерений, входящих в состав аппаратуры, в относительной форме (в долях единицы).
Если было выполнено раздельное нормирование характеристик систематической 
и случайной 
составляющих относительной погрешности, то следует определить характеристику dор по формуле:
. (45)
Затем требуется определить в относительной форме предел допускаемой температурной погрешности скважинного преобразователя по измеренному значению температуры Тс в скважине и нормированной граничной функции влияния dр(Т).
После того, как вычислительные процедуры по оценке доверительных границ погрешности аппаратуры завершены, они используются для представления результатов измеренных значений параметра в виде доверительного интервала для истинного значения измеряемого параметра по формуле:
. (46)
Рассмотрим числовой пример расчета погрешности аппаратуры электрометрии К1-723 по каналам градиент-зондирования. Исходные данные для расчета погрешности данной аппаратуры по ее НМХ приведены в таблице 6.
Таблица 6 – Исходные данные для расчета погрешности
данной аппаратуры К1-723 по ее НМХ
| Наименование параметра исходных данных для расчета | Числовое значение параметра |
| Измеренное кажущееся значение удельного электрического сопротивления | rк = 50 Ом×м |
| Допускаемая основная относительная погрешность, rв = 1000 Ом×м – верхнее значение диапазона измерений | dор = ±[5+0,1 (rв/rк-1)] |
| Граничная функция влияния температуры скважинной среды на погрешность аппаратуры | dр (Т) = 0,01dор (Т - То), где То = 20 °С |
| Допускаемая относительная погрешности аппаратуры при изменении напряжения питания | dрu = 0,3·dор |
| Глубина точки записи УЭС | L = 3667 м |
| Температурный градиент в скважине | Gт = 0,03°С/м |
| Температура на устье скважины | Ту = 10°С |
Расчет погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения выполняется в следующей последовательности.
1. Нормированная допускаемая основная относительная погрешность для измеренного значения УЭС
dор = ±[ 5 + 0,1 ((rв/rк) -1)] = ±[ 5 + 0,1 ((1000/50) -1)] » ± 7,0%.
2. Температура корпуса аппаратуры в скважине на глубине 3667 м
Тс = Ту + G×L = 10+ 0,03×3667 = 120 °С.
3. Относительная температурная погрешность аппаратуры (при Тс = 120 °С)
dр (Тс) = ±0,01dор (Тс - То) = ±0,01·7·(120-20) = ±7,0%.
4. Нормированная допускаемая погрешность аппаратуры при изменении напряжения питания
dрu = 0,3dор = ±0,3×7% = ±2,1%.
5. Погрешности аппаратуры К1-723 в реальных условиях ее применения при измерении УЭС 50 Ом×м на глубине 3667 м при Р = 0,95
6. Результат измерений удельного электрического сопротивления
в скважине
rк = 50 (1,000± 0,111) Ом×м = (50,0 ± 5,6) Ом×м; Р = 0,95.
Примерно по такой схеме может быть рассчитана инструментальная погрешность измерений с использованием любой скважинной аппаратуры, для которой имеется обоснованный комплекс НМХ.
Вопросы для самопроверки по первой главе:
1. Что является предметом науки об измерениях?
2. Как формулируется определение понятия "физическая величина"?
3. Какие определения понятия «измерение» Вы знаете?
4. Каковы основные постулаты метрологии?
5. Какие параметры входят в основное уравнение измерений?
6. Каковы основные аспекты измерительного процесса?
7. Почему возникла необходимость в единых «единицах величин»?
8. Какие основные единицы величин в Международной системе SI?
9. В чем разница между величиной и измеряемой величиной?
10. К какой погрешности относится неадекватность модели объекта реальному объекту и почему?
11. В чем разница понятий «истинное» и «измеренное» значение величины?
12. В чем отличие понятий «погрешность» и «неопределенность» измерений?
13. Что означает понятие «моделирование измерений»?
14. Когда возможно использование понятия «истинное значение поправки»?
15. Какие виды поправок Вы знаете, и как находят их оцененные значения?
16. Как нормируют случайную составляющую погрешности?
17. Как оценивают случайную погрешность многократных измерений?
18. Для каких целей нужен анализ методических погрешностей измерений?
19. Каковы источники инструментальной погрешности измерений?
20. В чем отличие систематической и случайной погрешности измерений?
21. Когда и как используют распределение Стьюдента?
22. Как выглядит модель погрешности измерений?
23. Как суммируются составляющие погрешности измерений?
24. Какова блок-схема получения результата измерений?
25. Что принимают за результат измерений?
26. Какую погрешность эталона нельзя исключить и почему?
27. Является ли каротаж измерительным процессом и почему?
28. К каким видам средств измерений относится скважинная аппаратура?
29. В чем отличие основной погрешности от дополнительной?
30. Какие нормируемые характеристики основной погрешности Вы знаете?
31. Когда нормируют граничные функции влияния?
32. Что нормируют вместе с номинальной функцией влияния?
33. Чем отличаются понятия «градуировка», «калибровка» и «поверка»?
34. Каким показателем характеризуется понятие «правильность МВИ»?
35. Какими показателями характеризуется понятие «прецизионность МВИ»?
36. Каковы особенности измерений в неоднородных средах?
37. От чего зависит кажущееся значение величины?
38. Каковы источники методической погрешности?
39. Для каких целей оценивают методические погрешности?
40. Как определить инструментальную погрешность скважинной аппаратуры по ее нормируемым МХ?
Дата добавления: 2018-06-01; просмотров: 842; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!