Решение обратной задачи - построение алгоритма интерпретации

Под обратной задачей понимается расчет искомой петрофизической характеристики (или известным образом связанного с ней интерпретационного параметра) по показаниям скважинного прибора при более или менее известных условиях измерений. Эти условия никогда не известны точно, и задача подавления помех - это задача оптимизации конструктивных (метрологических) характеристик аппаратуры, с одной стороны, и обоснования интерпретационного параметра и методики измерений, с другой.

Казалось бы, наличие мощных вычислительных средств решения прямых задач методов ГИС (методы математического моделирования) гарантирует успешное решение соответствующих обратных задач. Однако это не так. Парадоксальным примером служит хорошо известный метод естественной радиоактивности в интегральной модификации (гамма-метод, ГМ).

ГМ - первый из методов ядерной геофизики, получивших широкое применение в нефтяной промышленности. Ему посвящено огромное число теоретических и экспериментальных работ отечественных и зарубежных исследователей. Несмотря на это, ГМ до сих пор интерпретируется в качестве "метода глинистости" исключительно на эмпирическом уровне. Широко используемый интерпретационный параметр этого метода не имеет петрофизического смысла и для него не может быть обоснована строгая петрофизическая модель. Именно поэтому для количественной интерпретации данных ГМ (определения "глинистости") вместо петрофизической модели приходилось использовать эмпирические корреляционные зависимости (если их удавалось найти). Последние требовалось предварительно установить с помощью исследований на образцах керна, каким-то образом преодолев несопоставимость результатов измерений естественной радиоактивности в лабораторных и скважинных условиях. Да и сам термин "глинистость" может пониматься в трех совершенно различных смыслах - гранулометрическом, минералогическом и петрофизическом (во многих интерпретационных методиках различных методов ГИС это обстоятельство попросту игнорируется).

Приведем пример, характеризующий современное состояние интерпретационного обеспечения стационарных нейтрон-нейтронных методов (ННМ).

Интерпретация данных однозондового ННМ сводится к интерполяции между двумя априорно заданными значениями нейтронной пористости. Интерпретатор сам задает диапазон изменения искомой величины. Поэтому дефекты интерпретационного обеспечения однозондовой модификации остаются как бы замаскированными и проявляются только в случае двухзондовой системы, когда методика двух опорных пластов или ее статистические аналоги не применяются.

Хотя двухзондовые модификации ННМ (по тепловым и надтепловым нейтронам) имеют ряд существенных преимуществ перед однозондовой, на практике эти преимущества не реализованы.

Применяемые методики, интерпретационные зависимости и процедуры могут приводить к нереальным значениям нейтронной пористости пород. Такие значения не могут быть объяснены погрешностями неучета изменений литологического состава или скважинных условий. Показания зондов, выраженные в “водяных” единицах (калибровочные замеры в емкости с пресной водой), часто оказываются меньше единицы (то есть нейтронная пористость оказывается больше 100%).

Для перевода показаний в "нейтронную пористость" используются интерпретационные зависимости для фиксированных стандартных условий измерений (чистый кальцит, полностью насыщенный пресной водой, и т.д.). Дополнительно необходимо иметь многочисленные поправочные зависимости за изменение диаметра скважины, присутствие цеолитов, гидроокислов железа и алюминия, водород, кристаллизационно связанный в решетке глинистых минералов, присутствие бора, лития, самария, гадолиния и других аномальных поглотителей. Однако присутствие таких макро- и микропримесей невозможно учесть в принципе, поскольку неизвестны их содержания в каждом пласте. К недостаткам поправочных методик необходимо отнести некоммутативность процедур учета технических условий измерений, состава пород, свойств пластовых флюидов и промывочной жидкости.

Перечисленные методические недостатки имеют принципиальный характер. Для их исключения методика интерпретации должна обеспечивать хотя бы приближенную автоматическую настрой ку интерпретационных зависимостей на основные компоненты состава твердой фазы пород, свойства промывочной жидкости, минерализацию пластового флюида и метрологические характеристики ИИС. Это возможно только в том случае, когда методика оперирует не с фиксированными палетками, а с интерпретационной моделью, позволяющей генерировать интерпретационные зависимости и решать прямые и обратные задачи для любых текущих условий измерений.

Метод имитационного моделирования, примененный к алгоритму интерпретации, позволяет изучить точностные характеристики всей информационно-измерительной системы, конечным элементом которой является алгоритм интерпретации. Одновременно оцениваются погрешности определения искомых параметров, их зависимости от текущих технических условий измерений. Если искомыми величинами (в радиометрии скважин) являются содержания элементов - калия, урана, тория, водорода и др., то определяются минимально об-наружимые содержания ("пороги обнаружения"), с заданной достоверностью определяемые над уровнем помех, их зависимости от текущих условий измерений.

Центральное место в разработке методик индивидуальной интерпретации занимают проблема учета разнообразия технических условий измерений в скважинах и тесно связанная с ней проблема метрологического обеспечения.