CC BY
106
УДК 550.834.
Л.Д. Гик, В.А. Конторович ИНГГ СО РАН, Новосибирск
ИЗМЕРЕНИЕ ПОРИСТОСТИ ПО ДАННЫМ ДЕКРЕМЕНТА ЗАТУХАНИЯ КАК ПУТЬ РЕАЛИЗАЦИИ ПРЯМОГО ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ
Коэффициент пористости горных пород, по сравнению с другими физическими параметрами, является наиболее информативным индикатором присутствия углеводородов. Сильная взаимосвязь между декрементом затухания сейсмической волны и пористостью позволяет строить реальные методы измерения пористости применительно к условиям как скважинной, так и наземной сейсморазведки.
L.D. Gik, V.A. Kontorovich
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS (IPGG)
Acad. Koptyug av. 3, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
POROSITY DERIVED FROM THE ATTENUATION DECREMENT AS A TOOL FOR DIRECT DETECTION OF HYDROCARBONS
Porosity factor of rocks, as compared to other physical parameters, is the most informative indication of hydrocarbon occurrence. A strong unique relationship between the decrement of attenuation of seismic waves and the porosity factor allows the construction of the method of porosity of geoacoustic medium based on the principle of measuring the attenuation decrement as applied both to sonic logging and land seismic exploration.
Введение. В разведочной геофизике 70-80-х годов большой интерес привлекала задача «прямого» поиск месторождений углеводородов (УВ). Основатели Института геологии и геофизики СО АН А.А. Трофимук и Н.Н. Пузырев считали целесообразным активное развитие этого направления как очень перспективного пути поиска и изучения нефтегазовых месторождений [Трофимук]. «Прямой» поиск рассматривался как альтернатива «косвенным» методам поиска, которые были способны засвидетельствовать существование благоприятных условий для образования УВ, но не обеспечивали их наличия на изучаемой территории. Основным поисковым признаком косвенных методов считался антиклинальность (куполовидная форма) слоев в осадочных структурах. Однако главными критериями для поиска УВ были и остаются результаты изучения условий осадконакопления, обобщенные в основополагающем труде [Конторович А.Э.]. По мере увеличения геологической изученности нефтеперспективных территорий вероятность обнаружения новых месторождений по принципу антиклинальной формы слоистых структур постоянно уменьшается [Конторович В.А.].
Методы прямого поиска предлагалось строить [Трофимук, Мандельбаум] на принципе изучения влияния УВ на физические свойства исследуемых горных пород. При этом предлагалось использовать такие свойства: уменьшение скоростей продольной VP и поперечной VS волн, увеличение затухания сейсмических волн Q-1, уменьшение коэффициента
Пуассона КПУАСС, возрастание величины электрического сопротивления RЭЛ, а также ряд других. К сожалению, постепенно выяснилось, что на перечисленные признаки значительное влияние оказывает не только присутствие УВ, но и действие других посторонних факторов, первое место среди которых занимает минералогический состав зондируемых пород. Вследствие этого вероятность совпадения производимого предсказания с результатами наблюдения в поисковых скважинах оказывалась не высокой -не более 15-30 % [Трофимук] - даже при одновременном учете большинства. из перечисленных признаков.
Анализ причин низкой эффективности методов прямого поиска УВ. Обеспечение положительного эффекта методов «прямого» поиска требует, чтобы изменение некоторого параметра «I», принимаемого в качестве критерия наличия УВ, превышало возможную вариацию этого параметра, имеющую место в случае отсутствия УВ. Это утверждение можно выразить логическим соотношением d(I[УВ=!])>d(I[УВ=0]). Здесь d(I[УВ=!]) и d(I[УВ=0]) - это значения поискового параметра «I», используемого в качестве критерия УВ, - соответственно при наличии и отсутствии УВ в исследуемых горных породах. Речь, таким образом, идет об изыскании такого физического параметра «I», который бы существенно зависел от наличия УВ и был бы при этом минимально чувствительным к действию других факторов. Неудачи применения методов прямого поиска УВ, по нашему мнению, объясняются тем, что перечисленные выше параметры «I», а именно Ур У8, ЯЭЛ и КПУАСС не обладают таким качеством.
Обоснование выбора коэффициента пористости в качестве критерия наличия УВ. Параметром, реально пригодным в качестве критерия для изучения УВ, является коэффициент пористости горных пород «I» = КПОР [Гик, Конторович]. Действительно, коллекторы месторождений УВ представляют собой пористый слой, поры которого заполнены жидким или газообразным флюидом. Таким образом, наличие пор является обязательным, хотя еще не достаточным условием присутствия углеводородов. Для того, чтобы сделать данное необходимое условие еще и достаточным, требуется дополнить информацию о коэффициенте пористости еще информацией о вещественном составе внутрипорового флюида. Здесь следует учесть, что возникшие в горных породах поры имеют возможность сохраниться в течении времени только в том случае, если внутри них будет находиться либо жидкий флюид (нефть или вода), либо газ под высоким давлением. В противном случае под воздействием геостатического давления и тектонических деформаций, поры неизбежно будут «схлопываться».
Взаимозависимость между коэффициентом пористости и декрементом затухания сейсмических волн. Ключевое значение в работе [Гик, Конторович] имеет использование факта существования сильной однозначной зависимости между декрементом затухания сейсмических волн Р"1 и коэффициентом пористости КПОР. Здесь, к сожалению, приходится заметить, что относительно зависимости Q"1(КПОР) в геофизической научной литературе существуют противоречивые мнения. Так, известно утверждение
о том, что декремент является независимой величиной в широком диапазоне изменения коэффициента пористости [КНтеп^].
Мы будем опираться на ранее полученные результаты экспериментов физического моделирования и полученные на их основе аналитические выкладки. В основе анализа используем аналитическое выражение приращения декремента затухания d(Q"1(КПОР)), вызванное действием пор геоакустической среды: d(Q"1(КПОР)) = 2лКП0Рх((р0-р1)/р0). Данное выражение выведено в предположении хаотичности (неупорядоченности) пространственного распределения пор. Здесь р0 и р1 - плотности вмещающей среды и внутрипорового флюида. Зависимость Q-1(КПОР) имеет максимальную величину при газовом наполнении пор, поскольку в этом случае можно пренебречь плотностью порового наполнителя р1 по сравнению с плотностью вмещающего коллектора р0. Если же внутрипоровым флюидом является жидкость, то влияние плотности внутрипоровой среды проявится в уменьшении декремента Q-1(КПОР). Это можно учесть коэффициентом пР = (р0-р1)/р0)~0,7-1.
Упорядоченность в расположения пор также ведет к уменьшению величины декремента Q-1(КПОР), что можно учесть введением поправочным коэффициентом Пхаот < 1. Конкретная величина Пхаот зависит от структуры коллектора, в частности, заметное влияние оказывает слоистость строения геоакустической среды. В экспериментах физического моделирования [Гик, 2008] слоистость расположения пор, возникавшая по технологическим причинам, возникавшим в процессе изготовления моделей, приводила к появлению поправочного коэффициента ПхАОТ —0,8-1. На практике при использовании зависимости Q-1(КПОР), по-видимому, целесообразно принять эмпирическую величину поправочного коэффициента порядка % =
2пКПОРхпР^пХАОТ —(4-5), представляя зависимость декремента от коэффициента пористости в виде:
1(Кпор))~ П^.Кпор, (1)
Измерение коэффициента пористости при каротажном изучении скважин. В условиях акустического каротажа среду распространения сейсмических волн можно считать однородной. При использовании для целей зондирования широкополосного импульсного сигнала происходит ослабление его высокочастотных компонент, вследствие чего верхняя граница частотной полосы «прозрачности» ^, снижается до величины, определяемой условием и(^-Р ^)/и(Ь=0)^1. Последнее соотношение позволяет выразить величину декремента Q-1=V/(LfГР ), а значит и величину коэффициента пористости:
Кпор = (2п)-1»д-1 = ^ЛУ^/^ГР ). (2)
Рассмотрим числовые соотношения. При зондировании коллектора , обладающего сейсмической скоростью V = 3 000 м/с при коэффициенте пористости КПОР~0,1 (величине декремента Q-1~0,628) зондом АК, имеющем длину L = 1,5 м, нижняя граничная частота зондирующего сигнала составит = ^0-1)~3 кГц.
Измерение декремента затухания и коэффициента пористости в методах наземной сейсморазведки. При изучении нефтегазовых месторождений сейсмическими методами с дневной поверхности зондирующая волна пересекает сравнительно тонкий слой (по сравнению с длиной волны X) мощностью hСЛ. Можно показать [Гик, Конторович, 2009], что в этом случае приращение «видимого» периода происходит на небольшую величину d(TвИд) = 0-1*1СЛ. В результате d(TвИд) = 0-1*ТВИд йсЛ/Х. Откуда:
Кпор = О 1/2п = (2п) ^(^/^л^СЖ^идУ^ид). (3)
Это малое изменение дает принципиальную возможность получить информацию о декременте затухания, а значит и о коэффициенте пористости зондируемой среды [Гик, Конторович, 2009]. Возможность использования критерия затухания и, в частности, увеличения «видимого» периода отраженных волн, для «прямого» поиска УВ ранее называлась - см. [Трофимук] с ссылкой на [Рапопорт, 1977], однако связи данного метода поиска с параметром пористости КПОР(0-1) при этом не делалось. Более того, в своих последующих работах по развитию методов «поиска» М.Б. Рапопорт отказался от пути использования критерия затухания в методе отраженных волн, и пошел по пути скважинных измерений [Рапопорт, 1997].
Возможность применения декремента в условиях рассевания верхней части разреза. При проведении сейсморазведочных работ на некоторых территориях Сибири имеет место рассеивание зондирующего волнового поля верхней частью разреза (ВЧР). данное явление имеет аналогию в оптике в виде наблюдения предметов через матовое стекло, когда вместо четкого изображения предмета появляется хаотическое нагромождение линий. В Восточной Сибири рассеивание имеет место в условиях трапповых интрузий сложной формы, в Западной Сибири - в условиях многолетне мерзлых пород сложной формы.
При рассеивании имеет место разрушение изображения объекта, но не изменение соответствующего ему частотного спектра, что является основанием для применения здесь рассмотренного выше метода.
Заключение. Изучение распределения декремента затухания сейсмических волн позволяет получить информацию о распределении пор в изучаемой среде, что является реальным путем прямого поиска месторождений УВ.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Антонов Ю.Н., Жмаев С.С. Геофизические исследования нефтяных скважин методом электромагнитного зондирования // Геология и геофизика. - 1986. - №1. - С. 129-139.
2. Геология нефти и газа Западной Сибири / Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. - М.: Недра, 1975. - 680 с.
3. Гик Л.д. Измерение коэффициента пористости по данным декремента затухания // Приборы и системы разведочной геофизики. -№4. -2008. -С. 38-41.
4. Гик Л.Д. Физическое моделирование распространения сейсмических волн в пористых и трещиноватых средах // Геология и геофизика. - 1997. - Т.38. - № 4. - С. 804815.
5. Гик Л.Д., Конторович В.А. Изучение месторождений углеводородов по критерию декремента затухания // ГЕО-Сибирь-2009, т. 2. Недропользование. Горное дело. Новые направления и технология поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Сб. материалов V международного научного конгресса. -Новосибирск: СГГА, 2009. - С. 172-177.
6. Исакович М.А. Общая акустика. - М.: Наука, 1973. - 496 с.
7. Конторович В.А., Бердникова С.А., Калинина Л.М., Поляков А.А. Сейсмогеологические адаптивные методы прогноза качества коллекторов и подготовки сложно - построенных ловушек нефти и газа в верхней коре центральных и южных районов Западной Сибири (горизонт Ю1 васюганской свиты). // Геология и геофизика. -2004. - Т.45. - № 1. - С. 79-90.
8. Кропичев Н.М., Скачек К.Г. Реконструкции литолого - фациальных моделей Ю1 васюганской свиты по данным сейсморазведки и бурения. - Новосибирск: СО РАН, 2008. - 186 с.
9. Мандельбаум М.М., Пузырев Н.Н., Рыхлинский Н.И., Сурков В.С., Трофимук А.А. Прямой поиск углеводородов геофизическими методами. - М.: Наука, 1988. - 160 с.
Патент на изобретение № 2101732 от 10.01 1998. Авт. Гик Л.Д., патентодержатель ОИГГМ СО РАН.
10. Пузырев Н.Н., Ведерников Г.В. Многоволновая сейсморазведка при решении задач ПГР // Геология и геофизика. - 1986. - № 1. - С. 26-30.
11. Рапопорт М.Б. Корреляционная методика прямых поисков залежей нефти и газа по сейсмическим данным. Развед. Геофиз. - М.: Недра, 1977. - Вып. 77. - С. 41-47.
12. Рапопорт М.Б. Можно ли увидеть нефтегазовую залежь на сейсмическом изображении // Геология и геологоразведочные работы. - 1997. - № 11. - С. 22-24.
13. Рапопорт М.Б., Рапопорт Л.И., Рыжков В.И. Эффект сейсмической неупругости залежей углеводородов и его использование при поисках, разведке и эксплуатации нефтегазовых месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений. - 1997. - № 8. - С. 19-23.
14. Харкевич А.А. Спектры и анализ. Избранные труды в 3-х томах. - М.: Наука, 1973. - 566 с.
15. Трофимук А.А., Мандельбаум М.М., Пузырев Н.Н., Сурков В.С. Прямые поиски нефти и газа и их применение в Сибири // Геология и геофизика. - 1981. - № 1. - С. 3-15.
16. T. Klimentos, Attenuation of P- and S- waves as a method of distinguishing gas and condensate from oil and water. // Geophysics. - 1995. - V. 60. - № 2. - P. 447-458.
© Л.Д. Гик, В.А. Конторович, 2010
