CC BY
111
УДК 550.834
Л.Д. Гик, В.А. Конторович ИНГГ СО РАН, Новосибирск
ИЗУЧЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПО КРИТЕРИЮ ДЕКРЕМЕНТА ЗАТУХАНИЯ
L.D. Gik, V.A. Kontorovich
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS Acad. Koptyug av., 3, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
STUDY OF HYDROCARBON DEPOSITS BY THE CRITERION OF ATTENUATION DECREMENT
The image of attenuation decrements, as well distribution of reservoir-rock porosity coefficients, unambiguously associated with them, can be obtained on the base of seismic time section by calculating the sounding signal moveout ratio to a time interval taken by the moveout.
Введение
В настоящее время для поиска месторождений углеводородов подавляющее распространение получил структурный признак -антиклинальность формы изучаемых слоев. Среди редко использованных альтернативных признаков можно назвать обусловленный затуханием эффект «затенения» продуктивным (пористым) слоем нижележащих горизонтов [1]. К сожалению, данный признак не нашел заметного применения. По нашему мнению, причиной такого положения является трудность выявления видимого различия в «яркости» изображения «затененных» объектов по сравнению с соседними геологическими телами, расположенными за пределами зоны затенения [2]. В качестве выхода из имеющего положения в [2,3] предложено вместо признака «затенения» использовать признак снижения частотного спектра зондирующего сигнала, неизбежно возникающего при его прохождении через высокопористый, а значит и аномально поглощающий - продуктивный слой. Покажем такую возможность.
Зависимость между спектром зондирующего сигнала и коэффициентом пористости среды. Воспользуемся выводами работы [2], где показано, что при пересечении пористого слоя, характеризующегося мощностью L, зондирующая волна приобретает зависимость:
ul(/)/uo=(1-Q-1LV-1 /). (1)
Здесь uL и uo - амплитуды волны на входе и выходе зондируемого слоя, Q-1=2n(KnOp(p0-pi)/p0) - декремент затухания, р0 и pi плотности вмещающей среды и внутрипорового флюида, V - сейсмическая скорость, КПОР -коэффициент пористости. Из [2] следует, что при наличии в зондируемой породе - коллекторе значительной пористости КПОР>0 декремент затухания
приобретает очень большую величину Q-1>1, которая в десятки раз превышает величину декремента, имеющего место у сплошных (не содержащих пор) горных пород. Поэтому геофизический метод, который был бы способен выявлять горные породы, обладающие повышенной величиной декремента затухания, можно рассматривать как путь получения информации о наличии в зондируемой среде высокопористых горных, что, по-видимому, можно считать синонимом большой вероятности наличия углеводородов в зондируемых объектах.
Рассмотрим возможность измерения декремента Q-1, а значит и коэффициента пористости КПОР при проведении сейсморазведочных работ для главной в сейсморазведке системы наблюдения с дневной поверхности. Будем ориентироваться на объекты, обладающие слоистыми структурами, что характерно для осадочных горных пород - типичных для месторождений углеводородов. Будем рассматривать изучаемый объект в виде пакета, состоящего из N горизонтальных слоев. Примем, что каждый ьй слой, имеет такие параметры: мощность сейсмическая скорость и декремент затухания Q-1i. Влияние декремента на параметры зондирующего сигнала определяются выражением (1).
При аномально высоком затухании Q-1i (по сравнению с вмещающими породами) частоты спектра зондирующего сигнала, а значит и его «видимые» периоды снижаются. Действительно, в соответствии с (1) частота зондирующего сигнала оказывается пониженной до величины, определяемой условием Q-1L/X, из которого следует /=У/^-^) или ТВ=0-11 Последнее соотношение можно записать в виде:
ад= о-1 ад (2)
Здесь d(T) - приращение «видимого» периода зондирующего сигнала, а ё(1:) - интервал времени распространения волны, в течение которого происходит наблюдаемое изменение видимого периода d(T). Если в течение интервала времени d(t) изменениями параметров среды можно пренебречь(такое условие применимо, в частности к акустическому каротажу), то коэффициент пористости определяется из (2) соотношением КШр=О-1/2л=(а(Т)М0))/2л.
Однако в тонкослоистой среде (типичной для объектов наземной сейсморазведки) в интервал d(t) зондирующего сигнала обычно приходится включать как высокопористый продуктивный слой h^ так и соседние сплошные (низкопористые) слои. Это обстоятельство заставляет при интерпретации учитывать отношение мощности слоя к длине волны. Используя соотношения 1=Ь^У=ЬТК, получаем:
а(Тв)/Тв=0-1 Ьсл /К. (3).
Выражение (3) можно трактовать как свойство неизбежного усреднения эффекта затухания зондирующей волны в тонком слое ^Л<<К на
протяженность, равную длины волны К. В большинстве современных месторождений продуктивный слой имеет малую в сравнении с длиной волны мощность Ь^-Юм. в то время как длина волны по порядку величины обычно составляет К~100 м. Поэтому попытка измерения декремента затухания по соотношению Q-1=d(TВ)/TВ х(Х/ЬСЛ) при неизвестной величине мощности слоя Ь^Л приводит к заниженному результату приблизительно на порядок. Из этого следует, что в обычной наземной сейсморазведке не удается с достаточным разрешением определить величину коэффициента пористости КПОР= О-1 /2п, числовая величина которого соответствует интересам промысловой геофизики. Тем не менее, по нашему мнению, возможность измерения даже с большим занижением значения декремента Q-^(ТВ)/ТВ х^СЛ/Х) должно представлять интерес для сейсморазведчиков как фактор оценки вероятности присутствия углеводородов в зондируемом разрезе. В особенности это может быть актуально условиях, когда применение традиционных методов сейсморазведки связано с трудностями, например в условиях горного рельефа, трунопроходимых - болотистых и лесистых участков дневной поверхности и т.д.
Сопоставление с волновыми полями Баженовской Свиты, полученными при полевых наблюдениях.
Попытки приложения полученных результатов к изучению декремента затухания по волновым полям реальных полевых наблюдений показали, что при оценке величины «видимого» периода возникают существенные трудности из-за наличия случайных погрешностей. Для уменьшения погрешностей необходимо усреднять данные для группы измерений. Технологически это можно осуществить, используя какой - либо способ фокусировки. По-видимому, наиболее естественным путем здесь можно считать применение временных разрезов, в которых осуществлено суммирование по методу многократных перекрытий (ОГТ); тем более, что временные разрезы ОГТ - это наиболее распространенный метод итогового представления результатов зондирования в нефтегазовой сейсморазведке. Поэтому мы пошли именно этим путем.
Сопоставим приведенные выше выводы с материалами волновых полей, полученными на нескольких реальных месторождениях Баженовской Свиты Западной Сибири. Коротко результаты сопоставления сводятся к следующему. На рис. 1 приведен волновой разрез, соответствующий одному из месторождений, а на рис. 2 а - фрагмент этого временного разреза в укрупненном масштабе - выбраны пикеты от 50 до 120 и интервалы времен от 1500 до 3000 мс. В таком масштабе нам удалось визуально оценить вариацию «видимых» периодов зондирующего сигнала, что, в свою очередь, позволило определить порядок величин декрементов затухания.
Выделим четыре характерных интервала времен: первый - 1^=1500-2050 мс - до вступления первой достаточно мощной отраженной волны, - второй -12=2050-2150 мс - после вступления данной волны, третий - 13=2150-2150 мс между вступлениями первой и второй волн и четвертый - 14 - позднее второй волны. В первом интервале на основании визуальных наблюдений можно
оценит «видимый» период величиной ТВ1~25-26 мс. Этому согласно (3) соответствует величина декремента ^-1)1=ё(ТВд)/ё(1Ид)~0,01.
Совершенно аналогично для второго интервала временного разреза (^) получаем: d(TВд)=26-30 мс и ^-1 )2=(30-26) мс/100 мс ~0,04. Для третьего интервала временного разреза (^): ё(ТВ3)=26-30 мс и (Q-1 )3=(45-30) мс/200 мс ~0,075 и для четвертого интервала временного разреза (^): ё(ТВ4)=26-30 мс и (Р-1)3=(55-50) мс/500 мс ~0,01.
101 126 >51 176 201 22» 251 2Г6 301 326
Рис. 1. Временной разрез продольных волн
Рис. 2. Фрагмент временного разреза рис. 1 в увеличенном виде
По нашему мнению приведенные выше результаты можно трактовать как факт, свидетельствующий о работоспособности обоснованного выше метода определения коэффициента пористости зондируемой среды по соотношению КПОР=(2п)-1 О-1 ^(Т)М(^). К этому необходимо добавить, что в интервалах распространения волны, соответствующих малой пористости, а значит и малому декременту затухания, - менее ^ и более 14 - периоды зондирующей волны заметно не увеличиваются. Все это является основанием для вывода о целесообразности использования данной процедуры для выявления повышенной пористости как вероятного признака наличия углеводородов при проведении нефтепоисковых работ. Компьютеризация данной процедуры позволит дополнять временные разрезы изображениями областей повышенной пористости КПОР=(хД), что будет очень полезно при интерпретации временных разрезов. По нашему мнению это в особенности может оказаться востребованным в тех случаях, когда проведение сейсморазведочных работ в традиционном виде затруднительно, например, в условиях сложного, в частности горного рельефа. Кроме того, данная информация может оказаться полезной в попытках детализации структуры коллектора и выявления наиболее ценных его участков.
Условие «прямого» поиска месторождений углеводородов. По-видимому, условие «прямого» метода поиска месторождений углеводородов можно сформулировать как получение информации о достаточности величины коэффициента пористости зондируемой среды КПОР>0,1 и определении вещественного состава внутрипорового флюида - газа, нефти или воды. В методе акустического каротажа зондируемую среду можно считать однородной, вследствие чего взаимосвяль между коэффициентом пористости идекрементом можно считать однозначной. Для определения вещественного состава внутрипорового флюида необходима дополнительная информация.
По-видимому, оптимальным путем получения такой информации является измерение электрической проводимости зондируемой геоэлектрической среды с использованием условия Рэл,воды<< Рэл,внефти< Рэл,газа.
При наземном наблюдении слоистой геоакустической среды результат измерения декремента, выполненный в соответствии с соотношением (3), представляет собой среднюю величину декремента, соответствующую интервале времени между двумя измерениями - выше и ниже предполагаемого продуктивного слоя. Поскольку результат усреднения не может быть произведен по интервалу менее длины волны, а большая величина декремента обычно имеет место только внутри продуктивного слоя, то результат измерения неизбежно должен оказаться заниженным в число раз, выражаемое соотношением Ь^/ К, т.е. при h~10м и К~100 м. - по крайней мере на порядок. Поэтому наземные измерения в отличие от каротажа не позволяют достоверно установить соответствие коэффициента пористости величине КПОР~0,1, представляющей практический интерес. Однако и в этом случае выявление повышенной величины коэффициента пористости может быть полезным для геологоразведочной информации.
Заключение.
1) Высокая зависимость декремента затухания сейсмических волн от коэффициента пористости зондируемой геоакустической среды является основанием для корректного измерения декремента и, как следствие, коэффициента пористости по данным временного разреза с последующей интерпретацией характеристик нефте- газосодержания изучаемого месторождения по полученной информации.
2) Для слоя, имеющего мощность одного порядка с длиной волны - в условиях акустического каротажа - декремент может быть определен, как отношение приращения периода зондирующей волны к величине самого периода.
3) Достаточно большая величина коэффициента пористости - КПОР=О-1/2п>0,1 - в сочетании с информацией об удельного электрического сопротивлении поронаполняющего флюида позволят сделать достоверное заключение о наличии или отсутствии углеводородов в зондируемой геоакустической среде.
4) В случае, когда продуктивный пласт имеет малую относительную величину мощности - при наземных наблюдениях -для определения точной величины декремента требуется поправка, равная отношению длины волны к мощности слоя. Тем не менее, и в этом случае результат измерения декремента имеет повышенную величину и может быть полезен при оценке характеристик нефте- газосодержания.
5) Достоинствами методов, использующих «эффект затухания» являются отсутствие необходимости в протяженных профилях наблюдения и отсутствие необходимости во введении точной коррекции статики.
1. Рапопорт М.Б., Рапопорт Л.И., Рыжков В.И. Эффект сейсмической неупругости залежей углеводородов и его использование при поисках, разведке и эксплуатации нефтегазовых месторождений // Геофизика. - 1997. - № 8. - С. 14-21.
2. Гик Л.Д. Измерение коэффициента пористости по данным декремента затухания // Приборы и системы разведочной геофизики. - 2008. - №4. - С. 38-41.
3. Патент на изобретение № 2101732 от 10.01 1998. Авт Гик Л.Д.,
патентодержатель Объед. ин-т геол., геоф. и минер. СО РАН.
4. Гик Л.Д. Физическое моделирование распространения сейсмических волн в пористых и трещиноватых средах // Геология и геофизика. - 1997. - Т.38,№4 - С.804-815.
© Л.Д. Гик, В.А. Конторович, 2009
