CC BY
70
Широко распространенной методикой выделения коллекторов и оценки характера их насыщенности в карбонатных разрезах является способ нормализации кривых БК и НК. Способ заключается в представлении кривых НК и БК в логарифмическом масштабе с модулем, обеспечивающим их совпадение в глинах (или водонасыщенных коллекторах) и плотных породах. Расхождение нормализованных кривых при превышении показаний БК над НК свидетельствует о наличии продуктивного коллектора. Используя традиционную методику нормализации, можно выделить продуктивные и фиктивно водонасыщенные прослои, которые будут отнесены к пелитоморфным интервалам. Этот способ не подходит при изучении разреза КПО, содержащего пелитоморфные прослои, незакономерно чередующиеся с
продуктивными коллекторами. Стандартный подход к нормализации затрудняет массовую одновременную обработку большого числа скважин из-за необходимости получения регрессионного уравнения по каждой скважине индивидуально.
Поэтому в данной работе способ нормализации был преобразован. Кривые НГК и БК были сначала пронормированы в пределах от 0 до 1 по опорным пластам без проникновения: глины — 0, плотные — 1, что является аналогом двойного разностного параметра. Затем производилось совмещение нормированных кривых БКнорм и НКнорм в значениях 0 и 1 по указанным опорным пластам. Во всем интервале продуктивного разреза рассчитывалась разница между нормированными кривыми. Превышение БКнорм над НКнорм (БКнор">НКнор") свидетельствует о наличии
Рис. 6 — Примеры результатов интерпретации ГИС с использованием модифицированного метода нормализации
Рис. 7 — Сравнение методик нормализации
продуктивного коллектора; БКнор"=НКнор" или БКнор"<НКн°|ж<0 _ 0 наличии пелитоморфной породы, УЭС по БК которой самое низкое по разрезу и часто ниже сопротивления глин.
На графике нормализации (рис. 5) обозначены «плотные» и «глины» — показания нормированных методов в интервалах опорных пластов, по которым производится совмещение кривых БК и НК. Индекс «уплотненные» соответствует интервалам пород, в которых пористость по данным ГИС меньше граничного значения и показания нормализованных кривых равны.
В качестве количественного критерия для выделения коллекторов использовалась граничная пористость Кпгр=11%, полученная по данным керна, и соответствующее граничное значение относительной амплитуды НК Д! =0.3 д.ед.
п,гр м м
Для того, чтобы повысить достоверность выделения продуктивных коллекторов с использованием нормализации, что зачастую сопряжено с низким качеством записи ГИС, сложностью увязки методов между собой в данном разрезе, по скважинам с уверенным выделением коллекторов по результатам испытаний и по прямым качественным признакам было принято не просто расхождение между нормализованными кривыми, а увеличенное на 30% (0.3 д.ед.) для однозначного выделения коллекторов по нормализации: Кп>Кпгр и БКн°р">0.3+НКн°р". Пример выделения продуктивных коллекторов, плотных и пелитоморфных пород с использованием модифицированного метода нормализации представлен на рис. 6.
При сопоставлении традиционной и модифицированной методик нормализации было установлено, что модифицированная методика позволяет более четко и точно выделять литологические разности (рис. 7).
Согласно проведенному анализу результатов интерпретации ГИС по нескольким сотням скважин изучаемого месторождения, произошло увеличение средних эффективных нефте-насыщенных толщин по данному продуктивному объекту КПО (рис. 8). После предыдущего подсчета запасов в процессе разработки месторождения производилась дополнительная перфорация в интервалах с отсутствием коллектора по стандартной обработке ГИС. Были получены притоки нефти, что свидетельствовало о наличии коллекторов. Также при рассмотрении материалов предыдущего подсчета запасов экспертами ГКЗ было отмечено существенное недовыделение нефте-насыщенных толщин. С применением предлагаемого подхода толщины продуктивных коллекторов выделяются более обоснованно.
Итоги
Показаны особенности строения каширо-по-дольских отложений.
Модифицирована методика выделения коллекторов и литологического расчленения разреза.
Выводы
При незакономерном чередовании в разрезе продуктивных коллекторов и пелитоморфных пород остро стоит проблема литологического расчленения разреза.
Предложена методика уверенного выделения коллекторов и их отделения от пелитоморфных прослоев.
Рис. 8 — Пример довыделения эффективных нефтенасыщенных толщин
Список литературы
1. Виссарионова А.Я., Тюрихин А.М. Литологические особенности карбонатных отложений девона
и карбона Башкирии // Вопросы геологии и нефтеносности Башкирии. 1963. №11. С. 35-50.
2. Дворецкий В.Г., Ручкин А.В. Усовершенствование методики и комплекса геофизических исследований карбонатных отложений Волго-Уральской области // Геология нефти и газа. 1963. №11. С. 17-20.
3. Шутихин В.И. Исследование фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пород по керну разведочных площадей и месторождений Башкирии. Отчет БашНИПИнефть. Уфа. 1993. 146 с.
4. Шутихин В.И., Проняков В.А., Сахаутдинов А.Б. Исследование фильтрационно-емкостных
и петрофизических свойств продуктивных пород по керну разведочных площадей регионов Башкортостана для подсчета запасов и интерпретации данных ГИС. Отчет БашНИПИнефть. Уфа. 1966. 161 с.
ENGLISH
GEOPHYSICS
Features of the structure and identification the complex reservoirs of Kashirskian-Podolskian deposits on an example of one of the fields of Bashkortostan
Authors:
Anna D. Komova — head of petrophysics section1; adkomova@cge.ru
Tat'jana F. Dyakonova — professor, Sc. D., head of geoinformation technologies department1; tfdyakonova@cge.ru Tat'jana G. Isakova —chief specialist in petrophysics and the estimation of reserves1; tgisakova@cge.ru Ol'ga R. Privalova — head of section of log data interpretation2; PrivalovaOR@bashneft.ru Gul'naz R. Amineva — chief engineer of section of log data interpretation2; AminevaGR@bashneft.ru
1MCGE" JSC, Moscow, Russian Federation 2"BashNIPIneft" LTD, Ufa, Russian Federation
UDC 550.3
Abstract
The structure of complex Kashirskian-Podolskian carbonate reservoirs of Bashkortostan is considered. The sediments are a complex deposit system represented by alternation of dense carbonate lithological varieties, productive reservoirs and nonproductive microgranular chalky pelitomorphic rocks, which can contain both bound and free water. Irrational alternation of listed above lithological varieties cause difficulties in log data interpretation. The features of reservoir identification and
estimation of fluid content in Kashirskian-Podolskian deposits are represented.
Materials and methods
The modified technique of reservoir and lithological identification in Kashirskian-Podolskian deposits.
Results
The features of the structure of Kashirskian-Podolskian deposits are presented. The technique of reservoir and lithology identification is modified.
Conclusions
At irregular alternation in the section of productive reservoir rocks and pelitomorphic intervals the problem of lithologic identification is particularly pointed. The confident technique of reservoir identification and separation from pelitomorphic intervals is suggested.
Keywords
core, log data, hole formation tests, carbonate deposits
References
Vissarionova A.Ya., Tyurikhin A.M. Litologicheskie osobennosti karbonatnykh otlozheniy devona i karbona Bashkiri [The lithological features of carbonate rocks of Devonian and Carboniferous Bashkiria]. Voprosy geologii i neftenosnosti Bashkirii, 1963, issue 11, pp. 35-50. Dvoretskiy V.G., Ruchkin A.V. Usovershenstvovanie metodiki i kompleksa geofizicheskikh issledovaniy karbonatnykh otlozheniy Volgo-Ural'skoy oblasti [Improving
techniques and complex geophysical studies of carbonate deposits of the Volga-Ural region]. Geologiya nefti i gaza, 1963, issue 11, pp. 17-20.
3. Shutikhin V.I. Issledovanie fil'tratsionno-emkostnykh svoystvproduktivnykh porod po kernu razvedochnykh ploshchadey i mestorozhdeniy Bashkirii [Research of permeability and porosity properties of productive layers by core of exploration areas and oilfields in Bashkortostan]. BashNIPIneft report, Ufa, 1993, 146 p.
4. Shutikhin V.I., Pronyakov V.A., Sakhautdinov A.B. Issledovanie fil'tratsionno-emkostnykh i petrofizicheskikh svoystv produktivnykh porod po kernu razvedochnykh ploshchadey regionov Bashkortostana dlya podscheta zapasov i interpretatsii dannykh GIS [Research of permeability and porosity properties and petrophysical properties of productive layers by core of exploration areas in Bashkortostan regions for counting inventory and interpretation of GIS data]. BashNIPIneft report, Ufa, 1966, 161 p.
ГЕОФИЗИКА
УДК 550.3
Эмиссионно-томографические подходы в сейсмических исследованиях
Б.М. Шубик
к.ф.-м.н., в.н.с. bmshubik@mail.ru
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
На основе принципов эмиссионной томографии разработаны новые более эффективные методы трехмерного картирования активных сред, обнаружения и локализации сейсмических и микросейсмических источников в режиме мониторинга реального времени. Разработана также система трехмерной сейсморазведки сложных сред методами дифракционной томографии с управляемым облучением и адаптивной фильтрацией.
Материалы и методы
Данные сейсмических групп с записями микросейсм, сейсморазведочные данные и данные сейсмологических сетей и групп. Методы сканирования среды и оптимальной адаптивной фильтрации.
Ключевые слова
микросейсмы, томография, эпицентрия, локация, мониторинг, дифракция, адаптация
По существу, томография — эффективный способ получения данных о внутренней структуре путем анализа сигналов, проходящих через объект. В методах трансмиссионной томографии источники сигналов располагаются вне исследуемого объема, а в методах эмиссионной томографии анализируются сигналы от внутренних источников (эммитеров или переизлучателей) в исследуемой среде.
Методы эмиссионной томографии позволяют извлечь информацию о строении и состоянии среды на основе регистрации микросейсм. Развитию методов предшествовали исследования сейсмических шумов на поверхности земли, в штольнях и скважинах, у истоков которых стоял Е.И. Гальперин [1].
Присутствие в среде источников сейсмического излучения или контрастных не-однородностей приводит к появлению когерентных компонент в случайном волновом поле, зарегистрированном на поверхности. Используя данные площадной группы (сейсмической антенны) и оценивая по ним энергию когерентного излучения из внутренних точек среды, можно построить трехмерные карты распределения микросейсмической активности или 3D "изображение" сейсмически шумящих объектов и контрастных неод-нородностей. При этом для оценки энергии когерентного излучения используется предложенная проф. А.В. Николаевым идея сканирования среды лучом сейсмической антенны [2].
В рамках данного сообщения кратко освещаются три темы, тесно связанные между собой единым подходом:
(I). Анализ микросейсм.
(II). Автоматическая система сейсмического мониторинга реального времени.
(III). Трехмерная сейсморазведка (3D дифракционная томография с направленным облучением).
(I). В начале 90-х гг. в рамках Советско-Исландской геолого-геофизической экспедиции РАН были проведены успешные исследования по трехмерному картированию активных гидротермальных зон, на основе анализа микросейсм, зарегистрированных мобильной сейсмической группой.
Впервые было показано, что картина пространственного распределения энергии эндогенных микросейсм стабильна во времени. Анализ этого распределения и сопоставление рассчитанной модели с другими геофизическими полями и температурными аномалиями, выполненное исландскими геофизиками, показали, что трехмерная картина энергии сейсмических шумов (5х6 км до 2 км глубины), соответствует реальному распределению гидротермальной активности [3, 4, 5].
Проведенные пионерские исследования дали толчок интенсивному развитию разнообразных методов пассивной сейсморазведки и сейсмического мониторинга, широко применяющихся в настоящее время. Разработанная методика может использоваться для решения многих разведочных задач.
На рис. 1 (а, б) приведен пример обработки реальных микросейсмических данных, зарегистрированных мобильной площадной группой в гидротермальной зоне.
(II). Описанные подходы были использованы для разработки робастного и быстрого метода обнаружения и локализации реальных сейсмических источников разного масштаба и создания автоматической системы сейсмического мониторинга.
a)
б)
Рис. 1 — a) Пример скомпилированной карты сейсмической эмиссии, ассоциированной с гидротермальной активностью на глубине 1800 м. Карта рассчитана по данным 10 сейсмических антенн размером 1000х600 м; б) Сопоставление полученных результатов с данными электроразведки [6].
Метод применялся для оценки координат эпицентров и гипоцентров слабых землетрясений, карьерных взрывов [7, 8, 9]. На рис. 2 показан пример обработки реальных данных (обнаружение эпицентра и гипоцентра слабого местного землетрясения, зарегистрированного локальной сетью Израиля). Площадь сканирования 255х255 км (рис. 2).
Разработанный метод может стать основой современных технологий полностью автоматической массовой обработки данных сейсмических сетей и групп в режиме реального времени. Использование данных ВСП и многомерной адаптивной фильтрации позволяет существенно повысить надежность и разрешающую способность метода. Метод может использоваться для картирования активных зон и распределения микроземлетрясений (например, при разработке сланцевых месторождений), а также для анализа временной эволюции афтершоковой активности при изучении очагов.
(III). Основным и наиболее эффективным способом поиска и разведки структур, к которым приурочены нефтяные и газовые месторождения, остается метод ОГТ. По сути дела, ОГТ представляет собой частный случай пространственной системы возбуждения и приема сейсмических сигналов, которая обеспечивает возможность фокусировки сейсмических волновых полей на внутренних точках среды. Принципиальная особенность технологии ОГТ состоит в том, что метод ориентирован в основном на выделение и прослеживание границ и плохо работает в сложных средах с невыдержанными границами, часто представляющими разведочный интерес. В основе предлагаемого нами подхода лежит идея перехода от корреляции отражений и трассирования отражающих границ к сканированию среды с использованием направленных свойств пространственных систем излучения и приема.
Суть развиваемого нами метода 3D дифракционной томографии с направленным облучением сводится к использованию
управляемых компьютером излучающей и приемной пространственных систем для формирования направленного излучения и приема сейсмической энергии, синхронному сканированию среды этими двумя лучами и оптимальной адаптивной фильтрации. В процессе такой обработки появляется возможность построения трехмерного изображения внутренней структуры среды. На метод был получен ряд патентов РФ [10, 11, 12, 13].
На рис. 3 показан пример обработки реальных данных, полученных совместно с кафедрой сейсмометрии геологического факультета МГУ. Результатом обработки являются не временные разрезы, а трехмерное изображение мелко заглубленного объекта (инженерного туннеля).
Итоги
(I) Впервые было показано, что пространственное распределение энергии эндогенных микросейсм стабильно во времени. Метод эмиссионной томографии может использоваться для решения многих разведочных задач.
(II) Предложен метод обнаружения и локализации сейсмических событий разного масштаба. Могут использоваться все доступные типы волн (в режиме когерентного или некогерентного анализа).
(III) Разработанный метод 3D сейсморазведки позволяет повысить разрешающую способность и надежность обнаружения неод-нородностей за счет двойной фокусировки излучающей и приемной сейсмических антенн на внутренних точках среды, накопления и оптимальной согласованной адаптивной фильтрации принимаемых сигналов.
Выводы
Данное исследование дало толчок интенсивному развитию разнообразных пассивных сейсмических методов, широко применяющихся в настоящее время. Предлагаемый новый метод обнаружения и локализации событий обеспечивает
возможность оперативного анализа и мониторинга сейсмичности, связанной с макро и микро источниками, в том числе контроля ГРП. Метод 3D сейсморазведки может быть использован для дополнительной обработки сложных фрагментов уже имеющихся сей-сморазведочных данных ОГТ с целью картирования локальных неоднородностей в зонах нарушения прослеживаемости границ. Для этого комплекс может быть встроен в современные системы обработки сейсмораз-ведочных данных.
Список литературы
1. Гальперин Е.И., Винник Л.П., Петерсен Н.В. О модуляции высокочастотного сейсмического шума приливными деформациями литосферы // Известия АН CCCP. Физика Земли. 1987. № 12.
С. 102-109.
2. Nikolaev A.V., Troitsky Р.А. ШИозрИепс studies based on array analysis of Р-coda and microseisms. Tectonoрhysics, 1987, Vol. 140, issue 2, pp. 103-113.
3. Шубик Б.М., Киселевич В.Л., Николаев A.B., Рыкунов Л.Н. Микросейсмическая активность в гидротермальной области. Физические основы сейсмического метода. Нетрадиционная геофизика. М.: Наука, 1991. C. 143-158.
4. Shubik B.M., Nikolaev A.V., Rykounov L.N., Kiselevich V.L. and Flovenz O.G. Array based seismic emission tomograрhy. XXV General Assembly ESC. Reykjavik, Iceland, 1996. p. 37.
5. Shubik B.M. Seismic emission tomography techniques. Knowledge for the Future. International Union of Geodesy and Geophysics (IUGG) IAHS IAPSO IASPEI Joint Assembly Gothenburg, abstracts. Sweden, July, 2013.
6. Arnasson K., Flovenz O.G. Evaluation of physical methods in geothermal exploration of rifted volcanic crust, Transactions of Geothermal Resources Council, 1992, Vol. 16, pp. 207-214.
Рис. 2 — Пример обнаружения эпицентра и гипоцентра слабого местного землетрясения,
зарегистрированного локальной сетью Израиля. Вверху, слева — схема размещения 8 станций локальной сети, внизу — запись местного землетрясения, зарегистрированного на 8 станциях сети, вверху, справа — обнаружение эпицентра — карта распределения рассчитанных оценок сигнал/помеха на площади 255 х 255 км
Рис. 3 — Пример обработки реальных данных, полученных совместно с кафедрой сейсмометрии геологического факультета МГУ. Показаны 10 горизонтальных
