CC BY
19
ПРОГНОЗ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ НЕФТЕНАСЫЩЕННОГО КОЛЛЕКТОРА ПО СЕЙСМИЧЕСКИМ ДАННЫМ
В.А.Поздняков, Р.В.Кабанов (ЗАО "Красноярскгеофизика")
На этапе обработки данных нефтегазопоисковой сейсморазведки широкое развитие получили миграционные методы формирования волновых изображений геологических сред. Однако применение этих методов не всегда позволяет установить связь между волновыми отображениями локальных геологических объектов, сейсмическими атрибутами и фильтрационно-емко-стными характеристиками среды. В сложных сейсмогеологических условиях Сибирской платформы все более актуальными становятся вопросы создания гибких технологий обработки данных, позволяющих учитывать локальные свойства исследуемых геологических объектов, то есть объектно-ориентиро-ванных технологий.
Известно, что изображения границ осадочных напластований с различными сейсмоакустическими свойствами формируются как суперпозиция волновых образов точек, каждая из которых может порождать свою рассеянную волну. Даже если сейсмоакустические параметры меняются по латерали незначительно, реальные отражающие границы в среде не всегда являются гладкими (зеркальными). В связи с наличием в среде локаль-но-неоднородных либо нечетко выраженных литологических замещений, зон повышенной трещиновато-сти либо зон аномального напряженного состояния горных пород границы объектов являются шероховатыми (незеркальными). Наличие в осадочных толщах локаль-
но-анизотропных объектов типа тектонических нарушений, зон выклинивания, органогенных построек, эрозионных поверхностей, контактов различных флюидов (например, вода — нефть — газ) приводит к локальным изменениям фона рассеянных волн. Таким образом, при присутствии локальных сейсмоаку-стических неоднородностей в среде зарегистрированное волновое поле можно представить как суперпозицию зеркальных (отражения от протяженных, гладких границ раздела в среде) и незеркальных (рассеивающие, шероховатые объекты) компонентов. Незеркальные объекты часто проявляются в виде локальных амплитудно-фазовых изменений интерференционной картины с аномально низкой энергией. Нередко именно поле рассеянных волн дает весьма ценную информацию о слабоконтрастных объектах в геологической среде, которые являются предметом поиска и обнаружения нефтегазовых залежей.
До настоящего времени селекция рассеянных волн остается одной из важных и вместе с тем сложных задач при обработке и интерпретации сейсморазведочных данных. Решение этой задачи требует продолжения теоретических и экспериментальных исследований. Рассмотрим один из таких подходов к решению практических задач нефтегазопоисковой сейсморазведки. Для прогноза фильтрацион-но-емкостных свойств нефтенасы-щенного коллектора предлагается использовать специальную техно-
логию фокусирующего преобразования (^-технологию) сейсмограмм. Технология базируется на модифицированном интегральном миграционном преобразовании Кирхгофа. В ЗАО "Красноярскгеофизика" разрабатывается методика и создано специализированное программное обеспечение, реализующее Лтех-нологию в рамках обрабатывающей системы РгоМАХ. Это позволяет выделять и анализировать аномальные рассеянные компоненты сейсмического волнового поля при обработке данных 2D, 2D3C и 3D (Го-льдин С.В., Смирнов М.Ю., Поздняков В.А. и др., 2004; Поздняков В.А., Ледяев А.И., 2001; Поздняков В.А., Чеверда В.А., Ефимов A.C. и др., 2003). Технология позволяет в интерактивном режиме рассчитывать и осуществлять анализ миграционных скоростей, формировать волновые изображения среды отдельно для отраженных и рассеянных (от дифрагирующих объектов) полей времен. Рассмотрим возможность прогноза параметров карбонатного пла-ста-коллектора на основе применения ^-технологии для нефтегазо-конденсатного месторождения на северо-востоке Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области Лено-Тун-гусской нефтегазоносной провинции.
Для определения параметров регистрируемых волн от локальных объектов среды, формирования сейсмических изображений на площади работ была проведена стандартная кинематическая обработка данных по методу ОГТ (более 600 км с кратностью системы наблюдения
Рис. 1. СОПОСТАВЛЕНИЕ ФРАГМЕНТОВ РАЗРЕЗОВ КОЭФФИЦИЕНТОВ КОГЕРЕНТНОСТИ (А)
И ЭНЕРГИИ РАССЕЯННЫХ ВОЛН (Б)
1 - локальная область
от 6 до 48). Для изучения динамических особенностей сейсмических отражений использовались исходные сейсмограммы без амплитудных регулировок, а также полученные в ходе кинематической обработки скоростные зависимости и статические поправки. Формирование временных разрезов с сохранением истинного соотношения амплитуд выполнялось с использованием методов коррекции геометрического расхождения и неупругого поглощения, оценки амплитуд отраженный волн в целевом окне и их последующего выравнивания в связи с неидентичностью поверхностных условий возбуждения и приема, поверхностно-согласованной деконволюции, миграции сейсмограмм до суммирования по алгоритму продолжения сейсмического волнового поля. После анализа результатов обработки с привлечением данных ГИС и бурения скважин установлены границы локальных участков нарушения сплошности пород. После этого для выбранных на площади работ участков была выполнена специальная обработка сейсмических данных с использованием оригинальных авторских про-граммно-технологических разработок (Поздняков В.А., Ледяев А.И., 2001), направленная на выделение рассеянного компонента сейсмического поля. Для каждого профиля были получены селективные (по апертуре сноса) и сопряженные (суммарные) разрезы рассеянной энергии волн. На рис. 1 показаны в сопоставлении изображения различных модификаций волнового поля по профилю 1—1'. Фрагмент разреза когерентности представлен как результат постстековой обработки мигрированного разреза ОГТ (модуль PostStack пакета Seis-Work). Корреляция проведена по латеральным максимумам функции когерентности. Энергетические аномалии поля рассеянных волн были наложены на изображение мигрированного разреза ОГТ (см. рис. 1, 6).
В целевом интервале 0,4-0,7 с отчетливо фиксируются локальные зоны повышенной энергии рассеянных волн и участки понижения когерентности. При сопоставлении изображений, представленных на рис. 1, Д Б, видна хорошая согласованность различных компонентов волнового поля при отображении выделенной в центре фрагмента локальной области. Пониженным значениям когерентности на разрезе ОГТ соответствуют зоны повышенных значений энергии рассеянного компонента волнового поля, полученного в результате обработки по /^технологии. Положение зон повышенной энергии рассеянных волн также хорошо согласуется с расположением зон деструкции, полученных по данными бурения.
Необходимо отметить, что в данном случае ^-преобразование применялось именно как объектно-ориентированная процедура, направленная на выделение контрастных локальных дифрагирующих объектов в среде путем целенаправленного выбора параметров интерференционных систем, апертур миграции и параметров оператора взвешенного суммирования. При этом следует учитывать, что понижение когерентности вдоль целевого горизонта может быть связано с возрастанием "шумового" компонента, обусловленного увеличением микросейсм в процессе полевых работ и недоучетом влияния различного рода интрузий или зон растепления в верхней многолетнемерз-лой части разреза. За счет высокой статистики накапливания и регулируемой характеристики направленности интерференционной /^системы суммарный разрез после преобразования имеет более высокое отношение сигнал/помеха, что позволяет более точно локализовать неоднородности и проводить их разбраковку. Так, в начале и конце профиля 1 — 1' наблюдаются узкие субвертикальные энергетические аномалии рассеянных волн, которые совпадают с флексурообраз-
ными перегибами отражающих горизонтов (см. рис. 1). Вполне возможно, что повышенный уровень рассеянных волн фиксирует малоамплитудные разрывные нарушения и повышение трещиноватости в пределах флексур. В центральной части профиля на фоне субгоризонтального залегания отражающих горизонтов по уровню венда — нижнего кембрия отмечается обширная (> 10 км) зона, дифференцированная по энергии рассеянных волн. При таком комплексном подходе очевиден прирост общей информативности на этапе обработки.
Полученные в результате специальной обработки динамические параметры и их трансформанты анализировались с точки зрения их информативности при прогнозе параметров месторождения — мощности коллектора, его газо- и неф-тенасыщенной части, пористости и проницаемости. На первом этапе анализ проводился в профильном варианте, а затем по наиболее информативным характеристикам волнового поля были построены схемы изменения этих характеристик по площади. Для минимизации невязок при корреляции сейсмической энергии на пересечении профилей применялся модуль Seismic Balance пакета SeisWork в режиме коррекции времени, фазы и амплитуды. После увязки двухмерных профильных изображений построена серия карт энергии рассеянных сейсмических волн в интервале продуктивного горизонта. При формировании карт распределения по площади энергии поля рассеянных волн было опробовано несколько временных окон — от узкого окна 30 мс с центром на амплитудном максимуме горизонта до широкого окна с верхней границей на 20 мс выше горизонта и 100 мс ниже (рис 2, А, Б). Положение крупных аномальных зон при различных окнах интегрирования изменяется слабо, что обусловлено субвертикальной структурой поля рассеянных волн.
GEOPHYSICAL INVESTIGATIONS
Рис. 3. ЗАВИСИМОСТЬ ЭНЕРГИИ РАССЕЯННЫХ ВОЛН ОТ ЭФФЕКТИВНОЙ МОЩНОСТИ КОЛЛЕКТОРА (А, Б) И ПРИВЕДЕННОГО ДЕБИТА НЕФТИ В СКВАЖИНАХ (В, Г)
45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0
А ДДА
М А А
0 50 100 150 200
Энергия рассеянных волн,усл. ед.
250
45,00
Q.
40,00
<D
с; О 35,00
13
и 30,00
О
25,00
к (В 20,00
ей
* 15,00
-я-
-9-10,00 о
□ □
□
□ I ЧР §
□
0 20 40 60 80 100 120 160 160 180 200 Энергия рассеянных волн,усл. ед.
4,50 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50
В
ч
>
О
о о о
j;=0,003x+0,9111 Д2=0,0208
О
0 50 100 150 200
Энергия рассеянных волн,усл. ед.
£ lis 1=
Ч
>
250
20 40 60 80 100 120 140 160 180 Энергия рассеянных волн,усл. ед.
Наблюдаемая в центре профиля/—/' аномалия (см. рис. 1) не является самой крупной по размерам и амплитуде, возможно, что в пределах других аномалий будут получены повышенные дебиты в скважинах.
Исходя из предположения, что в интервале целевых отложений аномальные зоны нарушения сплошности пород могут быть связаны с улучшенной нефтеотдачей и повышением дебита в скважинах, необходимо было установить связь между фильтрационно-емкостны-ми параметрами коллектора и сейсмическими атрибутами, в частности, с энергией поля рассеянных волн. После детального анализа результатов по площади установлено, что повышенный уровень
рассеянной энергии на ^-разрезах и уменьшение когерентности в поле отраженных волн на мигриро-ванных разрезах ОГТ указывают на локальные изменения сейсмоаку-стических характеристик среды, связанных с пластом-коллектором. Наложение изображений и совместная интерпретация полей отраженных и рассеянных волн с данными ГИС, бурения и испытания скважин позволили выявить зоны повышенной трещиноватости, очевидно, связанные с улучшенными фильтрационно-емкостными параметрами коллектора и наибольшей продуктивностью скважин в пределах месторождения. Таким образом, на качественном уровне была установлена связь локальных энер-
гетических аномалий рассеянных волн с наиболее продуктивной частью целевых отложений.
Изучение количественных характеристик связи энергии рассеянных волн с мощностью коллектора, средневзвешенными по каждой скважине пористостью и проницаемостью, а также с удельным дебитом (дебит, нормированный на снижение давления при испытании и длиной интервала перфорации), позволило установить следующие закономерности (рис. 3). При использовании в расчетах данных по всему массиву скважин, расположенных в пределах месторождения, количественно значимых зависимостей не установлено (см. рис. 3, А, В). При использовании в расчетах скважин-
Рис. 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ СИГНАЛ/ПОМЕХА ВДОЛЬ ЦЕЛЕВОГО ГОРИЗОНТА, СВЯЗАННОГО С ПРОДУКТИВНЫМ ПЛАСТОМ
ных данных вдоль 48-кратных профилей/— I' ]лП—П' (ал. рис. 2, 4) с наиболее высоким отношением сигнал/помеха и временной разрешен-ностью записи наблюдается значимая зависимость между энергией рассеянных волн и удельным дебитом с достоверностью й2 = 0,4587 (см. рис. 3, Г). Как следует из рис. 3, В, высоким значениям рассеянной энергии могут соответствовать низкие удельные дебиты. Это связано с неравномерностью распределения сейсмических материалов
по площади и низким отношением сигнал/помеха на некоторых профилях. Распределение отношения сигнал/помеха резко изменчиво по площади во временном интервале вблизи целевого горизонта (рис. 4), что обусловлено использованием сейсмических материалов, значительно отличающихся по качеству и полученных в разные годы с разными методиками полевых работ. Тем не менее, наличие на площади работ кондиционных материалов с относительно
высоким отношением сигнал/помеха (не менее 2) и на окончательном суммарном разрезе) и достаточное число опорных скважин позволили провести прогноз зон повышенной нефтегазопродуктивно-сти. Полученные результаты свидетельствуют о возможности повышения информативности сейсморазведки на основе применения объектно-ориентированной Я-тех-нологии.
О В-А.Поздняков, Р.В.Кабанов, 2005
The article is devoted to very urgent problem of determining rock-fluid system properties of reservoirs under particularly complicated seismogeological environment of Siberian platform using dispersed seismic waves. Quite sufficient experience of forecasting material composition of rocks and their rock-fluid system properties by data of commonly used procedures of reflection waves transformation and interpretation results both collected in Russia and abroad witnesses absolute information content of these methods for contrast wave pictures. To a considerable extent, that holds true to platform sediments of Urals-Povolje, West Siberia, Timano-Pechora province, young strongly dislocated sediments of Cis-Caucasus.
Ancient sedimentary formations of Vendian-Riphean age with which is associated commercial oil and gas potential of Siberian platform are characterized by the presence in geological environment lo-cal-anisotropic objects (lithological replacements, erosional surfaces, systems of low-amplitude tectonic faults). That in its turn is responsible for predominance in the corresponding wave fields the local amplitude-phase changes with abnormal low energetics caused by dispersed waves.
Applying such experience to other regions, in particular under strongly dislocated, highly metamorphosed rocks occurrence conditions seems to be very promising.
УВАЖАЕМЫЕ ЧИТАТЕЛИ!
Вышла в свет книга "МОРСКАЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКА" / под ред. А.Н.Телегина. - М.: Изд-во "Геоинформмарк", 2004. — 237 с.
В книге изложены особенности проведения сейсмических работ на море. Рассмотрены различные сейсмические методы исследований, методика и технология получения данных и последовательность обработки морских материалов. Применение сейсморазведки на море имеет свою специфику. Водный слой обладает особыми акустическими свойствами: в нем не образуются и не распространяются поперечные колебания, кроме того, происходят специфические физические явления, например, реверберация волн (многократные отражения между поверхностью воды и дном моря). Особое внимание обращено на технологию проведения сейсмических работ на море, аппаратуру и технические средства различных сейсмических методов. Показаны источники сейсмических колебаний, применяемые при морских работах, сейсмические датчики и регистраторы. Отдельно рассмотрены навигационное обеспечение морских сейсмических работ и привязка точек наблюдений.
Издание рассчитано на геофизиков и геологов, занимающихся сейсмическими работами на море; оно будет также полезно всем специалистам, связанным с геофизическими работами.
По вопросам приобретения книги можно обратиться по адресу
115172 Москва, ул.Гончарная, 38, ООО "Геоинформмарк" или по тел /факс: (095) 915-67-24; e-mail: infc@geomform.ru
