О промышленном стандарте промысловой сейсмики

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

О промышленном стандарте промысловой сейсмики

А.В. Феоктистов, В.А. Феоктистов. ( г. Саратов)

Современная методика интеграции наземной сейсморазведки МОГТ 2Д/3Д, бурения, ГИС и скважинной сейсморазведки ВСП-НВСП в поляризационной модификации получила название «промысловая сейсмика» за счёт расширения круга решаемых задач по детальному изучению околоскважинного пространства на этапе разведки и эксплуатации месторождений.

Сложность любого месторождения связана со значительной пространственной неоднородностью пористости, глинистости, трещиноватости, флюидонасыщения и т.д. Об этих пространственных изменениях нельзя получить сколько-нибудь детального представления из опробования скважин, каротажа или анализа керна. Можно надеяться их определить лишь с помощью дистанционных геофизических измерений, в частности сейсмических [1,2]. Физическим обоснованием такой возможности служат исследования параметров и характеристик, связанных со скоростями и затуханием сейсмических волн в пористых и трещиноватых породах. Были установлены их тесные связи с пористостью, глинистостью, типом и фазовым состоянием флюидов, а также напряженно-деформированным состоянием и температурой среды [2,3].

Очевидным приложением результатов таких исследований являются технологии измерения сейсмических параметров с последующим их пересчётом через петрофизические зависимости в геологические параметры среды. Известны примеры решения таких «тонких» задач, как картирование пористости и проницаемости, обнаружение аномального порового давления, обнаружение трещиноватости и движения газовой шапки, прослеживание тепловых фронтов, заводнения, границ пара в продуктивном пласте, распределение многолетней мерзлоты [3]. Промысловая сейсмика - одна из таких технологий, ядром которой является поляризационный метод ВСП (ПМ ВСП) [4,5].

Основой для решения сложных задач служат: расширение количества измеряемых параметров (трёхкомпонентная регистрация); совместная интерпретация волн разных типов и интегрированная интерпретация разнородной геолого-геофизической информации (керн, ГИС, АКШ, ГГК-п, МОГТ, МПГС, МПВ, ПМВСП-ПМНВСП, ГДИ и др.). Используются амплитудно-фазовые характеристики полного вектора сейсмических колебаний упругих волн для прогнозирования петрофизических и ёмкостных свойств резервуаров - пористости, проницаемости, глинистости, песчанистости, трещиноватости, характера насыщения, напряжённого состояния среды и для оптимизации решения задач разработки месторождений.

Впервые промышленный стандарт промысловой сейсмики, определяющий перечень задач и средства их решения, был представлен в работах Гальперина Е.И. в 1980-82 г.г. [4,5]. Им же были предложены и организационные решения: одновременное планирование буровых и сейсмических работ; создание специальных партий промысловой сейсмики для одновременных наземных и скважинных наблюдений. Экономический эффект промысловой сейсмики определяется возможностью существенного сокращения числа дорогостоящих глубоких скважин, необходимого для разведки и разработки каждого месторождения. В дорыночную эпоху, когда нефтегазодобывающие объединения сами и бурили скважины, не было заинтересованности в такой экономии. Сейчас для нефтяных компаний снижение затрат весьма актуально.

Однако, научно-практическая конференция «Гальперинские Чтения-2001» (29-31 октября 2001 г., г. Москва) показала, что одновременное планирование буровых и сейсмических работ с промысловыми задачами имеет производственный характер лишь в стародобывающих районах Украины, Белоруссии, Татарстана [6]. В большинстве регионов России выполняются только отдельные элементы промысловой сейсмики. Основной упор делается на решении структурных задач, которые определяют поисковый этап и почти не задействуют огромный потенциал ПМ ВСП. На рисунках 1-5 показан пример комплексного использования наземной и скважинной сейсморазведки при разведке малоразмерных, сложно построенных месторождений, захороненных в девоне, характерных для Волго-Уральской НГП. В 2000 году сейсморазведкой 2Д (ОАО «Саратовнефтегеофизика») подготовлено под бурение Заречное поднятие в терригенных отложениях среднего девона (отражающий горизонт nD2vb - рис.1,а и 2,а). Поисково-оценочная скважина №1-Заречная дала промышленные притоки нефти и газа из песчаников воробъёвского горизонта, несмотря на расхождение данных сейсморазведки и бурения в - 23 м, сопоставимое с амплитудой сбросов, осложняющих структуру. Заложение следующей скважины №3 проводилось уже по структурной модели трёхмерной сейсморазведки 3Д, построенной в той же организации, но принципиально отличающейся в местоположении приподнятых участков и тектонических нарушений (рис.1,б и 2,б).

Рис.1. Заречное месторождение. Структурная карта по подошве Воробъёвских отложений: а) по данным сейсморазведки 2Д (ОАО «Саратовнефтегеофизика»); б) по данным сейсморазведки 3Д (ОАО «Саратовнефтегеофизика»); в) по данным сейсморазведки 3Д и ПМ ВСП-НВП скважин 1 и 4- Заречных (ЗАО «Геофизсервис»).

Рис.2. Глубинный динамический разрез по линии профиля 0799037: а) линейный профиль 2Д (среднескоростная миграция после суммирования ОАО «Саратовнефтегеофизика»); б) сечение куба 3Д (среднескоростная миграция после суммирования ОАО «Саратовнефтегеофизика»); в) сечение куба 3Д (глубинная миграция до суммирования «Парадайм Геофизикал Сервисиз, Лимитед»).

Рис.3. Заречное месторождение. Структурная карта по подошве воробъёвских отложений построений по данным ПМ ВСП-НВП скважин 1 и 4- Заречных (АООТ «Волгограднефтегеофизика»).

Рис.4. Глубинный динамический разрез по линии НВП2-4 (скв.1-Заречная), ВСП-НВП4 (скв.4-Заречная) (АООТ «Волгограднефтегеофизика»).

Рис.5. Сечение глубинного куба 3Д- PSDM по линии скважин 3, 1, 4 -Заречных. (ЗАО «Геофизсервис»).

Для проверки структурных моделей были проведены независимые исследования ПМ ВСП-НВП в скважине № 1, показавшие более пологое южное погружение структуры, что позволило заложить скважину №4 с сохранением межскважинного интервала. Аналогичные наблюдения ПМ ВСП-НВП были проведены АООТ «Волгограднефтегеофизика» и в скважине № 4-Заречной (рис.3, 4). По данным поляризационной модификации ВСП была построена толстослоистая скоростная модель для двух типов волн, но получить параметры анизотропии (трещиноватости), сведения о вещественном составе среды и глубинный разрез на обменных волнах исполнителям не удалось. Все три скважины продуктивны по результатам опробования в открытом стволе и колонне.

Для устранения многовариантности структурных моделей на площади 3Д съёмки ЗАО «Геофизсервис» были проведены тематические работы по обобщению и переинтерпретации всех имеющихся материалов с привлечением услуг и технологий углубленной интерпретационной обработки компании «Парадайм Геофизикал Сервисиз, Лимитед». Предполагалось достижение качественно новых данных за счёт применения трёхмерной глубинной миграции (PSDM - Pre-stack Depth Migration) и AVO- анализа. Ожидаемый результат был достигнут лишь по решению структурной задачи (рис.1,в, 2,в и 5).

За счёт достаточной параметристики (обобщения скоростных моделей ВСП по 14 скважинам на площади 80 кв.км.) и выбора правильного инструмента миграции (PSDM) удалось получить более контрастные признаки тектонических нарушений и уточнить структурный план терригенных отложений девонского возраста. По AVO-анализу геологическая задача была не выполнена. Для успешного и достоверного прогноза изменения вещественного состава среды в околоскважинном пространстве по данным сейсморазведки необходимо определение многопараметровых связей сейсмических атрибутов, керна и ГИС как в продуктивных, так и в фоновых скважинах на каждом месторождении (залежи), что достигается с наименьшими затратами только при одновременном планировании буровых и сейсмических работ с промысловыми задачами и безусловном выполнении отраслевых регламентов и руководящих документов (стандартов).

На этапах разведки и эксплуатации месторождений фактически лидерcтво в промысловой сейсмике перешло к сейсморазведке МОГТ-3Д, ставшей уже многокомпонентной [7, 8]. Трёхмерная сейсморазведка осуществляет картирование стратиграфических, литологических, сложно экранированных ловушек, планирование боковых и горизонтальных стволов, изучение пространственного распределения пористости и проницаемости, изучение карбонатных коллекторов. В материалах конференции «Геомодель-2000», «Геомодель-2001» специалистами «Парадайм Геофизикал Сервисиз, Лимитед» доказывается, что в сложной геологической обстановке AVO-анализ даёт возможность определить:

1-латеральные изменения типа порового флюида, которые важны сами по себе и могут быть связаны с латеральными вариациями степени трещиноватости;

2- оценку степени анизотропии, возможно связанной с однообразно ориентированной трещиноватостью;

3-распределение истинных (интервальных) скоростей S-волн, необходимых для оценки напряжённого состояния среды.

При этом, скорости S-волн рассчитываются по полю Р-волн. Возникает вопрос-нужны ли многокомпонентные измерения в скважинах (ПМ ВСП, многоволновая акустика) и в каком объёме? На ежегодном собрании Общества геофизиков-разведчиков (SEG) в 1998 году в Новом Орлеане голосование по вопросу: «Могут ли признаки AVO на Р-волнах быть количественными или нужны многокомпонентные данные?» продемонстрировало почти совершенное разногласие - 50:50 [9]. Ответ дан в регламенте по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений [РД 153-39.0-047-00], где (цитирую) «рекомендуется, чтобы плотность разведочных скважин с полным комплексом ГИС и проведением АК и ГГК-п для достоверного прогноза структурного плана пластов и их фильтрационно-ёмкостных свойств по данным сейсморазведки была не ниже, чем 1 скважина на 8-10 кв.км 3D.

Рекомендуется выполнение ВСП во всех поисковых и в 1-2 разведочных скважинах, на крупных месторождениях сложного строения - в 3-4 скважинах». В регламенте, к сожалению, не сказано о необходимости поляризационной модификации работ АК и ВСП, но это определено производственным стандартом промысловой сейсмики. Требования регламента на практике, зачастую, не выполняются. Виноваты в нарушении регламента и нефтяники и сейсморазведчики. Нефтяники за свои ошибки расплачиваются пустыми скважинами. Сейсморазведчики же от этого лишь выигрывают, так как относительно дешёвые работы ПМ ВСП заменяют на дорогостоящие работы 3Д/3К, которые без опорной информации скважинной сейсморазведки менее достоверны и многовариантны.

Ситуация может измениться при условии решения промысловых задач с помощью ПМ ВСП в комплексе с ГГК-п, многоволновым АК, сейсмоакустическим телевизором, пластовой наклонометрией, специальным анализом керна и переинтерпретацией наземной сейсморазведки в околоскважинном пространстве. Успешное применение скважинного комплекса доказано компанией Schlumberger, которая считает ВСП одним из методов ГИС. В России же геофизики пока не могут доказать отечественным нефтяным компаниям выгоду от применения ПМ ВСП и мало знакомы с проблемами промысловой геологии.

Результатом работ промысловой сейсмики должна быть детальная согласованная трёхмерная модель околоскважинного пространства в виде единой совокупности структурных, стратиграфических, структурно-формационных, литофациальных, емкостных и фильтрационных моделей. Наличие полного набора таких моделей (без пропусков) позволит решать практически все конкретные промысловые задачи: геологические, методические и технологические [10]. Размеры моделей по латерали и по глубине определяются в каждом конкретном случае методикой и качеством полевых работ ПМ ВСП-НВП, а также объёмом переобработки материалов наземной сейсморазведки. Следует иметь в виду, что прогнозирование разреза глубже забоя скважины по данным ВСП относится к успешно решаемым задачам промысловой сейсмики.

В настоящее время наблюдается снижение качества неразведанных ресурсов и подготовленных запасов [11]. Это проявляется в повсеместном уменьшении размеров и увеличении глубинности подготавливаемых под бурение объектов, в значительной выработанности высокопродуктивных пластов и росте доли трудно извлекаемых запасов, в снижении дебитов вновь открываемых и разведуемых месторождений. Уменьшение размеров объектов увеличивает риски бурения пустых скважин. В таких условиях нефтяные компании вынуждены сворачивать поисковые работы и усиливать работы по интенсификации притоков действующего фонда скважин. В качестве мероприятий по увеличению нефтеотдачи (МУН) пластов широко используются различные технико-методические средства: воздействие на призабойную зону и пласт (акустическое, вибрационное, электроискровое); гидроразрыв пласта; бурение боковых горизонтальных стволов (БГС) и горизонтальных скважин (ГС). Для планирования и контроля МУН, как, впрочем, и для поиска малоразмерных и сложно построенных объектов, требуется детальное знание модели их строения. Следовательно, доведение промысловой сейсмики до промышленного стандарта необходимо уже сегодня для всех регионов России. Это сулит выгоду и нефтяным и геофизическим сервисным компаниям.

Опыт работы ЗАО «Геофизсервис» в качестве супервайзера подрядных конкурсных геологоразведочных работ позволил установить, что потеря качества решения промысловых задач отечественными сервисными компаниями связана с разделением обработки и интерпретации на отдельные этапы и с интеграцией результатов работ различных элементов промысловой сейсмики, вместо реализации интегрального проекта [12-14].

Внедрение производственного стандарта промысловой сейсмики позволит нефтегазодобывающим предприятиям:

1-снизить риски и неопределённости на стадии поиска и оценки месторождений (залежей), а также разведочном этапе;

2-отказаться от бурения «лишних» скважин на этапе разведки и при разработке каждого месторождения;

3-повысить эффективность бурения скважин, в том числе наклонных и горизонтальных;

4-обосновать мероприятия по регулированию разработки месторождений;

5-планировать и контролировать мероприятия по интенсификации притоков УВ.

разведка сейсмика месторождение

Литература

Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: пер. с англ. / Под ред. А.Г. Ковалева. - М.: Недра, 1986.

Сейсмическая томография: пер. с англ. / Под ред. Г. Нолета. - М.: Мир, 1990.

Авчян Г.М., Матвеенко А.А., Стефанкевич З.Б. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях. М.: Недра, 1979.

Амиров А.Н., Гальперин Е.И. и др. Промысловая сейсмика-сейсмические исследования на этапе разведки и эксплуатации месторождений. - М.: Изв. ВУЗов, «Геология и разведка №7», 1980.

Гальперин Е.И. Вертикальное сейсмическое профилирование. М.: Недра, 1982.

«Гальперинские Чтения-2001». Тезисы докладов научно-практической конференции на тему: «Состояние и перспективы развития метода ВСП».-М.,2001.

Тезисы докладов на конференции «Геомодель-2002». Геленджик, 2002.

Стивен Л. Роуч Многокомпонентные наблюдения добавляют новые измерения в сейсморазведку 3Д. // Нефть и Капитал, 5/2001.

Guillaume Cambois. Can P-wave AVO be quantitative? // The Leading Edge, November, 2000.

Мушин И.А. Нефтегазовая сейсморазведка и сейсморазведчики в начале XXI века. // Геофизика. - 1999. - № 1.

Крылов Н.А. Ресурсы нефти и газа и их добыча. // Геология и геофизика, т.42, №11-12, 2001.

Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Параметрическое обеспечение структурно-формационной интерпретации. Тезисы докладов научно-практического семинара «Новые методы и технологии обработки и интерпретации геолого-геофизических данных при проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ», из-во Государственного учебно-научного центра «Колледж», Саратов, 1999.

Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Геологические и методические результаты применения ВСП - НВП в Саратовском регионе. Тезисы докладов «Гальперинские чтения-2001», Москва, 2001.

Феоктистов А.В., Аверьянова Е.Е., Феоктистов В.А. Поиск, разведка и детальное изучение месторождений горст-грабенного типа, захороненных в девоне, в современных условиях. Материалы научно-практической конференции «Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа», М., 2002.

Размещено на Allbest.ru