Прогнозирование нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Тема:

Прогнозирование нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы

Барышев Леонид Алексеевич

Иркутск - 2009

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном научно-производственном геологическом предприятии «Иркутскгеофизика»

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Колесов Сергей Васильевич, ГФУП «ВНИИгеофизика», г. Москва

доктор технических наук Ломтадзе Валерий Валерьевич, Иркутский государственный технический университет, г. Иркутск

доктор геолого-минералогических наук, профессор Исаев Виктор Петрович, Иркутский государственный университет, г. Иркутск

Ведущая организация:

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, г. Новосибирск

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Иркутского государственного технического университета, г. Иркутск, ул. Лермонтова 83

Отзывы на автореферат в 2-х экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по указанному адресу ученому секретарю совета к.г.-м.н. Галине Дмитриевне Мальцевой

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат геолого-минералогических наук профессор Г.Д. Мальцева

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Сегодня каждый из этапов геологоразведочного процесса принято завершать созданием модели резервуара, содержащего углеводородное сырье. Детальность модели и полнота описания ее физических и геологических свойств повышаются по мере накопления геолого-геофизических данных от регионального этапа исследований к эксплуатации нефтегазовых залежей. В конечном итоге модель геологического объекта (резервуара) представляет собой результат интегрированной интерпретации данных комплекса геолого-геофизических методов.

В комплексе геофизических методов на нефть и газ сейсморазведка традиционно играет лидирующую роль в решении задачи прогноза. Разработанные в последнее десятилетие программно-методические комплексы (технологии) прогнозирования емкостных свойств коллекторов существенно расширили возможности сейсмического метода исследований в создании моделей нефтегазовых залежей. Большой арсенал средств и методов преобразования (инверсии) волновых разрезов в различные физические параметры среды (импеданс, скорость) и их многочисленные математические трансформанты (амплитудные, частотные) позволяет достаточно успешно прогнозировать коллекторские свойства осадочных комплексов. Однако в сложных сейсмогеологических условиях Восточной Сибири, когда аномальные эффекты от залежей часто соизмеримы с различного рода помехами, имеющими неслучайный (регулярный) характер, использование большого количества динамических параметров для построения модели геологического объекта не является гарантией надежного прогноза. Поэтому при интерпретации сейсмических данных особенно актуальной является проблема раскрытия системных взаимосвязей между различными характеристиками (структурными, литологическими, петрофизическими и т.п.) среды и сейсмическими волновыми полями. Надежность прогноза и самой модели геологического объекта при системном подходе обеспечивается не количеством вовлекаемых в интерпретацию сейсмических параметров, а установлением и объяснением различных связей между аномалиями этих параметров и геологическим строением среды.

Достоверность геологической модели, формируемой на основе сейсмических данных, во многом зависит от того насколько полно учтены факторы, влияющие на процесс распространения и формирования волн в геологической среде. Исследование системных связей различных характеристик геологической среды и волнового поля на основе физико-геологических моделей с привлечением методов моделирования волновых полей является актуальной научной задачей, имеющей важное практическое значение.

Цель работы

Разработка методов прогноза нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей (ФГМ) в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы и обоснование сейсмических критериев прогноза емкостных характеристик коллекторов на базе ФГМ с использованием математического моделирования волновых полей.

Задачи исследований

1. Исследование системных связей между емкостными, петрофизическими и сейсмическими характеристиками геологической среды.

2. Создание физико-геологических моделей различного типа (обобщенных, частных) для решения задачи прогнозирования емкостных характеристик коллекторов на нефтегазовых месторождениях юга Сибирской платформы.

3. Изучение влияния структурных и геометрических характеристик геологической среды на аномалии динамических параметров волнового поля

4. Физическое обоснование связи сейсмических аномалий со слоистым строением среды и ее нефтегазонасыщенностью. Разработка методов прогноза емкостных свойств горизонтов-коллекторов по аномалиям динамических параметров волнового поля.

5. Изучение причинно-следственных связей различных природных факторов, влияющих на формирование нефтегазовых залежей на основе интегрированной физико-геологической модели.

Фактический материал и методы исследований

Основу работы составляют фактические материалы наземных и скважинных сейсморазведочных работ, проведенных ФГУНПГП «Иркутскгеофизика» в период 1984-2006 г. Для изучения скоростных свойств пород нефтегазоносных горизонтов автором были проанализированы данные акустического каротажа и сейсмокаротажа разведочных и эксплуатационных скважин на Верхнечонской и Ковыктинской площадях. Для исследования влияния слоистого строения среды и петрофизических характеристик нефтегазоносных горизонтов на аномалии динамических параметров волнового поля автором построены обобщенные и частные физико-геологические модели для сейсмогеологических условий Непского свода (Верхнечонская площадь) и Ангаро-Ленской ступени (Ковыктинская площадь). Предлагаемые автором методы интерпретации аномалий динамических параметров волнового поля опробованы на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях.

В работе использованы современные литературные данные о геологическом строении и петрофизических свойствах нефтегазовых залежей на месторождениях Восточной Сибири.

Защищаемые научные положения

1. Залежи углеводородов, как конечные продукты функционирования природной нефтегазообразующей системы, обладают набором геологических и геофизических характеристик, физическая и генетическая взаимосвязь которых наиболее полно раскрывается на основе системно-модельного подхода. Создание многопараметровых физико-геологических моделей нефтегазовых объектов является главным условием повышения эффективности методов прогнозирования продуктивности коллекторов.

2. Волновое поле, как подсистема сейсмических характеристик в физико-геологической модели реальной геологической среды, формируется под влиянием многих других ее подсистем. Аномалии динамических параметров волнового поля одновременно содержат в себе информацию о слоистом строении среды и ее нефтегазонасыщенности. Эффект слоистости, связанный с выклиниванием нефтегазоносных пластов, является геологической помехой существенно снижающей эффективность прогноза нефтегазовых залежей.

3. Моделирование волновых полей на основе физико-геологических моделей является базовым методом анализа внутренней структуры, основных свойств и связей различных характеристик нефтегазоносных объектов. Установленные модельные зависимости между емкостными, петрофизическими и сейсмическими характеристиками среды являются теоретическим обоснованием связи сейсмических аномалий с нефтегазовыми залежами. Метод выделения локальных аномалий, основанный на учете региональных закономерностей в напластовании терригенных пластов позволяет существенно повысить надежность прогноза продуктивности терригенных коллекторов на Непском своде.

4. Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных по нефтегазоносному объекту осуществляется на основополагающих принципах причинности и системности путем формирования физико-геологической модели, объединяющей взаимосвязанные составляющие (теплоэнергетическую, структурно-тектоническую, сейсмическую) геологической среды, в которой материально запечатлены процессы различной физической природы, повлиявшие на формирование нефтегазовых залежей.

Научная новизна

1. Интерпретация сейсмических аномалий рассматривается как процесс исследования многофакторных связей между аномалиями динамических параметров волнового поля и различными геологическими факторами. Сейсмические аномалии рассматриваются как интегральные волновые эффекты, в которых фактор нефтегазонасыщенности среды является лишь одним из многих, влияющих на процесс формирования и распространения сейсмических волн.

2. Исследовано влияние слоистого строения среды на аномалии волнового поля и его динамические параметры. Доказано, что составляющая волнового поля, связанная со слоистостью среды, является наиболее сильным фактором, влияющим на формирование отраженных волн в сейсмогеологических условиях Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.

3. Дано физическое обоснование сейсмических аномалий. Установлены вероятностные и корреляционные связи между локальными аномалиями динамических параметров волнового поля и емкостными характеристиками нефтегазоносных горизонтов в терригенном комплексе венда - нижнего кембрия.

4. Сформированы физико-геологические модели для сейсмогеологических условий Верхнечонского и Ковыктинского месторождений. На основе моделей разработаны методы и критерии выделения аномалий волнового поля, связанных с нефтегазонасыщенностью коллекторов.

Личный вклад

Динамическая обработка и интерпретация 2D и 3D сейсмических данных, построение физико-геологических моделей, математическое моделирование волновых полей и комплексный анализ экспериментальных и модельных геолого-геофизических данных выполнены непосредственно автором.

Практическая значимость

Предложенный системно-модельный подход и методы интерпретации аномалий волнового поля на основе физико-геологических моделей реализованы на практике при обработке сейсмических материалов на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. По сейсмическим данным 2D-МОГТ и 3D автором построены физико-геологические модели и прогнозные карты продуктивности горизонтов-коллекторов, вошедшие в «Геологический проект доразведки Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения » (ОАО «Верхнечонскнефтегаз» 2005 г.) и в отчеты «О результатах сейсморазведочных работ МОГТ, проведенных ФГУНПГП Иркутскгеофизика в центральной и восточной частях Ковыктинского ГКМ» (ООО «Ковыктанефтегаз» 2006 г.). Применение прогнозных карт позволяет оптимизировать схему постановки эксплуатационного бурения. Предложенная методология прогноза нефтегазовых залежей применима во всей Лено-Тунгусской провинции.

Апробация работы

Представленные в диссертации научные и практические результаты докладывались на семинарах и конференциях различного уровня:

- Всероссийская школа-семинар «Геофизика на пороге третьего тысячелетия» (Иркутск, 2002)

- Международная научно-производственная геофизическая конференция (Иркутск, 2003)

- Всероссийская научно-практическая конференция «Пути повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и республике Саха (Якутия)» (Новосибирск, 2006)

- Международная научно-практическая конференция «ГЕОМОДЕЛЬ» (Геленджик 2003, 2004, 2005, 2006, 2008)

Публикации

По теме диссертации опубликовано 16 статей и 6 тезисов докладов.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Содержит 201 страницу текста, включая 2 таблицы, 52 рисунка и список литературы из 134 наименований.

Благодарности

Автор благодарен зав. кафедрой прикладной геофизики и геоинформатики ИрГТУ профессору А.Г. Дмитриеву за помощь и ценные советы в процессе работы над диссертацией. За поддержку и сотрудничество в обсуждении различных вопросов автор выражает благодарность директору Геоинформцентра ФГУНПГП «Иркутскгеофизика» В.В. Воропанову и начальнику ОСП М.М. Исакову.

Автор благодарит ст. геофизика Геоинформцентра Л.А. Кочемазову за сотрудничество и помощь при обработке и интерпретации сейсмических данных.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. Геологическое строение и нефтегазоносность осадочного чехла юга сибирской платформы

В первой главе рассматриваются особенности геологического строения осадочного чехла Сибирской платформы, дается характеристика резервуаров нефти и газа и оценка возможностей геофизических методов в решении задачи прогноза и поисков нефтегазовых залежей.

Геологические особенности условий образования и сохранности залежей нефти и газа на Сибирской платформе выражаются в следующем:

1. Осадочные бассейны нефтегазовых областей выполнены многократным переслаиванием терригенных, карбонатных, солевых и вулканогенных образований, что предопределило высокую дифференцированность скоростного сейсмического разреза осадочного чехла.

2. Трапповый магматизм, широко проявленный в форме субгоризонтальных силлов, субвертикальных секущих тел (даек и штоков) и вулканических аппаратов (туфовых трубок), произвел деструктивное действие, как в части инициирования процесса засолонения коллекторов, так и перетоков углеводородных флюидов из нижней в верхние части разреза.

3. Имеет место высокая степень изменчивости коллекторских свойств терригенных и карбонатных отложений не только в региональных структурах, но и в пределах нефтегазовых месторождений.

На юге Сибирской платформы наибольшие перспективы нефтегазоносности связаны с двумя областями - Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской, входящими в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Непско-Ботуобинская область в структурном отношении соответствует одноименной антеклизе, в центре которой выделяется Непский свод. В пределах области открыты Среднеботуобинское, Верхневилючанское, месторождения в ловушках структурного типа; Марковское и Ярактинское месторождения - в литологических ловушках. К настоящему времени на Непском своде разведаны и готовятся к эксплуатации Верхнечонское, Даниловское, Дулисьминское, Ярактинское нефтегазоконденсатные месторождения.

Ангаро-Ленская нефтегазоносная область находится в южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Нефтегазоносными являются терри-генная нижнемотская подсвита венда и карбонатные породы нижнего кембрия. В вендском резервуаре открыты промышленные залежи газа на Братском и Атовском месторождениях. В центральной части Ангаро-Ленской НГО ведется доразведка и готовится к эксплуатации крупнейшее в Сибири по запасам газа Ковыктинское месторождение.

Выявленные на территории Сибирской платформы залежи углеводородов по характеру структурного контроля традиционно группируются в два основных ряда - антиклинальные и неантиклинальные. В пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции наиболее широкое распространение имеют залежи неантиклинального типа, которые в структурном отношении контролируются моноклинальными склонами положительных структур I и II порядков. Типичными примерами являются залежи терригенных горизонтов Марковского, Ярактинского, Аянского, Дулисьминского месторождений, расположенных на юго-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы. К этому же классу неантиклинальных ловушек относится залежь Ковыктинского месторождения, расположенная на моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени. Определяющим в контроле неантиклинальных залежей является литологический фактор.

На юге Сибирской платформы залежи УВ пространственно локализуются в структурах различного типа: антиклинальных и сводовых поднятиях, моноклиналях и в зонах литологического выклинивания. Широкий спектр нефтегазовмещающих структур и региональное развитие солевых экранирующих толщ объективно выдвигает в число первостепенных задачу выявления высокоемких коллекторов. Наиболее эффективным и экономичным методом прогнозирования емкостных свойств коллекторов является сейсморазведка.

В последние годы основные объемы геолого-геофизических исследований (сейсморазведка МОГТ, объемная сейсморазведка 3D, многоволновая сейсморазведка, глубокое бурение с комплексом ГИС) сосредоточены главным образом на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. На этих месторождениях ставится задача создания надежных физико-геологических моделей, на основе которых можно вести их доразведку и эксплуатацию.

На этапе поисково-разведочных работ (1980-1990 г.) комплексирование сейсморазведки и электромагнитных методов (ЗСБ, ДНМЭ), позволило подготовить для глубокого бурения большое количество объектов, получивших название «аномалия типа залежь» (АТЗ). Вместе с тем накопленный опыт поисковых и разведочных работ на месторождениях и АТЗ показал, что главной причиной ошибок в методологии «прямого прогнозирования» и подготовки АТЗ является то, что выделение АТЗ опирается на формальные критерии выделения геофизических аномалий, а не на системный анализ связей различных параметров геофизических полей с реальными залежами.

В 1985-1990 гг. с переходом на цифровую регистрацию и обработку сейсмических данных сформировалось новое направление, получившее название «прогнозирование геологического разреза» (ПГР). Возросшая разрешенность сейсмических разрезов и детальный анализ энергетических и частотных характеристик отраженных волн, позволили достичь значительного прогресса в прогнозировании коллекторских свойств нефтегазовых залежей.

В последнее десятилетие все большее применение находят новые методы и технологии прогнозирования резервуаров, которые образовали направление под названием «амплитудная инверсия». Это направление объединяет различные методы преобразования сейсмических волновых разрезов в фильтрационно-емкостные свойства среды. Параметрические модели нефтегазовых залежей, созданные путем инверсии, представляют собой объемное распределение (глубинные разрезы, кубы) емкости, пористости, проницаемости и других свойств пород. Однако следует заметить, что нередко количественные оценки емкостных свойств пород, полученные на основе их корреляционных связей с сейсмическими параметрами, вносятся в параметрическую модель без указания доверительных интервалов изменения их значений. Внешне такие детальные модели выглядят очень привлекательно, но при проверке их глубоким бурением оказывается, что прогнозируемые характеристики резервуара очень далеки от реальных и модель является малонадежной.

Успешное решение задачи прогноза может быть найдено на основе системного анализа физической природы сейсмических волн, которые в реальной геологической среде формируются под влиянием множества различных факторов. Такой анализ требует оценки реальных возможностей сейсмического метода исследований в прогнозировании нефтегазовых залежей.

2. Прогнозирование нефтегазовых залежей по сейсмическим данным

На юге Сибирской платформы осадочный чехол представляет собой высокоскоростную среду, главной особенностью которой является тонкая слоистость и сильная дифференциация осадочных пород по акустическим жесткостям. Средний перепад скорости на границах солей, карбонатных и терригенных пород составляет 1500м/с. Такая высокая контрастность тонкослоистостого осадочного чехла определяют существование в разрезе многочисленных отражающих границ, расположенных близко друг от друга и порождающих большое число отраженных волн. В Восточной Сибири при средней скорости в осадочном чехле 5000 м/с, разрешающая способность сейсморазведки значительно ниже по сравнению с низкоскоростным разрезом западносибирского региона.

Методология прогноза нефтегазовых залежей базируется на системном подходе и включает два важнейших элемента: системный анализ и модельные построения. Необходимость системного подхода к разработке методов прогнозирования залежей УВ по сейсмическим данным определяется тем, что сейсмические волны являются интегральным отображением реальной геологической среды и на пути своего распространения формируются под влиянием многих физических факторов, обусловленных системными связями между ее геометрическими, геологическими, петрофизическими, физико-механическими, упругими и многими другими характеристиками.

В 1997 году О.К, Кондратьев предложил оценивать возможности сейсморазведки в прогнозировании коллекторских свойств пород на основе информационной схемы связи геолого-геофизических параметров среды (рис. 1).

С позиций системного анализа, в этой схеме выделяются три подсистемы (волновое поле, физико-механические параметры, геологические параметры), которые обладают многофакторными взаимными связями и образуют целостную систему свойств геологической среды.

«Прямой» переход от сейсмических параметров волнового разреза к коллекторским свойствам пород является ненадежным и опасным методическим приемом, т.к. поиск «прямых» корреляционных связей между ними практически отвергает физическое обоснование сейсмических аномалий, связанных со скоплениями углеводородов. В рамках рассматриваемой схемы это означает нарушение принципов целостности и иерархичности системы, которое заключается в полном игнорировании подсистемы физико-механических параметров, являющейся связующим звеном между коллекторскими свойствами среды и базовыми параметрами волнового разреза. Поэтому с позиций системного анализа не имеет смысла заниматься детальными исследованиями коллекторских свойств геологического объекта, не имея представления о его форме и внутренней структуре. Такое представление дают физико-геологические модели, которые выступают как средство исследования реально существующих объектов, позволяют определить их форму, пространственное положение, интегральный вещественный состав связи и отношения геологических тел и их физических характеристик. С другой стороны модель рассматривается как основа синтеза и интеграции сложного и неоднородного по информативности и глубине проработки эмпирического материала.

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Рис. 1. Информационная схема связи геолого-геофизических параметров (по Кондратьеву О.К.)

Под физико-геологической моделью (ФГМ) объекта прогноза, поиска и разведки понимается вычлененная по резкостным физическим границам из окружающей среды интегрированная совокупность геологических тел, аппроксимирующая форму, размеры, структуру и вещественный состав реальных геологических образований и отражающая их система физических полей.

Для типизации объектов поисков и интерпретации геофизических данных, в качестве основного геолого-геофизического элемента предложен структурно-вещественный комплекс (СВК), как сквозное понятие любого иерархического уровня, диалектически связывающее в интегральном виде вещество, форму и структуру. Под СВК понимается совокупность геологических образований, квазиоднородных по физическим характеристикам. Пространственно-геометрические формы СВК определяются по границам резких изменений физических свойств геологических образований, а вещественный состав - по петрофизическим данным.

При построении моделей различного типа по сейсмическим данным взаимоотношение между геологической средой и волновым полем устанавливается на уровне понятий сейсмический (волновой) разрез - геологический разрез. Такое взаимоотношение подразумевает, что в процессе интерпретации характеристики сейсмического разреза должны быть преобразованы в характеристики геологического разреза. Сейсморазведка сегодня обладает большим арсеналом интерпретационных систем и технологий для проведения таких преобразований на основе корреляционных связей различного типа (от простых линейных регрессий до многомерного факторного анализа и распознавания образов). Однако практический опыт показывает, что далеко не всегда связи между сейсмическими и геологическими характеристиками могут быть установлены с высокой степенью надежности.

Причиной неудач и ошибочных действий в установлении этих связей является игнорирование их многофакторного характера. Поэтому обратная задача преобразования сейсмического разреза в геологический разрез должна решаться на основе системного подхода, когда сейсмический волновой разрез рассматривается в качестве подсистемы, в которой ее сейсмические характеристики являются результатом взаимодействия волн со всей совокупностью геологических характеристик среды. Иначе говоря, подсистема «сейсмический разрез» представляет собой часть единой геологической системы и связана с другими ее подсистемами. Эта связь осуществляется на уровне структурно-вещественного комплекса, который является главным системообразующим элементом в физико-геологической модели.

Методология прогноза нефтегазовых залежей по сейсмическим данным на основе физико-геологических моделей позволяет реализовать весь комплекс разнообразной геолого-геофизической информации о прогнозируемом объекте и включает три последовательных этапа исследований: 1 - создание физико-геологической модели, 2 - выделение сейсмических аномалий, связанных с залежами углеводородов, 3 - интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных и прогноз продуктивности коллекторов.

Результаты анализа геологического строения осадочного чехла и его сейсмогеологической характеристики приводят к выводу о том, что создание многопараметровых физико-геологических моделей нефтегазовых объектов является главным условием повышения эффективности методов прогнозирования продуктивности коллекторов.

3. Физико-геологические модели нефтегазоносных объектов в южной части сибирской платформы

Построение физико-геологических моделей рассматривается на примере двух крупных нефтегазоносных площадей - Верхнечонской и Ковыктинской, которые включают одноименные месторождения.

Верхнечонская площадь расположена в центральной части Непского свода и за последние двадцать лет хорошо изучена глубоким бурением и сейсморазведкой МОГТ. Плотность сейсмических профилей отвечает масштабу 1:100 000. Основные активные запасы нефти и газа на месторождении связаны с песчаниковыми пластами верхнечонского горизонта (В₁₀-верхний и В₁₃-нижний).

Вся совокупность данных о верхнечонском горизонте представлена в виде петрофизической модели, которая состоит из трех последовательно связанных подсистем различных характеристик геологической среды.

Подсистема геологических характеристик дает представление о литологии и вещественном составе пород, слагающих верхнечонский горизонт. Различия в геологических характеристиках пород в этой подсистеме прослеживаются на качественном уровне и не могут быть описаны количественно. Причиной этих различий являются условия осадконакопления (генезис) и эпигенетические изменения (засолонение) терригенных отложений.

Подсистема петрофизических характеристик наследует отличительные черты геологических характеристик, которые прямым образом отображаются в целом ряде параметров этой подсистемы: эффективной толщине, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности песчаников. Связь с предыдущей подсистемой здесь устанавливается на логическом уровне, путем сопоставления петрофизических характеристик породы с ее геологическим описанием.

Подсистема физико-механических и упругих характеристик верхнечонского горизонта содержит в себе параметры, которые являются следствием изменения его петрофизических свойств и играют ключевую роль в параметрической интерпретации сейсмических данных. В решении обратной динамической задачи на основе этих параметров создаются различные методы и технологии определения петрофизических характеристик коллекторов.

Важную роль в петрофизической модели играют установленные зависимости между отражательными, скоростными и емкостными характеристиками верхнечонского горизонта. Автором проведено исследование пластовых скоростей продольных волн в верхнем и нижнем пластах песчаников верхнечонского горизонта. Результаты этого исследования показали, что увеличение коэффициента пористости (К_п) до 18% и коэффициента нефтегазонасыщенности (К_нг) до 90% приводит к снижению скорости в верхнем пласте на 20% (от 5000 до 4000 м/с). Аналогичное распределение значений скорости наблюдается и для нижнего пласта. Увеличение К_п и К_нг в этом пласте в понижает скорость от 4600 до 4200 м/с. Установленные зависимости являются связующими звеньями между подсистемами петрофизических и физико-механических характеристик и позволяют дать физическое толкование возникающих в волновом поле аномальных эффектов, которые могут быть обнаружены сейсморазведкой.

По определению, петрофизическая модель является неотъемлемой частью физико-геологической модели исследуемого объекта, и не может существовать без описания формы и размеров тех геологических тел, в которых установлены зависимости и связи между их различными характеристиками и подсистемами. Если в петрофизической модели главным является установление связей между подсистемами различных характеристик нефтегазоносного объекта, то в физико-геологической модели важным становится установление принадлежности этих связей к ее конкретным геологическим элементам.

Обобщенная физико-геологическая модель подсолевого комплекса осадочного чехла, созданная на основе данных сейсморазведки глубокого бурения и ГИС отображает главные закономерности залегания структурно-вещественных комплексов. По своему физическому содержанию она наследует все свойства петрофизической модели, но уже в интегрированной форме отражает связи петрофизических и емкостных характеристик в верхнечонском горизонте.

Детальная физико-геологическая модель подсолевого комплекса, построенная на основе данных глубокого бурения, акустического каротажа и сейсмокаротажа, включает в себя собственно геологическую (пластовую) модель и модель волнового поля, рассчитанную на основе пластовой модели.

Модельный геологический разрез пересекает месторождение с юго-востока на северо-запад вкрест линии выклинивания песчаных пластов верхнечонского горизонта. Структурные характеристики пластов (углы и градиенты наклона геологических границ, их протяженность) с высокой степенью точности соответствуют реальным геологическим границам. Каждый пласт геологического разреза характеризуется литологическим составом слагающих его пород и скоростью продольных волн, которая изменяется по латерали.

Модель поля отраженных волн рассчитана в предположении вертикального падения волнового фронта, который на пути своего распространения реагирует только на изменения импедансов на физических границах слоев и пластов. Она наследует основные характерные черты пластовой геологической модели и отображает геологические границы в диапазоне частот 30-70 гц, стандартном для временных разрезов МОГТ на Верхнечонском месторождении.

На основании модельных зависимостей между средней пластовой скоростью, коэффициентами отражения и емкостью преображенского горизонта установлена физическая природа сейсмических аномалий. Эффект аномального понижения амплитуд преображенского горизонта имеет надежную связь с улучшением его коллекторских свойств. Эта связь представляет собой цепочку причинно-следственных соотношений между геологическими (эффективная толщина, пористость, емкость), физическими (скорость, коэффициенты отражения) и сейсмическими (амплитуда) параметрами преображенского горизонта и может быть использована для выделения перспективных амплитудных аномалий на временных разрезах МОГТ.

Модельные исследования амплитудных характеристик отражений в терригенном комплексе осадочного чехла показали, что амплитудные аномалии не всегда имеют надежную связь с его продуктивностью. В зоне наибольшей толщины (50-60 м) терригенного комплекса, где расположены скважины с промышленными притоками нефти, амплитудные характеристики отраженных волн соизмеримы и даже меньше соответствующих амплитудных характеристик на непродуктивных скважинах, расположенных в зоне выклинивания пластов песчаников и аргиллитов, где их суммарная толщина изменяется в пределах от 25 до 30 м. Выявленная закономерность позволяет утверждать, что в пределах Верхнечонского месторождения существует волновой эффект, связанный со слоистым строением терригенного комплекса. Причем этот эффект по своей силе может быть соизмерим и даже превосходить эффект от насыщения среды углеводородами.

Оценить влияние слоистости в рамках детерминированной модели не представляется возможным, т.к. при всей ее детальности и достоверности она содержит слишком много взаимозависимых и одновременно изменяющихся переменных. Поэтому для исследования влияния слоистости на процесс формирования отраженных волн создана специальная физико-геологическая модель, которая позволяет ответить на вопрос: существует ли связь между закономерными изменениями слоистого строения среды и изменениями динамических характеристик волнового поля?

Постановка задачи для ответа на этот вопрос основывается на двух базовых принципах:

1. Геологическая среда, формирующая волновое поле, может быть описана двумя группами свойств. Первая группа свойств характеризует вещественный состав, составляющих ее элементов (пластов). В нее входит большой набор взаимосвязанных геологических, петрофизических параметров (скорость, плотность, пористость, проницаемость, флюидонасыщенность и т.п.). Вторая группа свойств описывает геометрический образ объекта исследований. Это толщина пластов, углы и градиенты наклона геологических границ слоев и пластов.

2. Физические параметры, определяющие акустические свойства на границах пластов (скорость и плотность) внутри самих пластов не изменяются. Геометрические параметры геологической среды (толщина пластов, углы и градиенты наклона) переменны в пространстве.

Эта модель относится к классу двуальтернативных ФГМ и обобщает информацию для решения одной конкретной задачи на стадии детальных специализированных исследований сейсмических аномалий различной физической природы. Ее принципиальное отличие от выше рассмотренных моделей заключается в том, что она предназначена только для исследования влияния геометрических свойств среды на динамические (амплитудные и частотные) параметры отраженных волн.

Результаты исследований эффекта слоистости на этой модели показывают, что аномалии динамических параметров волнового поля в пределах Верхнечонского месторождения включают в себя эффект слоистости, связанный с выклиниванием нефтегазоносных пластов. Этот эффект может рассматриваться как региональная составляющая волнового поля в зоне трансгрессивного выклинивания терригенного комплекса осадочного чехла. Аномалии, вызванные этим эффектом, являются серьезной помехой и значи-тельно снижают эффективность прогноза емкостных свойств коллекторов.

Таким образом, динамические параметры волнового поля в сейсмогеологических условиях Верхнечонского месторождения содержат в себе информацию как о нефтегазонасыщенности, так и о слоистом строении среды. Процесс формирования отраженных волн можно представить как одновременное воздействие двух факторов на распространяющийся в среде сигнал. Первый фактор связан с насыщением среды углеводородами, а второй фактор с пространственными изменениями слоистой структуры терригенного комплекса осадочного чехла.

Из этого следует, что поле отраженных волн является суммой волновых эффектов различной природы и соответствует общепринятой аддитивной модели геофизического поля. В аддитивной модели результаты измерений поля F(x) представляют собой сумму аномалий и искажающих их помех.

F(x) = ?A(x) + K(x) + ?n(x)

где ?A(x) - сумма аномалий, связанных с нефтегазонасыщенностью среды

K(x) - составляющая наблюденного поля, связанная со слоистостью

?n(x) - сумма помех случайной природы

Составляющая K(x), связанная со слоистым строением среды, выделена в отдельный элемент волнового поля, как один из наиболее сильных факторов, который носит неслучайный (регулярный) характер и влияет на динамические параметры отраженных волн. Остальными помехами случайной природы ?n(x) можно пренебречь и считать, что они значительно ослаблены в процессе обработки МОГТ процедурами фильтрации и суммирования.

Выделение нефтегазоперспективных локальных аномалий из наблюденного поля сводится к решению задачи разделения полей, когда известным является наблюденное поле, а составляющие его элементы не определены.

На основании результатов модельных исследований установлено, что пространственные изменения региональной составляющей K(x) связаны корреляционной зависимостью с толщиной терригенного комплекса и представляют собой тренд, который может быть определен по значениям амплитудных характеристик отражений, не связанных с нефтегазонасыщенностью исследуемого интервала разреза. Точки наблюденных значений амплитудных характеристик на непродуктивных скважинах являются базовыми точками для расчета тренда. Локальные аномалии амплитудных характеристик, полученные путем вычитания тренда из их наблюденных значений с гораздо большей степенью достоверности отражают продуктивность терригенного комплекса. Все высокодебитные продуктивные скважины с промышленными притоками нефти находятся в пределах высокоамплитудных локальных аномалий, в то время как «сухие» скважины находятся или за их пределами или располагаются в зонах низких значений амплитуд.

Результаты модельных исследований эффекта слоистости доказывают необходимость выделения локальных аномалий для надежного прогноза продуктивности терригенных коллекторов на Верхнечонском месторождении.

Ковыктинская площадь находится на юго-востоке Иркутской области и в структурно-тектоническом плане расположена в пределах Ангаро-Ленской ступени. Наиболее изученной является ее центральная часть, где, в основном, сосредоточены скважины в которых проведен комплекс ГИС, а плотность сейсмических профилей отвечает масштабу 1:100 000.

Наиболее изученным является подсолевой комплекс. Именно в этом комплексе находятся нефтегазоносные песчаные горизонты: парфеновский, боханский и безымянный. Среди газоносных песчаных горизонтов своими емкостными характеристиками выделяется парфеновский горизонт, по которому проводится подсчет запасов.

Аномальность физических свойств парфеновского горизонта по отношению к вмещающей среде проявляется в виде зависимости между его интегральными характеристиками: средней пластовой скоростью V_ср. (от кровли до подошвы горизонта) и удельной линейной емкостью Е_мк = Н_эф К_п К_гн 100. Эта корреляционная зависимость, установленная автором, показывает, что уменьшение V_ср. происходит прямо пропорционально увеличению емкости. Коэффициент корреляции между этими параметрами, равный 0,90, позволяет считать выявленную связь надежной.

Петрофизическая модель парфеновского горизонта включает в себя три подсистемы:

Подсистема геологических характеристик содержит данные о литологии и вещественном составе песчаных пластов. Различие между продуктивными и непродуктивными песчаниками определяется здесь на основе их описательных геологических характеристик.

Подсистема петрофизических характеристик включает в себя различные параметры, которые определяют фильтрационно-емкостные свойства и отображают различия в характеристиках предыдущей подсистемы. геологический емкостный сибирский нефтегазовый

Подсистема физико-механических и упругих характеристик дает представление о том, какие физические эффекты могут возникать при изменении петрофизических характеристик песчаников.

Связь между двумя последними подсистемами устанавливается на уровне корреляционно-регрессионных зависимостей между скоростными и емкостными характеристиками парфеновского горизонта. Эти зависимости являются физическим обоснованием сейсмических аномалий, связанных с газонасыщенностью среды.

Обобщенная ФГМ подсолевого комплекса осадочного чехла, включающая петрофизическую модель, построена на основе данных геофизических исследований скважин и сейсморазведки МОГТ и дает представление о формах залегания его структурно-вещественных комплексов и о связях между скоростными и емкостными характеристиками парфеновского горизонта. Интегральные петрофизические зависимости между средней пластовой скоростью, отражательными свойствами и емкостью парфеновского горизонта характеризуют его как единое геологическое тело, которое является аномально низкоскоростным по отношению к вмещающим породам.

Исследования, направленные на изучения внутреннего строения газоносных горизонтов, требуют создания более детальных моделей, на основе которых можно было бы решить проблему связи сейсмических аномалий со скоплениями углеводородов в сложно построенной геологической среде.

Детальная физико-геологическая модель терригенного комплекса созданная на основе данных глубокого бурения и ГИС, представлена геологическим разрезом по линии скважин от юго-западной границы Ковыктиского месторождения до его центральной части, временным разрезом отраженных волн, рассчитанным на основе модельного геологического разреза, и разрезом мгновенных амплитуд, являющимся результатом Гильберт-преобразования временного разреза.

На временном разрезе отчетливо выделяется амплитудная аномалия, которая имеет надежную корреляционную связь с емкостными свойствами коллектора. При увеличении емкости от 50 до 240 ус. ед. значения амплитуд возрастают примерно в 2 раза.

Разрез мгновенных амплитуд, полученный путем Гильберт-преобразования временного разреза, рассматривается в качестве некоторой формальной (математической) трансформанты исходного волнового разреза. На разрезе мгновенных амплитуд резче выделяется область их повышенных значений в интервале отражения от парфеновского горизонта над газовой залежью.

Результаты модельных исследований показывают, что физическая природа интегрального повышения амплитуд отражений от парфеновского гори-зонта имеет ясное логическое объяснение: эффект понижения скорости по мере увеличения емкости коллектора приводит к повышению контрастности его физических границ с покрывающими и подстилающими породами. Повышение контрастности сейсмических границ означает повышение коэффициентов отражения и, следовательно, повышение амплитуд отражений на этих границах. Полученные на модели результаты являются физическим обоснованием для выделения амплитудных аномалий на реальных волновых разрезах с последующим прогнозом емкостных свойств коллекторов.

Наиболее сложным районом для интерпретации амплитудных аномалий на Ковыктинском месторождении является зона сочленения Ковыктинского и Хандинского участков в его восточной части. По данным глубокого бурения и ГИС установлено, что в этой зоне происходит полное замещение коллекторов газоносного парфеновского горизонта на непроницаемые разности.

Детальная физико-геологическая модель газоносного терригенного комплекса для этого района включает в себя геологическую (пластовую) модель и два временных разреза, рассчитанных на основе этой модели.

Временной разрез, рассчитанный в предположении вертикального падения волнового фронта, отображает геологические границы в частотном диапазоне 30-50гц, стандартном для разрезов МОГТ. Пространственное положение амплитудной аномалии соответствует зоне аномального понижения скорости в парфеновском горизонте.

Временной разрез, полученный на основе упругого волнового уравнения, представляет собой волновую картину, когда отраженные волны формируются под влиянием интерференционного суммирования обменных и поперечных волн. На этом разрезе парфеновский горизонт в значительной степени теряет свою динамическую выразительность и превращается в «размытое» отражение интерференционного типа. Амплитудные аномалии, связанные с газонасыщенностью парфеновского горизонта, здесь имеют менее устойчивый характер и не отображают плавных изменений физических свойств заданных в геологической модели.

Эти модельные временные разрезы следует рассматривать как два крайних случая возможных результатов обработки сейсмических данных. Первый представляет собой «бесшумный» волновой разрез с полным отсутствием каких-либо помех, и может восприниматься как образец идеального результата обработки. Второй моделирует ситуацию, когда по разным причинам волны-помехи не могут быть подавлены даже самыми современными процедурами обработки и в значительной степени снижают надежность интерпретации.

Обобщая результаты модельных исследований, проведенных на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях, следует особо подчеркнуть, что, несмотря на различия в структурных, вещественных и петрофизических характеристиках нефтегазоносных комплексов осадочного чехла, на этих месторождениях все рассмотренные физико-геологические модели созданы на основе единого подхода, базирующегося на 3-х главных принципах:

1. В основу формирования ФГМ положен принцип расчленения осадочного чехла на структурно-вещественные комплексы, которые имеют контрастные физические границы, соответствующие реальным стратиграфическим и литологическим границам. Пространственное положение горизонтов-коллекторов определяется по этим границам.

2. ФГМ содержит «физическое обоснование» аномальных волновых эффектов различной природы. Термин «физическое обоснование» включает в себя два неразрывно связанных понятия:

? Петрофизическое обоснование аномальных эффектов, связанных со скоплениями углеводородов, которые проявляются в различных характеристиках геологической среды. Формы представления этой составляющей ФГМ могут быть весьма разнообразны: гистограммы распределения и вероятностные оценки петрофизических и емкостных характеристик коллекторов, уравнения корреляционно-регрессионных зависимостей с оценкой доверительных интервалов, оценки дисперсии и коэффициентов корреляции и т.п.

? Обоснование разрешающей способности сейсмического метода исследований в рамках основополагающих теоретических представлений о физике формирования и распространения сейсмических волн. Это обоснование включает несложные расчеты параметров сейсмических волн (период, частота, длина волны) и тем самым устанавливает граничные условия для решения задачи прогноза емкостных характеристик среды по параметрам сейсмических волн

3. ФГМ, созданные на основе сейсмических данных, обладают свойствами управляемости и полиморфности.

Управляемость модели означает возможность создания и расчета специализированных частных моделей, отображающих изменения отдельных характеристик геологических объектов. Модель для исследования слоистости на Верхнечонском месторождении является наглядным примером того, как решение узкоспециальной прямой задачи помогает найти способ выделения локальных сейсмических аномалий и установить их связь с емкостными свойствами нефтегазоносного горизонта.

Полиморфность ФГМ неразрывно связана с понятием многовариантности. Свойство физико-математической полиморфности проявляется в многообразии форм волновых полей, рассчитанных в предположении различных вариантов формирования и распространения сейсмических волн, на основе одной и той же геологической (пластовой) модели. Примером этого свойства является моделирование идеального «бесшумного» разреза МОГТ и разреза, осложненного волнами-помехами на Ковыктинском месторождении.

Значимость ФГМ в методологии решения обратной задачи сейсмики заключается в следующем: ФГМ является интегрированной базой геолого-геофизической информации, в которой объединены количественные характеристики различных подсистем геологической среды: петрофизические (пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность, емкость), физические (плотность, скорость, импеданс, коэфф. отражения), структурно-геологические (толщина, протяженность пластов, углы наклона, градиенты погружения). На основе модели устанавливаются связи между подсистемами и производится оценка разрешающей способности сейсмического метода исследований. Корреляционно-регрессионные зависимости, которые описывают связи в математической форме, играют роль передаточных функций, через которые информация об изменениях характеристик одной подсистемы передается в другую подсистему. Такая структура моделей обеспечивает универсальный и системный подход к анализу самой разнообразной геолого-геофизической информации и, что очень важно, позволяет выяснить физическую природу аномальных эффектов, связанных с аккумуляцией углеводородов.

Результаты исследований динамических характеристик волновых полей на основе физико-геологических моделей являются основанием для формулирования положения, на котором базируются методы прогнозирования продуктивности горизонтов - коллекторов.

Волновое поле, как подсистема сейсмических характеристик в физико-геологической модели реальной геологической среды, формируется под влиянием многих других ее подсистем. Аномалии динамических параметров волнового поля одновременно содержат в себе информацию о слоистом строении среды и ее нефтегазонасыщенности. Эффект слоистости, связанный с выклиниванием нефтегазоносных пластов, является геологической помехой существенно снижающей эффективность прогноза нефтегазовых залежей.

4. Методология прогноза продуктивности терригенных коллекторов на основе физико-геологических моделей

Моделирование волновых полей в интерпретации сейсмических данных сегодня является вполне самостоятельным и быстро развивающимся направлением научных исследований. Широкий круг геологических задач, решаемых в рамках этого направления, охватывает практически все аспекты моделирования современной технологичной сейсморазведки. В значительно меньшей степени в научной геофизической литературе обсуждаются общие принципы методологии построения моделей по сейсмическим данным, хотя именно они являются основой системного анализа в разведочной геофизике и должны, по крайней мере, не отставать в своем развитии от различных интерпретационных технологий, предназначенных для преобразования волновых полей в фильтрационно-емкостные свойства моделируемого объекта. Процесс геологического истолкования аномалий, наблюдаемых на сейсмических волновых разрезах и их многочисленных преобразованиях, в атрибуты волнового поля представляет собой сложную и самостоятельную методическую проблему, в которой выделяются две главные задачи, требующие своего решения:

1 - выделение сейсмических аномалий и их разделение (классификация) на перспективные и неперспективные

2 - количественная интерпретация перспективных аномалий и физическое обоснование их связи с нефтегазонасыщенностью горизонтов-коллекторов

Главным методом в решении задачи выделения нефтегазоперспективных сейсмических аномалий является моделирование волновых полей, отображающих изменчивость всей совокупности свойств (геометрических, литологических, петрофизических, емкостных и др.) геологической среды.

...