Методика повышения эффективности сейсмических исследований методом НВСП в условиях западной Сибири

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методика повышения эффективности сейсмических исследований методом НВСП в условиях западной Сибири

Введение

сейсмический профилирование геологический

Решение поставленной задачи выполнено на основе анализа и переобработки данных НВСП по архивным материалам, Выбранные исполнителями полевых работ удаления источника при НВСП оказались самыми разными: от 0.4 до 0.8 от глубины изучаемых объектов. Различным было и количество выносных пунктов возбуждения: от 1 до 5. Во всех случаях применялся и взрывной источник сейсмических волн.

Основными особенностями сейсмогеологических условий нефтяных объектов Западной Сибири являются: слабое отличие упругих свойств продуктивных пластов относительно их дифференциации во вмещающих аргиллитах и алевролитах, изменчивость строения пластов и вмещающих образований по латерали, влияние уплотнения пород на характер распределения скорости по вертикали. Продуктивные пласты на изученной территории залегают преимущественно в отложениях нижнего мела и верхней юры. Дифференциация скорости и плотности в нижнемеловых отложениях значительно ниже, чем в верхнеюрских. U нижнемеловых отложениях часто наблюдается обратный характер изменения скорости и плотности в нефтенасыщенных коллекторах (повышение скорости продольных волн и понижение плотности), что и еще большей мере снижает контрастность их упругих свойств[1,2,3].

В целом методика переобработки данных принята традиционной для работ методом НВСП с целью изучения строения околоскважинного пространства. Основными отличиями явились более тщательный подбор процедур и параметров обработки с целью минимизации искажений волнового поля, построение сейсмических разрезов не только в продольных, но и в обменных волнах с целью выяснения информативности последних, моделирование влияния на волновое поле изменения свойств коллекторов всех продуктивных пластов по данным акустического и плотностного каротажа. К сожалению, информация о скоростях поперечных волн во всех скважинах отсутствовала, поэтому моделирование выполнено только по продольным волнам. На полученных материалах интенсивность падающей поперечной волны слабая и в продуктивном интервале сопоставима с уровнем ПОМЕХ, что исключило возможность обработки в монотипных поперечных отраженных волнах.

Анализ методики полевых работ

Анализ методики позволяет выделить следующие причины снижения геологической результативности работ.

1. Во многих случаях работы не были тесно увязаны с решением конкретных геолого-технологических задач, а примененная методика наблюдений не обеспечивала решение практически важных задач.

2. Удаление источника часто превышало оптимальное. При больших удалениях источника в данном регионе резко понижается точность структурных построений из-за трудности учета квазианизотропии скорости. Кроме того, понижается разрешенность разрезов НВСП и коррелируемость отражений. После анализа всех материалов было установлено, что оптимальное удаление источник- приемник в плане составляет 0,4-0,5 от глубины прослеживаемою горизонта. Это должно учитываться и при проектировании работ и наклонных скважинах.

3. Количество выносных пунктов возбуждения в большинстве случаев было недостаточным для выполнения структурных построений и прогноза свойств коллекторов с высокой точностью. Из - за низкой плотности наблюдений расхождение данных ВСП и последующего бурения между лучами НВСП оказалось слишком большим. Количество выносных пунктов возбуждения должно быть не менее 5-6, а направления выноса должны быть увязаны с расположением проектных скважин.

4. Качество трехкомпонентной регистрации во многих случаях было низким и не обеспечивало успешное применение поляризационной обработки.

Очевидно, аналогичные проблемы характерны для работ НВСП и в других, не рассмотренных нами нефтеносных районах Западной Сибири.

Анализ результатов переобработки данных НВСП

Этот анализ позволяет получить следующие выводы и предложить методические рекомендации, которые будут способствовать повышению геологической информативности метода.

1. При обработке данных НВСП обычно не учитывалось слабое отличие упругих свойств продуктивных пластов относительно их дифференциации во вмещающих аргиллитах и алевролитах, что приводило к ошибкам прогноза свойств коллекторов. Выбранные процедуры и параметры повышения разрешенности записи вызывали серьезное искажение динамики волнового поля и порой затрудняли даже идентификацию отражений. В ВСП наиболее оптимальной процедурой повышения разрешенности записи является деконволюция по форме реального падающего импульса, частотный диапазон восстановления сигналов должен тщательно подбираться из условия минимизации динамических искажений. При выборе любой процедуры обработки необходимо найти оптимальный баланс между повышением разрешенности записи и уровнем искажений динамики волнового поля, обеспечивающий возможность анализа слабых изменений динамических параметров отражений.

2. Другой ошибкой прогноза свойств коллекторов явилось использование недостаточно обоснованных критериев. Следует иметь в виду, что изменение тонкослоистого строения разреза во вмещающих образованиях, а также изменение строении продуктивных пластов могут быть причиной различия волновых явлений при изменении коллекторских свойств одного и того же пласта даже на небольшом расстоянии. Тем более, различен характер волновых явлений для разных пластов. Поэтому на каждом участке и для каждого продуктивного пласта необходимо выполнять обоснование критериев динамической интерпретации путем детального изучения геосейсмической модели коллекторов на основе математического моделирования по данным каротажа с использованием формы реальных импульсов от источника. Например, результаты моделирования в двух соседних скважинах Северо-Кочевского месторождения показали, что при одинаковых упругих параметрах пласта ЮС1 уменьшение толщины нефтенасыщения в области одной скважины проявляется раздвоением фазы формирующегося здесь отражения, а в области другой - уменьшением амплитуды отражения (рис. 1). Эти признаки оказались идентичными характеру изменения формы отражения и на реальных сейсмических разрезах НВСП. Причиной различия волновых явлений послужило изменение тонкослоистого строения разреза во вмещающих образованиях[4,5].

Характер проявления свойств вышележащего пласта БС18-19 совершенно иной, увеличение нефтенасыщенной толщины пласта приводит к слабозаметному уменьшению амплитуды отражения, формирующегося в кровле пласта, и смещению отражения вверх по разрезу. На реальных материалах ввиду слабой амплитуды отражения этот эффект вряд ли можно будет идентифицировать, в лучшем случае он будет отождествлен с поднятием кровли пласта. При использовании полученных критериев результат сначала должен анализироваться на возможное влияние различных мешающих факторов и лишь затем относиться к оценке свойств коллектора.

Рисунок 1. Моделирование характера проявления нефтенасыщенного пласта ЮС1 при изменении его толщины в двух скважинах, расстояние между скважинами 2,3 KV: 1 - отложения верхней юры; 2- баженовская свита; 3 - отложения нижнего мела; 4 - пласт ЮС1

3. Для повышения точности структурных построений используемые программы миграции должны учитывать анизотропию среды (зависимость скорости волн не только от глубины слоя, но и направления их распространения в слое).

4. Качество сейсмических разрезов НВСП в обменных волнах не уступает качеству разрезов в продольных волнах, но информативность динамической интерпретации обменных волн при изучении пластов-коллекторов не высока из-за слабого изменения динамических особенностей отражений. Получение качественных разрезов в монотипных поперечных волнах с использование ненаправленного взрывного источника в условиях Западной Сибири невозможно из-за слабой интенсивности падающей поперечной волны. Вследствие сказанного основным источником информации о структуре среды и свойствах коллекторов являются монотипные продольные волны. Тем не менее, не стоит ограничиваться изучением только монотипных продольных волн, так как на многих объектах на разрезах НВСП в обменных волнах в интервале пластом коллекторов нижнемелового возраста образуются более устойчивые отражения, чем на разрезах в монотипных продольных волнах. Это позволяет уточнить структуру слабо дифференцированных по упругим свойствам нижнемеловых отложений. Кроме того, на разрезах в обменных волнах четче проявляется структура ближней к скважине зоны, например, имеющиеся здесь разломы (рис. 2).

Рисунок 2. Глубинный разрез НВСП слева в продольных волнах, справа - в обменных волнах

5. Идентификация отражений и взаимная увязка разрезов в продольных и обменных волнах может выполняться по интенсивному отражению от самой контрастной по упругим свойствам части разреза - аргиллитов баженовской свиты. Следует учитывать, что образование наиболее интенсивной отрицательной фазы отражения на разрезе в продольных волнах может начинаться несколько выше кровли свиты из-за начала понижения скорости уже в покрывающих отложениях. Поэтому обязательным является уточнение глубины начала формирования интенсивной отрицательной фазы по данным акустического каротажа. Вероятно, изменяющееся положение начала формирования наиболее интенсивной отрицательной фазы отражения относительно кровли баженовской свиты является одной из причин ошибок структурных построений по данным наземной сейсморазведки[6,7].

6. Для избежания ложных представлений как при структурной, так и при динамической интерпретации должна учитываться горизонтальная разрешающая способность метода. Для условий продуктивных отложений в рассматриваемом регионе среднее значение горизонтальной разрешающей способности НВСП близко к удвоенной видимой длине волны.

При динамической интерпретации должна учитываться вертикальная разрешающая способность метода, которая определяется по результатам моделирования. Объекты, толщина которых менее вертикальной разрешающей способности, не могут быть достоверно оценены по данным НВСП. Например, по результатам моделирования, приведенным на рис.1, вертикальная разрешающая способность для пласта ЮС1 составляет 6 м.

7. Серьезным фактором повышения геологической информативности НВСП является изучение трещиноватости пород, при высокой плотности наблюдений НВСП это вполне возможно даже при использовании ненаправленного источника продольных волн (например, по методике, предложенной в работе [1]).

Результаты

По результатам переинтерпретации материалов НВСП в десяти скважинах на объектах ТПП «Когалымнефтегаз» уточнены структурные планы по кровле продуктивных пластов, выявлены разрывные нарушения, определены участки уменьшения толщины и замещения нефтенасыщенных коллекторов, уточнено положение внешнего контура нефтеносности. В трех из десяти скважин установлено наличие трещиноватости в продуктивных пластах, определено направление трещиноватости и выполнена оценка трещинной пористости. На основании полученных результатов в области исследованных скважин рекомендовано бурение 16 горизонтальных эксплуатационных стволов с целью интенсификации добычи и 6 наклонно направленных разведочных стволов с целью прироста запасов. Дано заключение о нецелесообразности бурения 8 проектных эксплуатационных скважин вследствие расположения их на участках замещения или резкого уменьшения толщины продуктивных коллекторов. Не рекомендовано дополнительное бурение на двух нефтяных залежах вследствие малого их размера. На не рекомендованных участках пробурено 6 новых скважин, две из них сразу ликвидированы из-за малой продуктивности (рис. 3), четыре эксплуатируются при небольшой продуктивности (значительно меньшей, чем в соседних скважинах)[8,9].

Заключение

Хотя результаты переинтерпретации были получены уже после бурения на изучаемых участках и потеряли актуальность, тем не менее, они свидетельствуют о высоком потенциале скважинной сейсморазведки в условиях Западной Сибири при соблюдении перечисленных условий.

Рисунок 3. Использование НВСП при эксплуатационном бурении

1 - скважины а- пробуренные, б- проектные; 2- проектные скважины, не рекомендуемые по данным НВСП, из них б- пробуренные, но ликвидированные; 3- исследованные скважины и участки прослеживания по НВСП; 4-изогипсы кровли пласта БС11 по данным М0ГТ-2Д и бурения; 5- изогипсы кровли пласта БС11 с учетом данных ВСП; 6-граница глинизации пласта по данным М0ГТ-2Д; 7- граница резкого уменьшения толщины коллекторовпо данным НВСП

Список литературы

1. Лобанков В.М. РАЗВИТИЕ СИСТЕМЫ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ //Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / ОАО "Научно-производственная фирма "Геофизика"". Уфа, 2008

2. Лобанков В., Гарейшин З., Подковыров А. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИНКЛИНОМЕТРИИ И ГЛУБИНОМЕТРИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН //Бурение и нефть. 2005. № 7-8. С. 26-27.

3. Ленский В.А., Мамлеев Т.С., Даниленко В.Н. СКВАЖИННАЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКА //В. А. Ленский, Т. С. Мамлеев, В. Н. Даниленко. Москва, 2012.

4. Иркабаев Д.Р., Ленский В.А., Адиев А.Я. СКВАЖИННАЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, ТЕХНОЛОГИИ И ВОЗМОЖНОСТИ //Бурение и нефть. 2014. № 5. С. 35-40.

5. Ленский В.А., Ахтямов Р.А. ВЫЯВЛЕНИЕ И ОЦЕНКА ТЕКТОНИЧЕСКОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПО ДАННЫМ НЕПРОДОЛЬНОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО СЕЙСМИЧЕСКОГО ПРОФИЛИРОВАНИЯ //Каротажник. 2012. № 3. С. 83-91.

6. Адиев Я.Р., Валеев Г.З., Коровин В.М., Ленский В.А., Шилов А.А., Хакимов Х.Г. СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ГЛУБИНЫ ПРИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ) //патент на изобретение RUS 2375568 30.09.2008

7. Ленский В.А., Адиев Р.Я., Ахтямов Р.А., Бачурин Н.А., Шапоренко С.Н. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НВСП НА НЕФТЯНЫХ ОБЪЕКТАХ ЗАПАДНОГО ОРЕНБУРЖЬЯ //Технологии сейсморазведки. 2008. № 4. С. 87-92.

8. Ленский В.А., Еникеев В.Н., Ишбулатова А.Л., Чижов С.И., Делия С.В., Брыжин А.А. О ВОЗМОЖНОСТИ ОЦЕНКИ ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО УПРУГИМ СВОЙСТВАМ //Каротажник. 2005. № 1. С. 90-100.

9. Ленский B.А.ПРОБЛЕМЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ВОЛНОВОГО ПОЛЯ ПРИ ВСП //Геофизика. 2004. № 4. С. 13-18.

Размещено на Allbest.ru