Методика бинарной системы сейсмоэлектроразведочных морских работ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»

РЕФЕРАТ

По дисциплине Морская геофизики

Методика бинарной системы сейсмоэлектроразведочных морских работ

Выполнил обучающийся:

Кузьмин Илья Юрьевич

Руководитель: Губайдуллин М.Г. заведующий

кафедрой транспорта, хранения нефти, газа и

нефтегазопромыслового оборудования, профессор, доктор наук

Архангельск 2022

ОГЛАВЛЕНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ 4
• 1. СУЩНОСТЬ МЕТОДА «С.Э.М.»
• 2. СУЩНОСТЬ МЕТОДА «С.Э.М.»

3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО МЕТОДУ «С.Э.М.»

• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


ВВЕДЕНИЕ

Одна из проблем современной нефтедобывающей промышленности это громадные финансовые потери на завершающей стадии поисковаразведочных работ, поскольку лишь 15-20% нефтегазовых структур, указанных геофизическими поисковыми методами, содержат продуктивные залежи, и поэтому обычно 80-85% пробуренных скважин оказываются «сухими». Даже в хорошо изученных геофизическими методами регионах при глубинах свыше 3 км практически только одна из 3-5 пробуренных поисковых скважин оказывается продуктивной, а остальные являются или «сухими», или же малодебитными, малорентабельными в эксплуатации

Причина кроется в том, что стандартные геофизические методы (сейсморазведка, электроразведка, гравиразведка и магниторазведка) поисков нефтегазовых залежей к настоящему времени практически достигли предела в своем совершенствовании они практически на любых глубинах вплоть до 10 км и более уверенно обнаруживают геологические структуры, в которых может находиться нефтегазовый флюид, но не могут дать однозначного ответа: есть ли на самом деле в найденной структуре продуктивные запасы нефтегазового флюида.

Это объясняется тем, что все эти вышеперечисленные стандартные геофизические методы при поисково-разведочных работах базируются на использовании одного физического поля упругого, электрического, магнитного или гравитационного, находят его аномалии в виде определенных структурных геологических образований, которые могут интерпретироваться как структуры-ловушки нефтегазовых флюидов. Но их там может уже и не быть, поскольку нефтегазовый флюид очень подвижен и в результате различных тектонических процессов может переместиться на значительные расстояния от первичной структуры-ловушки.

Кроме этого, в реальных условиях в толщах осадочных пород постоянно происходит взаимодействие множества природных разнородных физических полей, приводящих к появлению «фантомов структур-ловушек». Например, следов пиритизации, линз пресной воды и т.п. Поэтому стандартные геофизические методы дистанционно могут лишь вероятностно, по косвенным, не вполне однозначным, признакам, обнаружить нефтегазовую залежь. Но определить ее вещественный состав не в состоянии, поскольку изучают, в сущности, одно единственное поле и его структурные аномалии. И чем глубже располагается искомая продуктивная залежь, тем меньше вероятность ее достоверного обнаружения.

В частности, если электроразведочными методами проводятся поиски нефтегазовых залежей, то основной поисковый критерий --низкая электропроводимость скоплений углеводородов. Но обнаруженная аномалия электропроводимости может быть вызвана множеством прочих факторов, совершенно не приуроченных к нефти или газу.

Равным образом это происходит и при поисках углеводородов методами сейсморазведки, которая может обнаруживать нефтегазовую структуру и даже определить, например, замедление фазовой скорости упругой волны и ее дисперсию относительно вмещающих пород. На этом основании можно предполагать, что найдена нефтегазовая ловушка с нефтегазовым флюидом. Однако это далеко не факт -- указанные эффекты могут быть обусловлены совсем другими причинами. Однако если геологический разрез изучать при одновременном воздействии на него нескольких разнородных физических полей, а скопление углеводородов рассматривать как уникальное образование с целым набором специфических физико-химических свойств, то решение задачи поисков и детальной разведки нефтегазовых месторождений становится практически однозначным.

1. СУЩНОСТЬ МЕТОДА «С.Э.М.»

В естественных условиях нефть располагается в разного рода структурных ловушках, преимущественно в осадочных породах коллекторах, обладающих достаточно большой пористостью и хорошей проницаемостью, обусловленной микротрещинами, капиллярами, микропорами и т.д. Нефть является диэлектриком с диэлектрической проницаемостью 2-4 и практически не проводит электрического тока. В зависимости от поперечных размеров микротрещин, капилляров и микропор возможно перемещение микрочастиц нефти:

* при размерах свыше 0,25 мм движение происходит достаточно свободно, в соответствии с законами гравитации, теплофизики и действующими дополнительными силами.

* при размерах 0,25-0,001 мм перемещение несколько затруднено и определяется преимущественно капиллярными и дополнительными силами.

* при размерах меньше 0,001 мм перемещение сильно затруднено.

В зависимости от глубины залегания и температуры в коллекторе нефть может находиться в нем в самых разнообразных состояниях: парообразном, газообразном, газоконденсатном, газогидратном, коллоидном и т.д. При воздействии упругих (сейсмических) колебаний на нефтяную залежь, находящуюся в условиях естественного залегания, возможны перемещения частиц нефти в объеме коллектора, что сопровождается различными вторичными процессами, параметры которых могут служить качественными и количественными индикаторами наличия или отсутствия нефти в данном коллекторе.

При воздействии электрических полей на нефтяную залежь, находящуюся в условиях естественного залегания, возможны как пространственные перемещения частиц нефти в объеме коллектора, так и структурные, электрополяризационные, электроориентационные, без пространственного перемещения частиц. При этом происходят разнообразные процессы, что сопровождается различными вторичными явлениями, параметры которых могут служить качественными и количественными индикаторами наличия или отсутствия нефти в данном коллекторе. При одновременном (или в заданной временно-пространственной последовательности) воздействии на залежь нескольких разнородных полей, например, электрических и упругих, в ней протекает еще несколько дополнительных сейсмоэлектромагнитных процессов, параметры которых однозначно связаны с вещественным составом и физико-химическими свойствами нефтегазового флюида и вмещающего его коллектора, что позволяет говорить о характерных поисковых признаках. Именно на этом основаны принципиально новые геофизические технологии. Давно известен и применяется в электроразведке сейсмоэлектрический эффект (СЭЭ), возникающий при прохождении упругих волн через влагосодержащие осадочные породы. Под действием упругой волны происходит смещение подвижной части двойных электрических слоев (ДЭС) в капиллярах, микропорах и микротрещинах осадочной породы, в результате чего происходит временное разделение зарядов в двойных слоях и возникает электрическая разность потенциалов между отдельными зонами. Поскольку капилляры, микропоры и микротрещины в общем случае ориентированы хаотически, то разность возникающих таким образом сейсмоэлектрических потенциалов (СЭЭ I рода) весьма мала. Если одновременно с упругой волной произвести электрическое воздействие на изучаемую зону осадочной породы, то произойдет ориентация (электрическая вызванная поляризация) некоторой части заряженных подвижных частиц по силовым линиям электрического поля, т.е. почти в одном направлении. И если, в среднем, ориентация заряженных частиц и направ ление действия упругой волны, перемещающей эти частицы, совпадают, то сейсмоэлектрическая разность потенциалов может существенно увеличиться, т.е. возникает вызванный сейсмоэлектрический эффект значительной величины. Структурно нефтегазовая залежь (НГЗ) представляет собой естественное скопление углеводородов (нефти и газа) в капиллярах, микропорах и микротрещинах вмещающей породы-коллектора, ограниченное сверху непроницаемой для нефтегазового флюида покрышкой и снизу -- слоем минерализованной воды. Такому геологическому образованию присущ ряд уникальных физико-химических свойств, выделяющих его среди всех других известных естественных геологических образований в осадочных породах. Во-первых, частицы нефтегазового флюида, находясь в сообщающейся системе капилляров, микропор и микротрещин вмещающей породы-коллектора, имеют несколько степеней свободы, определенных ориентацией этих капилляров и микротрещин, и способны в них перемещаться под действием внешних сил (что и является основной причиной естественной миграции нефти и газа к дневной поверхности, до места скопления в ловушке). Таким образом, нефтегазовую залежь можно рассматривать как целостную полифазную флюид динамическую систему.

Во-вторых, молекулы углеводородов -- диэлектрики, они электрически нейтральны и содержат равное число положительных и отрицательных зарядов. При этом, поляризованная молекула углеводорода (в общем случае CnH2n+2) обладает электрическими свойствами и ее можно рассматривать как диполь, имеющий дипольный электрический момент и подверженный поляризации -- ориентации во внешнем электрическом поле.[1]

В-третьих, нефтегазовый пласт (НГП) может быть представлен в виде идеализированной структуры, в которой выделяется пять не четко разграниченных, но значительно различающихся по своим физико-химическим свойствам зон: зона свободного газа, зона нефти с растворенным в ней газом, зона нефти, гидрофобная зона нефти и зона минерализованной воды (рис. 1).

Рисунок 1-Модель нефтегазового пласта

По своим электрофизическим свойствам НГП может быть представлен в виде электрического конденсатора, верхней проводящей обкладкой в котором является хорошо электропроводящая покрышка (зона 2), а нижней -- слой хорошо электропроводящей минерализованной воды (зона 7). Между этими обкладками находится нефтегазовый флюид (зоны 3-6) диэлектрик, способный электрически поляризоваться, накапливая электрическую энергию.

Все это в совокупности определяет способность НГП накапливать электрический заряд под воздействием поляризующего электрического поля, и может накопить ее тем больше, чем больше напряженность поляризующего поля и чем больше объем нефтегазового флюида находится в зоне воздействия электрического поля и сейсмических волн.

В-четвертых, если такой своеобразный конденсатор зарядить мощным поляризующим электрическим полем, а затем сейсмическим воздействием вызвать ориентированное перемещение электрически поляризованных частиц нефтегазового флюида в капиллярах и микротрещинах вмещающей породы коллектора, то произойдет генерация электрического тока и последующее возбуждение вторичного ЭМП в окружающей НГП среде, мгновенно регистрируемого на дневной поверхности в виде сигнала-отклика (НГЗ-отклика).

Рисунок 2 - Структурная схема полей, воздействующих на НГП

бинарный сейсмоэлектроразведочный морской нефтегазовый

При этом важно отметить, что такой эффект может возникать только в пластах НГЗ никакое другое природное образование пород, такими свойствами не обладает. Поэтому можно говорить о достоверном поиске НГЗ, что хорошо доказывается нашими опытно-производственными работами, проведенными на суше и морских акваториях. На таком одновременном двухполевом воздействии на скопление углеводородов и основан инновационный сейсмоэлектромагнитный (СЭМ) метод поиска.[1]

2. МОРСКОЙ МОДИФИКАЦИЯ МЕТОДА «С.Э.М.»

Аппаратно-программный комплекс размещается на судне водоизмещением от 500 регистровых тонн и энергетической электроустановкой мощностью не менее 200 кВт. Поляризующее электрическое поле возбуждается в среде электрическими токами с амплитудами не менее 1000 А с помощью двух питающих линий: вертикальной А1В1 (длиной до 1-2 км, в зависимости от глубины моря на исследуемой акватории) и горизонтальной А2В2 (длиной до 5 км).

Упругое воздействие осуществляется с помощью двух источников упругих колебаний (ИУК1 и ИУК2), с мощностью каждого не менее 1000 кДж. При этом ИУК2 размещается на вспомогательном судне меньшего тоннажа, способном перемещаться быстрее основного судна и создавать упругое воздействие в любой заданной точке слева или справа вдоль изучаемого профиля в строго заданные моменты времени. Применение двух источников электрического поля и двух-трех источников упругого поля обусловлено тем, что капилляры и микротрещины в коллекторе не являются строго однонаправленными и прямолинейными, однако есть некая усредненная их ориентация, вдоль которой и необходимо осуществлять электрическое и упругое воздействия, формируя электрическое и упругое поля заданной конфигурации, в зависимости от пространственного положения изучаемого нефтегазового пласта. Поэтому и возникающее вторичное сейсмоэлектромагнитное поле содержит три электрических и три магнитных компоненты по осям x, y, z.

Рисунок 3 - Структурная схема АПК морского базирования.

В целом суммарная (интегральная) интенсивность вторичного сейсмоэлектромагнитного поля пропорциональна интенсивности воздействующих полей, объему нефтегазового флюида, оказывающегося в зоне максимального воздействия, степени совпадения ориентации главной части капилляров с направлением силовых линий воздействия электрического и упругого полей. Именно в совпадении направлений состоит основа успешности или неуспешности метода СЭМ. Прием электрических и магнитных компонент вторичного электромагнитного поля осуществляется с помощью вертикальной M1N1 и горизонтальной M2N2 приемных линий, состоящих из нескольких приемников каждой составляющей электромагнитного поля. Обработка принимаемых сигналов и выделение полезной информации осуществляется в реальном масштабе времени с помощью многопроцессорного вычислительного комплекса, работающего по специализированным программам. [1]

Геодезическая привязка результатов измерений осуществляется с помощью спутниковых систем позиционирования ГЛОНАСС/GPS

3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО МЕТОДУ «С.Э.М.»

Как правило, метод СЭМ наиболее рационально использовать для детальной разведки структур, уже обнаруженных сейсморазведкой и другими геофизическими методами. Однако в случае необходимости (особенно в регионах, в которых ранее никакая геологоразведка не проводилась) имеет смысл провести поисковые работы по профилям, обнаружить отдельные структуры, которые затем детально изучить. Проведение поисково-разведочных работ в общем случае следует начинать с эталонирования аппаратуры: выполнения исследований вблизи устья разведочной или промысловой скважины или над хорошо разведанной многопластовой залежью. Это необходимо для определения (или для уточнения) скорости распространения упругих волн в изучаемом геологическом разрезе.

Если этот район не разведан, то необходимо провести работы на системе нескольких региональных, желательно параллельно-перпендикулярных профилей, по всей площади, выделенной для работ, и как только будет обнаружен характерный сейсмоэлектромагнитный сигнал, провести вертикальное сейсмоэлектромагнитное зондирование с целью уточнения глубины залегания отдельных пластов нефтегазовой залежи, определения продуктивных пластов и оконтуривания наиболее продуктивной зоны нефтегазовой залежи Детальное изучение нефтегазовой залежи с целью определения места заложения разведочной скважины проводится, как правило, путем выполнения проведения вертикального сейсмоэлектромагнитного зондирования, которое осуществляется в двух основных режимах.

Режим 1. -Работа ведется с короткими импульсами, при этом электрический и упругий импульсы имеют примерно равную длительность (до нескольких сотен миллисекунд).[2]

Режим 2. Работа проводится упругими и электрическими импульсами большой длительности (до 10-15 секунд). В режиме 1 упругий и электрический импульсы должны иметь максимально возможные амплитуды, а время запаздывания между ними необходимо постепенно увеличивать от некоторого начального момента до максимального, определяемого максимально возможной (предполагаемой) глубиной залегания нефтегазового пласта (с шагом в 5 мс). При этом измерения вторичного сейсмоэлектромагнитного сигнала проводятся по циклам, с использованием методики накопления 10-50 принимаемых электротромагнитных сигналов в каждом цикле -- в зависимости от интегральной интенсивности принимаемого сигнала и уровня внешних электромагнитных помех естественного или искусственного происхождения. В каждом цикле первоначально излучается упругий импульс, а за ним с задержкой, определяемой усредненной скоростью упругих колебаний в изучаемом разрезе и известной (или предполагаемой) глубиной залегания первого (от поверхности) нефтегазового пласта, излучается электрический импульс так, чтобы оба импульса достигали пласт практически одновременно, с опережением электрическим импульсом упругого на 1-2 мс.

Рисунок 4- Результаты детального изучения нефтегазовой залежи

В каждом следующем цикле измерений задержка увеличивается на 5 мс пока не будет достигнута заданная глубина исследования. В режиме 2 работы проводятся с короткими упругими импульсами и электрическими импульсами большой длительности (до 10-15 с). При этом поляризующее электрическое поле во всех пластах возбуждается практически одновременно и действует 10-15 с. Упругий импульс, распространяющийся вглубь разреза со скоростью 2-2,5 км/с, достигает каждого пласта с некоторым запаздыванием и порождает СЭМ-сигнал.

Этот сигнал практически мгновенно достигает поверхности Земли (воды), где располагаются приемные и питающие линии. При этом в питающей линии в это время протекает первичный поляризующий ток весьма большой величины (до 1-2 тыс. А), поэтому возникает непростая проблема выделения вторичного сейсмоэлектромагнитного сигнала на фоне, значительно превышающего его первичного сигнала. Отсчеты вторичного сейсмоэлектромагнитного сигнала, принимаемые на поверхности, берутся через каждые 2-5 мс. В результате анализа таких измерений, проводимых на каждом пикете заданного профиля, могут быть оконтурены все зоны над продуктивными пластами изучаемой нефтегазовой залежи (рис. 4). При детальном изучении обнаруженной многопластовой нефтегазовой залежи на суше обычно проводится вертикальное сейсмоэлектромагнитное зондирование в режиме 2, при котором временной сдвиг между электрическим и упругим импульсами изменяется дискретно, с достаточно малым шагом (от 2 до 10 мс).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Доля продуктивных скважин при разведке нефтегазовых залежей с применением СЭМ-метода достигает 85-90% от общего числа разведочных скважин против 20-25% при применении обычных методов разведки.

Таким образом, при сопоставимых с традиционными методами геофизической разведки затратах на поиски и детальную разведку месторождений углеводородов, СЭМ-метод обеспечивает значительно больший экономический эффект за счет снижения потерь при бурении «сухих» скважин

«СЭМ»-метод позволяет получать абсолютно надежную информацию о качестве углеводородного флюида, насыщающего продуктивный углеводородный коллектор. Технологии «СЭМ» позволяют дифференцировать водо- и углеводородонасыщенные коллекторы независимо от их типа (структурный, литологический экранизированный, рифогенный и т.д.). При этом технология позволяет определять промышленные залежи углеводородов при залегании на глубинах до 5 км при мощности коллектора от 10 и более метров. СЭМ-метод экологически безопаснее, чем стандартные геофизические методы. своей универсальностью, а огромное количества методов и приборов делают сейсморазведку наиболее перспективным методом разведки.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Мельников В.П., Лисов В.И., Брючовецкий О.С., Бобровников Л.З. Инновационная геофизика: бинарные течнологиипрямыч поисков месторождений полезных ископаемых (ю. 1) // Инженер-нефтяник. № 1. 2011.

2. Бобровников Л.З., Бобылов Ю.А., Головин С.В., Добрынин С.И. Научный журнал Российского газового общества. 2015. № 2-3. С. 20-34.

Размещено на Allbest.ru