Изучение перспективных зон развития ловушек углеводородов методами динамической инверсии волновой записи

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

КАФЕДРА ГЕОФИЗИКИ

СИБИРСКИЙ НАУЧНО ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ И МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ

Квалификационная работа на соискание степени бакалавра

ИЗУЧЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗОН РАЗВИТИЯ ЛОВУШЕК УГЛЕВОДОРОДОВ МЕТОДАМИ ДИНАМИЧЕСКОЙ ИНВЕРСИИ ВОЛНОВОЙ ЗАПИСИ

Научные руководители

Г.А. Берилко

Н.К. Губина

Новосибирск 2009 г.

ВВЕДЕНИЕ

По мере развития и совершенствования методов обработки сейсмических данных становилось все более очевидным, что кроме традиционной информации о структуре геологических толщ сейсмические временные разрезы несут сведения о вещественном составе пород и условиях осадконакопления. Возникла острая необходимость в создании новых методов интерпретации, заключенной в сейсмических данных.

Современные сейсмические разрезы ОГТ МОВ зачастую весьма сильно похожи на геологические разрезы. Поэтому кажется, что их вполне может интерпретировать геолог, не имеющий четких представлений о принципиальных ограничениях, присущих геофизическим методам. На сейсмических разрезах изображается интегральная волновая картина, формирующаяся при распространении сейсмических волн в земной коре, и взаимное расположение пластов горных пород - лишь один из многих факторов, определяющих эту картину. Анализ и обработка сейсмических данных помогают подавить множество сигналов, не связанных с реальными отражениями от границ пластов. Следует помнить, что в большинстве своем регистрируемые отражения являются результатом сложной интерференции нескольких элементарных сигналов, поэтому не существует прямого однозначного соответствия между отражением, видимым на сейсморазведке МОВ, и поверхностью раздела в недрах земной коры.

Даже в случае высококачественных регистрации и обработки и при наличии вблизи профиля скважины с данными ГИС, что предполагает возможность выделения именно первичных отраженных сигналов, остается некоторая неоднозначность определяемая ограничениями, связанными с длиной сейсмической волны.

При интерпретации данных сейсморазведки методом ОГТ (ОСТ), есть возможность дополнительно использовать количественную характеристику амплитуд. Тщательная динамическая обработка полевого материала хорошего качества позволяет получать сейсмические трассы с высоким уровнем амплитудной и временной разрешенности, т.е. с преобладанием коротких импульсов однократных отражений. Такие сейсмические трассы близки к импульсной сейсмограмме, на которой амплитуды колебаний пропорциональны коэффициентам отражения соответствующих границ. На этой зависимости базируются различные методы динамической инверсии волновой картины, преобразующие амплитуды сейсмических колебаний в оценки упругих свойств горных пород. В этой работе представлены результаты работы на основе эффективных коэффициентов отражения, на территории Томской области.

Открытие в Западной Сибири промышленных месторождений нефти и газа, приуроченных к антиклинальным объектам в верхнеюрских горизонтах, предопределило основное направление геолого-геофизических исследований на долгие годы - картирование и подготовка к бурению локальных структур. Работы с 70х годов проводились методом отраженных волн, который позже перешёл от однократного (МОВ) к многократному перекрытию (МОГТ). МОГТ - позволил добиться больших результатов и стал основным методом геофизики. К середине 80-х годов стало очевидным, что фонд крупных и средних локальных поднятий, расположенных в пределах нефтегазоперспективных территорий близок к минимуму. В то же время, согласно экспертным оценкам, значительная доля ресурсов углеводородов может быть сосредоточена в нетрадиционных объектах, в том числе, и неантиклинальных. В 1985г. перед геологами и геофизиками была поставлена задача разработки методики поиска и подготовки к бурению нетрадиционных сложнопостроенных объектов - неантиклинальных ловушек (НАЛ). На территории Томской области первый опыт проведения сейсморазведочных исследований в этом направлении. Для решения задач прогнозирования геологического разреза и выявления НАЛ использовались сеймофациальный анализ, пакеты РЕАПАК, ИНТЕРСЕЙС, СВАН-анализ, СФА и т.д. В частности, именно с широкого использования комплекса РЕАПАК, разработанного в СНИИГГиМСе под руководством Д.И. Рудницкой, с геологических обобщений и рекомендаций, опубликованных в работах Е.Е. Даненберга, В.Б. Белозерова, И.А. Иванова и других, началась история поиска сложнопостроенных нефтегазоперспективных объектов Томскими геофизиками.

Поисковое, опорное, параметрическое и разведочное бурение в Западной Сибири проводится еще с 50-х годов.

Оно дает уникальную информацию для формирования модели геологического строения Западно-Сибирской платформы.

Планомерное изучение юго-восточных районов Западной Сибири геолого-геофизическими методами показало впечатляющие результаты. За все годы (данные 2002 года) нефтепоисковых работ не территории Томской области проведены следующие работы:

§ Подготовлено к глубокому бурению 488 нефтегазоперспективных объектов (31 из которых НАЛ);

§  Глубоким бурением проведена оценка 332 подготовленных объектов со 100% подтверждаемостью структур по результатам сейсморазведочных работ. Треть из них открыли месторождения;

К сожалению, до сих пор отличается неравномерная изученность Томской области глубоким бурением, и геофизическими исследованиями.

Безусловно, наиболее изучены на территории Томской области. Горизонты верхней юры, детально охарактеризованы керновым материалом, данными ГИС и результатами испытаний. В данной работе объектом исследованием выбрана верхняя юра.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

)        1D/2D математическое моделирование волновых полей для исследования формы интерференционного сигнала (MatLab R.2008b).

)        Расчет элементарного сигнала f(t) и исследование его формы.

Геоакустическое моделирование в GeoGraphix SeismModeling (скважины: Восток - 3, Тагайская - 3, Северо-Васюганская - 9).

)        2D ЭКО преобразование временного разреза (РЕАПАК- I).

)        Разработка программы позволяющей получать ПАР из разреза ЭКО с приемлемыми ошибками определения эффективных пластовых скоростей (MatLab R.2008b).

Контроль качества: данные ГИС (ВСП, АК и др.).

)        Изучение возможностей ПАР в задачах поиска ловушек УВ (в том числе неантиклинальных).

)        Решение сейсмостратиграфической задачи.

§ Геометрия аномальных объектов.

§  Эффективные пластовые скорости.

§  Литофизическая модель.

Общая схема реализации задачи имеющимися средствами с указанием используемых программ на каждом шаге

ГЛАВА I. ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1 Келловей-волжский сейсмогеологический комплекс

По наличию региональных геологических и сейсмических реперов и с учетом условий формирования в нефтегазоперспективном интервале разреза мезозойских отложений Западной Сибири можно выделить несколько сейсмогеологических комплексов. Нас интересует келловей-волжский комплекс (КВК).

Литолого-фациальные модели строения келловей-верхнеюрских отложений в процессе изучения осадочных образований Западно-Сибирского мегабассейна разрабатывались многократно. От «грубой» региональной, до детальных моделей.

В 1960 - 1970-е годы активно использовались сведения о верхнеюрских отложениях района по данным анализа кернового материала: их стратиграфия, вещественный состав, фациальные и палеогеографические характеристики. В то время сформировалось близкое к современному представление, об условиях формирования келловей-верхнеюрских отложений. [[2] Н.М. Кропачев, 2008]

На большей части исследуемой территории в состав пород КВК входят отложения васюганской, георгиевской и баженовской свит, формирование которых происходило в прибрежно-, мелководно- и глубоководно-морских условиях. Полный разрез юрского мегакомплекса представлен отложениями урманской, тогурской, салатской, тюменской, васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Васюганская свита на большей части исследуемого региона трансгрессивно залегает на континентальных отложениях тюменской свиты, относящейся к подстилающему байос-батскому сейсмогеологическому комплексу. По находкам разнообразной морской фауны ее верхняя граница определена верхним оксфордом. По литологическому составу свита разделена на верхнюю и нижнюю подсвиты.

Нижневасюганская подсвита представлена преимущественно аргиллитами с немногочисленными прослоями песчаников и алевролитов. Толщина подсвиты составляет 30 - 40 м, иногда достигая 50 м.

Верхневасюганская подсвита представлена толщей переслаивающихся песчаников, аргиллитов и алевролитов с прослоями углей и углистых аргиллитов. Полный ее разрез содержит 4 - 5 песчаных пластов, совокупность которых формирует регионально нефтегазоносный на юге Западной Сибири горизонт Ю₁. Наличие регрессивного и трансгрессивного циклов осадконакопления позволяет выделить в разрезе горизонта Ю₁ две пачки, разделенные региональным угольным пластом У₁.

§ Подугольная пачка представлена в разрезе регрессивными песчаными пластами Ю₁⁴, Ю₁³, разделенными пластом аргиллитов. Подугольные песчаники, как правило, имеют плащеобразное распространение и хорошо выдержаны по латерали. Мощность варьируется от 10м в антиклиналях до 50м в депрессионных зонах.

§  Угольный пласт У₁ сформировался в максимум регрессивного цикла осадконакопления, в континентальных условиях. На значительной части исследуемой территории континентальная толща представлена не одним угольным пластом, а пачкой переслаивающихся песчаников, аргиллитов, алевролитов с большим количеством угольных прослоев, достигая 40 - 50 м. Она получила название межугольная пачка.

§  Надугольная пачка залегает в кровле горизонта Ю₁, под подошвой георгиевской свиты. Полный ее разрез содержит трансгрессивные песчаные пласты Ю₁², Ю₁¹, которые формировались в полифациальных условиях. Это обстоятельство предопределило их невыдержанность по латерали. Частое литологическое замещение и выклинивание даже в пределах отдельных площадей. Толщина пачки составляет от 5 до 35 м. Анализ имеющихся литологических материалов показывает, что коллекторские свойства песчаных пластов горизонта Ю₁ васюганской свиты определяются первичными и вторичными факторами, а именно: палеофациальными обстановками осадконакопления и вторичными процессами, связанными с гидротермальной проработкой. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают баровые песчаные тела приливно-отливных зон, регрессивные песчаники, периферийные участки дельтовых протоков и т. д. Устойчивость коллекторских свойств пластов по латерали зависит от фациальной однородности строения песчаного резервуара. Есть материалы показывающие, что фильтрационно-емкостные характеристики верхнеюрских песчаных пластов значительно изменяются. Пористость коллекторов, как правило, колеблется в диапазоне от 10 до 28%, проницаемость - 1-5 милидарси и более. [[1] В.А. Конторович,2002]

1.2 Стратиграфическая приуроченность залежей нефти и газа

Наличие в разрезе верхней юры регионально-развитого горизонта Ю₁ являющегося резервуаром для залежей углеводородов и перекрывающих его битуминозных аргиллитов баженовской свиты, выполняющих, с одной стороны, роль основного источника углеводородов, с другой - региональной покрышки, создает исключительно благоприятные предпосылки для формирования месторождений нефти и газа. В отложениях горизонта открыто более 70 месторождений нефти и газа, причем все они в той или ивой мере связаны с антиклинальными структурами. Все залежи горизонта Ю₁ можно разделить на три класса, которые связаны:

§ с отложениями надугольной пачки (пласты Ю₁^1-2);

§  с отложениями подугольной (пласты Ю₁^3-4), и надугольной пачек (пласты Ю₁^1-2);

§  с отложениями подугольной пачки (пласты Ю₁^3-4).

К первому классу относятся залежи, связанные исключительно с песчаными пластами Ю₁^1-2. Как правило, они распространены в том случае, когда отложения над- и подугольной пачек разделены толщей аргиллитов либо относительно мощной угольной пачкой. В этом случае последние играют роль экрана на пути миграции углеводородов из баженовской свиты в регрессивные подугольные песчаные пласты. В частности, такая ситуация наблюдается на Первомайско-Весеннем месторождении, где обладающие хорошими коллекторскими свойствами подугольные песчаные резервуары, хотя и широко распространились, не содержат залежей углеводородов. При этом толщина продуктивной части разреза не превышает 10 - 15 м, а высота залежи - более 100 м. К этому классу относятся также Грушевое, Горстовое, Игольско-Таловое. Карайское, Западно-Карайсиое, Двойное и многие другие месторождения.

Аналогичную роль экрана на пути миграции углеводородов из нефтематеринской баженовской свиты в надугольные песчаные пласты горизонта Ю₁ могут выполнять аргиллиты георгиевской свиты, в зонах распространения которой залежи углеводородов отсутствуют. Откуда следует, что присутствие георгиевской свиты неблагоприятно для формирования залежей в отложениях горизонта Ю₁.

Ко второму классу относятся месторождения нефти и газа, в которых наличие залежи в подугольной части сопровождается присутствием углеводородов и в надугольной, которая обычно больше по площади. Этот тип залежей наблюдается при отсутствии надежного экрана, разделяющего над- и подугольные резервуары. В этом случае залежи гидродинамически связаны между собой и имеют единый ВНК. К этому классу относятся Вахское, Оленье, Катыльгинское, Крапивинское, Столбовое, Малореченское, Герасимовское, Мыльджинское и другие месторождения.

К третьему, наиболее редкому, классу относятся месторождения, в которых залежь углеводородов распространена только в подугольной пачке. Для этого типа месторождений характерно то, что надугольная часть разреза имеет незначительную толщину, низкие коллекторские свойства, а надежный экран, разделяющий верхнеюрские регрессивные и трансгрессивные отложения, отсутствует. Месторождения этого класса, открытые на Поселковой, Моисеевской, Полуденной, Средненюрольской и других площадях относятся к категории мелких.[1]

Для формирования классических ловушек, способных содержать залежи углеводородов, необходимо наличие:

ü коллектора, способного аккумулировать залежь;

ü  покрышки, способной удерживать залежь;

ü  благоприятных структурно-тектонических условий, позволяющих сохранить залежь.

При поиске и подготовки к бурению традиционных антиклинальных нефтегазоперспективных объектов в верхней юре решалась только третья задача. Обоснованием для такого подхода было региональное распространение горизонта Ю₁ способного служить резервуаром и перекрывающих его отложений баженовской свиты - надежного флюидоупора. При поиске сложнопостроенных НАЛ необходимо решать все три задачи.

Наиболее широко распространены методические приёмы комплексной интерпретации материалов сейсморазведки и геологических данных, нацеленные на решение этих задач, опирающихся на принципы сейсмостратиграфии.

Сейсмическая стратиграфия - это изучение стратиграфии и фациального состава осадочных пород посредством интерпретации данных сейсморазведки. При анализе материалов используется преимущественно визуальный анализ сейсмических разрезов. Стратиграфию анализируют по конфигурации сейсмических отражений, изучая геометрические формы сейсмокомплексов.

Классические методы стратиграфии и литостратиграфии в нефтегазоносных бассейнах опираются на анализ геологических материалов по обнажениям, расположенным главным образом в периферических частях бассейнов, изучение керна скважин и материалов ГИС. Сейсморазведка позволяет осуществлять непрерывное картирование геологических тел в трехмерном геологическом пространстве, что делает существенно более детальным и точным литостратиграфические построения.

Анализ сейсмических фаций включает восстановление обстановок осадконакопления и выделение литофаций. Под сейсмофацией понимают группу сейсмических отражений, обладающих определенным сочетанием таких характеристик, как конфигурация амплитуды, непрерывность частоты и интервальная (пластовая) скорость. Прогноз осадочных фаций по сейсморазведочным данным возможен также благодаря использованию специальных методов интерпретации сейсмических отражений. Его можно назвать сейсмофациальным анализом, который является составной частью сейсмостратиграфического подхода. Тип сейсмофации, соответствующей песчано-глинистым отложениям, зависит от глубины моря в момент осадконакопления. Поэтому построение схемы обстановок осадконакопления с расчленением ее на зоны и окраины шельфа, континентального склона и дна бассейна позволяет получить основу для первого приближения классификации терригенных сейсмофациальных единиц. [2].

Цель сейсмостратиграфического анализа - восстановление условий седиментации, прогноз литологического состава и картирование геологических тел на базе комплексной интерпретации сейсморазведочных и геологических данных.

Все залежи УВ в отложениях горизонта Ю₁ связаны с антиклинальными структурами III порядка. До середины 80-х годов локальные поднятия, выделенные в структурном плане баженовской свиты, рассматривались в качестве основных нефтегазоперспективных объектов. Анализ акустических характеристик КВК свидетельствуют о том, что отложения баженовской свиты обладают аномально низкими скоростями распространения продольных сейсмических волн относительно вмещающих толщ. Приуроченный к ее подошве горизонт II^a - наиболее надежный сейсмический репер. Горизонт обладает высоким энергетическим уровнем и хорошо коррелируется на временных разрезах. На современной стадии геолого-геофизической изученности региона ошибка определения глубины горизонта по сейсморазведочным данным не превышает 10 м, что позволяет осуществлять кондиционные структурные построения масштаба 1:50 000, 1:20 000.

На сегодняшний день основная масса неразведанных ресурсов УВ остается сконцентрированной в отложениях верхней юры. Все месторождения нефти и газа в отложениях горизонта Ю₁ связаны с локальными поднятиями, залежи нефти в их пределах, как правило, контролируются не только структурным фактором, но и наличием литологических экранов.

При подготовке нефтегазоперспективных объектов необходимо решать следующие задачи:

§ определить глубины залегания поверхностей флюидоупора и резервуара;

§  определить зону распространения и качество покрышки;

§  оценить возможность существования тектонических экранов и осуществить их картирование.

Наличие в разрезе регионального флюидоупора - баженовской свиты, позволяет кондиционно решать первые две задачи.

Вследствие этого задача картирования сложнопостроенных литологических, литолого-стратиграфических, структурно-литологических ловушек в келловей-волжских отложениях сводится к определению зон распространения, замещения песчаных пластов и прогнозированию участков, наиболее перспективных для формирования высокодебитных коллекторов. Эта задача также одна из важнейших на стадии разведки и доразведки уже открытых месторождений нефти и газа.

Метод динамической инверсии временного разреза, позволяющий получать временные разрезы эффективных коэффициентов отражений (ВРЭКО) и псевдоакустические разрезы (ПАР) - помогает решать в рамках эффективной модели все вышеназванные задачи, в том числе выделение и картирование разрывных нарушений.

Изучение свойств и природы интерференционной записи, позволяет правильно интерпретировать разрезы ЭКО. Поэтому, рассмотрим акустические характеристики КВК.

2. ГЛАВА II. ИССЛЕДОВАНИЯ АКУСТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК КВК НА ОСНОВЕ ГЕОАКУСТИЧЕСКОГО И МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

 

2.1 Акустическая характеристика келловей-волжских отложений

В западных и центральных районах региона скорость распространения продольных сейсмических волн в породах баженовской свиты 2700-3000 м/с. Акустические свойства аргиллитов георгиевской свиты в значительной степени зависят от условий осадконакопления и могут изменятся от 3000 до 4000 м/с.

Несмотря на наличие в разрезе верхневасюганской подсвиты различных литологических разностей, эти отложения характеризуются «акустической невыразительностью». Перепады скоростей на границах между песчаниками, аргиллитами и алевролитами, как правило, не превышают 200-500 м/с, (за исключением пластов углей и углистых аргиллитов со скоростями 2500-3000 м/с, рис. 2.1).

На территории Томской обл. мощность келловей-волжских отложений, как правило, не превышает 100 - 120 м.

При стандартной «среднечастотной» сейсморазведке длина волны также около 100 м, следовательно, келловей-волжский комплекс пород отображается на временных разрезах одной интерференционной волной - волновым пакетом IIa. Наличие в разрезе баженовской свиты, затрудняет прогнозирование разреза неоднородных нефтеносных песчаных пластов васюганской свиты. Влияние васюганской свиты на характер сейсмической записи проявляется в осложнении фаз интерференционной волны и изменении ее динамических характеристик.

келловей волжский нефть газ

Рис. 2.1 Литолого-акустическая модель келловей-волжских отлжений: 1 - аргилиты; 2 - алевролит; 3 - песчанник; 4- уголь

Несмотря на наличие в разрезе верхневасюганской подсвиты различных литологических разностей, эти отложения характеризуются «акустической невыразительностью». Перепады скоростей на границах между песчаниками, аргиллитами и алевролитами, как правило, не превышают 200-500 м/с, (за исключением пластов углей и углистых аргиллитов со скоростями 2500-3000 м/с, рис. 2.1). На территории Томской обл. мощность келловей-волжских отложений, как правило, не превышает 100 - 120 м. При стандартной «среднечастотной» сейсморазведке длина

2.2 1D/2D моделирование

В рамках проведенных исследований с использованием аппарата математического моделирования волновых полей проанализированы энергетические характеристики волн, сформировавшихся в интервале баженовской свиты и в ситуациях, типичных для строения васюганской свиты (рис. 2.2).

Рис. 2.2 Одномерное моделирование (по Конторовичу В.А.)

Качественная характеристика интенсивности отраженных волн оценивалась величиной отношения максимальных амплитуд волн, сформировавшихся на границах (или серии границ) васюганской свиты, к максимуму отраженной волны от пачки глинисто-кремнистых пород. Анализ рассчитанных сейсмических трасс показал, что реальное влияние на динамические характеристики волны II^а может оказывать развитие в разрезе васюганской свиты отложений межугольной пачки либо угольных пластов толщиной 2 м и более, интенсивность отраженных волн от которых составляет 25 - 60 % от энергетического уровня волны, сформировавшейся на баженовской свите. Воздействовать на характер волнового поля могут также 15 - 20-метровые пачки плотных (известковистых) песчаников, характеризующихся относительно высокими пластовыми скоростями (A_max = 0.25^.A_min), либо "чистых" аргиллитов с относительно низкими скоростями распространения продольных сейсмических волн (A_max = (0.2 - 0.4) ^.А_bg).

В зависимости от изменения толщины отложений, разделяющих пачки с аномальными акустическими характеристиками, интенсивность интерференционной волны может, как увеличиваться, так и уменьшаться. Очевидно также, что "глинизация" локальных песчаных пластов васюганской свиты, толщина которых составляет 3-10 м, не может существенно влиять ни на рисунок сейсмической записи, ни на динамические параметры интерференционной волны.

Опыт интерпретации геолого-геофизических материалов показывает, что при существующей частоте сейсмической записи решение этих задач необходимо осуществлять по косвенным признакам.

D моделирование

Рассмотрим обобщенную литолого-акустическую модель келловей волжской части разреза. По модели построен синтетический временной разрез (рис. 2.3). В рамках модели анализировалось влияние увеличения толщины верхневасюганской подсвиты от 35 до 80 м на характер сейсмической записи волнового пакета II^a. Интерпретация полученных материалов позволила сделать вывод о том, что увеличение толщины горизонта Ю₁ находит отражение в «длительности» волнового пакета II^a, т.е. происходит постепенное увеличение ΔТ между горизонтом II^a и I^б - последней фазой волнового пакета. Если толщина верхневасюганской подсвиты достигает 40 - 45 м, происходит осложнение отрицательной фазы волны, и между горизонтами II^a и I^б появляется дополнительный экстремум. Рассматривая полученные результаты математического моделирования волновых полей с позиции динамического анализа, можно отметить, что процесс уменьшения толщины надугольной пачки находит отражение в распределении амплитудных и частотных характеристик сейсмической записи. На временном разрезе это отображается в виде падения энергетического уровня интерференционной волны IIa и уменьшения частоты сейсмической записи волнового пакета IIa.

Рис. 2.3 Влияние толщины горизонта Ю1 на характер сейсмической записи волнового пакета IIа: а - акустические модели, б - синтетический временной разрез

Полученные выводы хорошо согласуются с физическими основами сейсморазведки. Если считать интерференционную волну суперпозицией сигналов, формирующихся на акустических границах, то очевидно, что при несущей частоте импульса 30 - 40 Гц уменьшение расстояния между коэффициентами отражения в определенный момент приводит к «противофазности суммирования» сформировавшейся волны. Следовательно, энергетический уровень и частота интерференционной волны должны существенно падать (рис. 2.4).

Рис. 2.4 Синтетический временной разрез, в ситуации с уменьшением мощности надугольной и межугольной пачки. (MatLab.R2008b)

В рамках дипломной работы были проведены дополнительные исследования эффектов интерференции на временном разрезе. Опираясь на физические принципы сейсморазведки о суперпозиции сигналов, в среде MATLAB.R008b были промоделированы различные ситуации (в том числе выше названные (рис. 2.2, 2.3)) для сигнала f(t) определенного при одномерном моделировании на скважинах.

На рисунке 1.4 Представлен результат моделирования временного разреза из следующей пластовой модели: 30м - Баженовская свита (3200м/с), 15м - Георгиевская свита (4500м/с), далее среди однородной толщи верхневасюганской свиты (4000м/с) - два угольных пласта по 7 м (2500м/с). Различные соотношения мощности над и межугольной пачки разбивают синтетический ВР на три зон:

§ В зоне 1 - достаточно большая мощность надугольной пачки (до 150м), и волновой пакет имеет три хорошо отличимых положительных экстремума. Считая от первых вступлений, вторая горизонтальная отрицательная фаза в этой зоне самая невыразительная.

§  В зоне 2 - оба положительных максимума образованных в нижней части модели - сходятся в один растянутый положительный экстремум. Соответственно энергетический уровень волны II^a в этой зоне наименьший. Вторая отрицательная фаза здесь принимает максимальное значение.

§  В зоне 3 - Соотношение мощностей становится такой, что сигнал синфазно суммируется, образуя максимальную вторую положительную фазу, а вторая отрицательная и первая положительная наоборот теряют амплитуду.

Таким образом, от 1ой к 3й зоне можно прогнозировать, что коллекторские свойства Ю₁¹ ухудшаются, а Ю₁² - улучшаются.

Рассмотрим конкретный пример ловушки. При интерпретации сейсморазведочных материалов зоны понижения значений энергетического уровня волн часто связывают с влиянием нефтяных залежей и воспринимают как прямой поисковый признак - «эффект белого пятна». На рисунке 2.5 приведены две модели келловей-волжских отложений, удовлетворяющих единой акустической модели.

Рис. 2.5 Синтетический временной разрез (а), рассчитанные по нему амплитудные характеристики волн (б) и возможные варианты интерпретации (в, г). 1 - флюидоупор; 2 - коллектор; 3 - зона замещения непроницаемыми разностями; 4 - залежи УВ

В первой рассматривается структурная ловушка, во второй предполагается, что в присводной части структуры пласт-коллектор замещается непроницаемыми разностями. Выше приведены синтетические трассы и график эффективных амплитуд. Если имеет место структурно-литологическая залежь, то зоне ее распространения соответствуют повышенные значения амплитудно-энергетических параметров волн II^a. Для структурной ловушки контур нефтеносности, напротив, характеризуется пониженными значениями энергии волны.

Этот пример позволяет подчеркнуть, что задача восстановления геологического разреза продуктивных отложений и прогноза контуров нефтеносности по сейсмическим данным не имеет однозначного решения и требует использования всей совокупности геолого-геофизической информации, в первую очередь, данных бурения и ГИС.

ГЛАВА III.          ДИНАМИЧЕСКАЯ ИНВЕРСИЯ ВОЛНОВОЙ ЗАПИСИ

3.1 Метод ПАК

Исходными данными для псевдоакустического каротажа служат трассы временного разреза ОГТ, обработанные с сохранением относительных амплитуд. Предпочтительно использовать мигрированный разрез - по причине его более высокой горизонтальной разрешенности, на котором полезные импульсы приведены к нуль-фазовой форме. В результате предшествующей динамической обработки временной разрез превращен в последовательность трасс коэффициентов отражения (КО). Каждый амплитудный отсчет  такой трассы равен соответствующему коэффициенту отражения  при нормальном падении плоской волны на плоскую границу  раздела двух слоев с акустическими жесткостями  и . Для такого случая известно соотношение:

                                                                                   (1)

Отсюда можно найти акустическую жесткость подстилающего слоя по жесткости покрывающего слоя при заданном КО разделяющей их границы:

                                                                                (2)

При геологической интерпретации обычно используют оценки не , а сейсмических скоростей , которые определяются по скважинным данным и полевым наблюдениям. В осадочных породах влияние изменений плотности на величины КО значительно меньше, чем влияние изменений скорости. В условиях отсутствия данных о плотности пород последняя принимается постоянной.

Для любого m - слоя выполняется рекуррентная формула последовательного определения скоростей:

                                                                          (3)

Эта формула позволяет дискретно заданную трассу КО пересчитать в трассу соответствующих интервальных скоростей . Получаемый результат подобен кривой акустического каротажа (АК). Таким образом, из трасс временного разреза  получают временной разрез ПАК , по которому выполняют геологическую интерпретацию, выявляя и прослеживая высокоскоростные слои песчаников, обладающие коллекторскими свойствами.

Так как на трассах  исходного реального временного разреза величины и полярности амплитудных отсчетов условны и не равны величинам и знакам соответствующих коэффициентов отражения, соотношение между ними невозможно установить, располагая только полевыми наблюдениями. Поэтому наличие вблизи сейсмического профиля скважины с данными АК (DT) в исследуемом интервале глубин является непременным условием реализации метода ПАК. По кривой АК, пересчитанной в функцию , вычисляют импульсную трассу коэффициентов отражения . Из нее путем свертки с заданным волновым импульсом  получают синтетическую трассу . Форму импульса волны  находят по ближайшим к скважине трассам исходного временного разреза. По ним строят осредненную опорную трассу , для которой вычисляют автокорреляционную функцию . По ее спектру мощности  определяют амплитудный спектр импульса (фазовый спектр принимается нулевым). Сопоставляя опорную трассу , с синтетической , находят величину и знак масштабного коэффициента, который приводит уровень и полярность отсчетов опорной трассы к величине и знаку соответствующих КО. Этот коэффициент используют для масштабирования трасс исходного разреза, которые потом преобразуют во временной разрез ПАК.

Ограниченность спектрального состава полезных волн лимитирует разрешающую способность динамической инверсии, т.е. мощность выделяемых ею сейсмических пластов. Вертикальная разрешающая способность МОВ в горизонтально слоистой среде оценивается четвертью длиной волны. Таким образом, пластовые скорости можно определить в интервале мощностей

 

до

В сейсморазведке результативная картина обычно содержит достаточно интенсивные спектральные компоненты в диапазоне частот 10 - 60 Гц. Принимая характерные скорости для терригенных разрезов 2 - 4 км/с, получим, что амплитудная инверсия отраженных волн способна определять скорости в сейсмических слоях мощностью от 10 до 100 м.

Т. е. минимальные мощности пластов, выделяемые ПАК, примерно на порядок больше чем в реальном акустическом каротаже. Амплитудная инверсия имеет ограничение со стороны минимальных частот, что не позволяет методом ПАК оценивать скорости в пластах мощностью порядка 100 м и более. В таком случае имеет смысл выполнять ПАК -преобразование только в целевом интервале времен. Остальную информацию о скоростях получают по данным АК и ВСП опорной скважины.

Поскольку на временном разрезе всегда присутствует фон мешающих колебаний, оценки пластовых скоростей по одиночным трассам подвержены случайным искажениям. Устойчивость результатов ПАК повышают путем пространственного сглаживания совокупности инвертированных трасс, которое выполняют по линиям или по площади наблюдений.

Как указывалось выше, в методе ПАК допускается нулевая или минимально-фазовая форма сигнала , что позволяет восстанавливать его форму по автокорреляционной функции сейсмической трассы. Однако далеко не всегда такие допущения обоснованы в отношении волновых импульсов, составляющих реальный временной разрез. Значит, необходимы иные подходы к оценке формы сигнала .

3.2 Комплекс РЕАПАК - I

 

3.2.1 Метод суммирование волновых пакетов (СВП)

Ключевым моментом динамической инверсии является определение формы элементарного сигнала, образующего на сейсмической трассе интерференционные колебания отраженных волн.

Пусть на трассе временного разреза имеется M волновых пакетов , m=1,2,…,M. Структура каждого пакета описывается, подобно , свёрточно-аддитивной моделью:

                   (4)

где  и  - амплитуды и времена прихода интерферирующих отраженных импульсов в количестве К, имеющих форму f(t), и n(t) - случайная суммарная помеха. Выделим в пакете первую по времени прихода элементарную отраженную волну

           (5)

Её параметры  и  точно не известны, однако логично допустить, что первый в пакете экстремум колебаний, преобладающий (по модулю) над соседними экстремумами, принадлежит этой волне. Введем маркирующие параметры m-го волнового пакета - (амплитуда) и (время) выделенного временного пакета. Сложив все пакеты и поделив суммарные амплитуды на количество слагаемых, получим среднее значение колебаний

                                               (6)

Здесь  - и есть оценка формы элементарного отражения, получаемая при синфазном сложении первых волн всех пакетов, причем с увеличением числа М имеем:. Функция - среднее значение всех остальных колебаний в пакетах - последующих отраженных волн и волн-помех, которые складываются со случайными относительными сдвигами, так что с увеличением М имеем: .

3.2.2. Метод построения временного разреза ЭКО (ВРЭКО)

Метод ЭКО базируется на эффективной сейсмической модели, создаваемой в процессе совместного анализа МОВ, ВСП и АК (DT). Разрез осадочных отложений состоит из двух компонент: стабильных тонкослоистых пачек с контрастными акустическими свойствами и сравнительно монотонных по этим свойствам толстослоистых интервалов между пачками. В сейсмическом поле первые проявляются интерференционными волновыми пакетами, которые прослеживаются на разрезе как устойчивые по латерали отражения, вторые образуют суммарный волновой фон слаборегулярного характера. На временном разрезе ЭКО отражающая граница изображена в виде цепочки дискретных горизонтальных площадок. Величина и знак ЭКО изображены длиной и цветом штриха ортогонального к площадке. Такие разрезы используют при геологической интерпретации волновой картины, анализируя изменения во времени и пространстве величины и знаков коэффициентов отражения сейсмических границ. Построенная методом ЭКО литофизическая модель осадочных отложений помогает прогнозировать их коллекторские свойства и нефтегазоносность.

Импульс элементарного отражения , найденный способом СВП, не ограничен какими либо допущениями о его форме. Далее он используется для разложения интерференционных пакетов колебаний на составляющие волны с тем, чтобы определить значения их  амплитуд и  времен. По существу такое преобразование представляет собой своеобразную деконволюцию волнового пакета, однако процедура здесь существенно отличается от обратной фильтрации.

Элементарные интерферирующие волны выделяют из их пакета путем корреляционного обнаружения. Сначала вычисляют ФВК (функция взаимной корреляции)  волнового пакета  и элементарного сигнала , нормированную на энергию последнего:

 

Максимальный (по модулю) экстремум функции  определяет амплитуду  и время  самой интенсивной из интерферирующих в пакете волн. Эту волну  вычитают из пакета . Затем многократно повторяют процедуры корреляционного обнаружения самого сильного из оставшихся отражений и его вычитания из пакета, пока не определят параметры a_kt_k всех сигналов, которые превышают уровень остаточного фона. Такой способ деконволюции назван динамическим сжатием. С его помощью из трассы исходного временного разреза получают импульсную трассу отраженных волн. Для преобразования последней в трассу ЭКО необходимо определить масштабный коэффициент.

Его находят сопоставлением расчетной трассы с кривой реального акустического каротажа опорной скважины.

Используя масштабный коэффициент, из исходного временного разреза получают временной разрез эффективных коэффициентов отражения.

ГЛАВА IV.         АВТОРСКИЙ СПОСОБ РЕАЛИЗАЦИИ РЕШЕНИЯ ОБРАТНОЙ ЗАДАЧИ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

4.1 Преобразования временного разреза ЭКО

Дальнейшее преобразование ВРЭКО в рамках данной работы заключалось в построении более наглядного импульсно разреза для решения задач сеймостратиграфии и динамического анализа. ПРЭКО - «преобразованный» разрез ЭКО.

На наш взгляд интерпретация ПРЭКО намного удобнее и однозначнее, чем обычного временного разреза. На ПРЭКО удобнее вести амплитудный анализ, выделять области повышенных (пониженных) значений ЭКО («эффект яркого (белого) пятна»), отслеживать разрывные нарушения, коррелировать горизонты, а также выполнять построение литофизической модели на основе ПРЭКО. Полученная модель более приближена к геологии в общем смысле, чем на основе ВР.

Следует отметить, что при работе с ВР мы имеем дело с фазами, причем измененными после обработки и отсюда понятие мощность слоя на ВР - становится неоднозначным, хотя, конечно, не стоит забывать о разрешающей способности ПРЭКО, т.к. от нее зависит мощность выделяемых пластов. Изображение ПРЭКО - свободно от эффектов связанных с соотношением вертикально-горизонтального масштаба.

Рис. 4.2 Пример «преобразованного» разреза ЭКО (профиль 03-95-9, Северо-Васюганская пл.).

 

Рис. 4.3 Сигналы, нормированные на 1 и амплитудный спектр сигнала f(t), полученного методом СВП (профиль Восток-11)

4.2 Построение псевдоакустического разреза (ПАР, ПАР-Д и ПАР_Diff)

ПАР вычисляется на базе ПРЭКО и наличие вблизи сейсмического профиля скважины с данными АК в исследуемом интервале глубин НЕ является непременным условием реализации метода. Для построения ПАР используется сигнал определенный не по DT, а по методу СВП. Как показало одномерное моделирование (скв. Восток - 3), при построении ВРЭКО можно пользоваться элементарным сигналом f(t) полученным методом СВП. Сравнение с сигналом, полученным стандартным методом (рис. 4.3) по DT, даёт коэффициент корреляции более 0.92.

В остальном расчет эффективных пластовых скоростей происходит по методу ПАК. На ПРЭКО выбирается контрольный (чистый) горизонт, где априорно известно значение эффективной скорости и от него происходит расчет V_эфф.пл вверх (V¹) и вниз (V₁) по формуле (2).

Рис. 4.4 Пример ПАР. Хорошо видно, что на трассах с 40 по 47, пластовые скорости имеют очень завышенные значения (до 9000м/с).

Как показывает практика, использовать непосредственно этот метод, имея временной разрез обработанный для амплитудного анализа (с сохранением относительных амплитуд и пр.) не позволяет получить приемлемые значения V_эфф.пл в целевом интервале (рис. 3.4). Сложное геологическое строение в небольшом интервале времен (тонкослоистые пачки, выклинивания, разломы и складки) ведет к появлению сложных интерференционных эффектов на записи. К тому же вносят свой вклад и помехи самой записи. Из-за сложной интерференционной записи на ВР, на вычисленном разрезе ЭКО локально появляются дополнительные коэффициенты отражения, т.к. сигнал f(t) все же отличен от истинного входного сигнала. Подобные «ложные» коэффициенты вносят свой вклад при расчете ПАР. Последовательность однополярных ЭКО на одной импульсной трассе при расчете V_эфф.пл приводят к появлению нереально больших (малых) пластовых скоростей. ПАР становиться очень «изрезанным» и трассы после неоднородностей - бракованными (рис. 4.4).

Одним из способов борьбы с таким эффектом является вычисление ПАР по двум линиям, ограничивающим интервал неоднородности (ПАР-Д (двойной)). Также его можно использовать для специального изучения целевого интервала разреза. При вычислении V_эфф.пл. таким способом, целевой интервал подвергается двойному расчету скоростей по двум вертикальным направлениям и далее выбираются значения наиболее близкие к известной V_эфф.ср. или АК (рис. 4.5). Данный метод помогает изучать неоднородность в целевом интервале, но применим при условии наличия двух хорошо прослеживаемых фаз на временном разрезе ограничивающих его.

Рис. 4.5. Пример ПАР-Д, схема целевого интервала и отдельно CDP: 5195 (44) Черная линия - ПАР-Д; Синяя - V1, V1 ; Зелёная - V2, V2; (профиль Line_4, CDP:5150-5250, Тагайская пл.)

В рамках этой работы был получен еще один небольшой, но очень интересный результат. Наличие двух наборов псевдоакустических трасс (от двух расчетных линий) дает возможность локализовать источники образования аномальных скоростей, выявить трассы с последовательностью однополярных ЭКО. Природа таких аномалий может быть различна - от дефектов записи, обработки, ошибки определения f(t), до геологических особенностей среды (разломы, изменение породного состава по латерали (фациальные изменения), флюидонасыщенные породы и др.). Простое вычитание одного набора из другого дает разностный ПАР (ПАР_Diff). Для удобства ПАР_Diff имеет размерность «%», и цветовую шкалу от ±5 - 15% (рис. 4.6).

Формула расчета

 

 

Рис. 3.6. Пример ПАРdiff, разрез и отдельно CDP: 5195 (14), 5231 (40), 5245 (54). (профиль Line_4, CDP:5200-5300, Тагайская пл.)

 

.3 Построение ПАР на основе ПРЭКО (ПАР-DT)

Если в распоряжении имеется кривая акустического каротажа в целевом интервале глубин, то есть возможность построить разрез с наиболее близкими к АК значениями эффективных пластовых скоростей. Таким образом, перейти от одномерных скважинных данных к двумерным (распределение V_эфф.пл. по разрезу). Простой способ - это зацепившись за контрольный горизонт, продолжить кривую АК (DT) по разрезу от скважины (разрез DT, рис. 4.7). Но, такое решение задачи нахождения распределения пластовых скоростей неприемлемо даже на небольшом расстоянии от скважины. Сложность геологического строения (выклинивания, замещения, разломы и пр.) обеспечивает изменение параметров слоев по горизонтали (мощность, скорость, плотность и пр.), состав и даже само их наличие. Такие изменения можно попробовать учитывать с помощью эффективной литофизической модели среды построенной на основе ВРЭКО. Из-за значительного несоответствия разрешающей способности АК (10-20 см) и ВРЭКО (10-20 м), не имеет смысла использовать кривую в чистом виде.

Рис. 4.7 Разрез DT (профиль 03-95-9, Северо-Васюганская пл.)

Рис. 4.8 Разрез аDTs слева, и ПРЭКО справа (профиль 03-95-9, Северо Васюганская пл.)

Хорошо видно постепенное уменьшение скоростей в васюганской свите, высокоскоростные песчаники верхневасюганской и низкоскоростные глины нижневасюганской свиты. (После завершения кривой АК скорость принимается постоянной). Скоростные аномалии в верхневасюганской свите не такие «яркие» как на ПАР-Д (см. рис. 4.5).

Следует усреднить значения АК, по целевому интервалу ВРЭКО (рис. 3.8). (В данном случае использовалось простое нахождение среднего арифметического, но в некоторых ситуациях стоит применять медианное осреднение). Полученный разрез назовём aDTs (average DT section). Такой разрез можно использовать при построении литофизической модели, и скорости определенные таким способом являются намного лучшим приближением, чем определенные методом ПАР-Д. Логично предположить, что результаты такого метода приемлемы только на трассах разреза вблизи скважин. Определить границы приемлемости и найти эффективные скорости за ними, можно с помощью метода ПАР_DT.

Для построения используется ПРЭКО (на котором определяются интервалы осреднения АК), и АК (DT) (для определения «первичных» значений V_эфф.пл.).

Вначале решаются одномерные задача - построить псевдоакустические кривые со значениями V_эфф.пл. максимально близкими к aDTs. Анализируется группа трасс. Для каждой рассчитывается трасса ЭКО, затем псевдоакустические кривые. Такие кривые рассчитываются в максимальном количестве точек трассы (длина трассы - равна количеству отсчетов на ней (L, шт.), и в зависимости от производительности ЭВМ точек начала расчета n псевдоакустических кривых может равняться от 2 до L). Стартовая расчетная скорость дважды (можно и больше) берется постоянной: V_st1 , V_st2.

Рис. 4.9 К построению ПАРDT

Первая равна средней скорости песчаников и образует набор высокоскоростных кривых. Затем в этот набор вводятся скоростные поправки, чтобы свести их к единой точке расчета (рис. 4.9, а; где скорость заведомо известна по aDTs и равна V_st1). Подобный «веер» скоростей строится и для второго набора, в точке с V_st2 (рис. 4.9, б). Таким образом, для каждого пласта есть набор из 2n штук V_эфф.пл. Из них выбирается V_эфф.пл максимально близкие к aDTs снизу (mV1) и сверху (MV2) (рис. 3.9, в), из которых по критерию минимума модуля составлялась итоговая псевдоакустическая кривая (ПАР_DT, рис. 4.10). Расчет коэффициентов корреляции и средневзвешенной разности по всему ПАР позволяет оценить насколько совпадают итоговые кривые и АК скважины (рис. 4.11).

Рис. 4.10. Сравнения трасс разреза ПАР-Д, ПАРDT и кривой АК(DT)

Рис. 4.11 Пример схемы привязки скважины и ПАР-Д (ПАР DT). Как видно все кривые подтверждают скважину расположенную вблизи 13 - 14 CDP

Контролем качества для всех вышеуказанных методов являлись кривые АК и другие данные ГИС. Ошибки определения эффективных пластовых скоростей и мощностей слоев, обусловлены многими факторами. Прежде всего они связаны с построением ВРЭКО. Элементарный сигнал f(t), использующийся при обратной свертке с временным разрезом - является лишь приближением истинного входного сигнала. Он имеет ограниченный спектр, как и сам временной разрез (рис. 4.3). Сложная геологическая среда обеспечивает высокопорядковую интерференцию на сейсмотрассах. Появляющиеся за счёт этого высокочастотные колебания на фоне низкочастотных теряются визуально. Хотя именно они позволяют извлекать ЭКО из временного разреза там где обычно коррелируют фазу. Деконволюция обеспечивает широкий спектр, но ухудшает амплитудную разрешенностиь, что недопустимо при количественной интерпретации амплитуд. При сравнении полученных скоростей с АК не стоит забывать о разной разрешающей способности обоих методов, которые невозможно свести в одну систему. Поинтервальное осреднение АК бессмыслено для переслаивающихся тонкослоистых пачек контрастной акустической жесткости. Также ошибки появляются, когда в отсутствие данных о плотности в уравнении (2) последнее принимаются постоянными, и расчетная скорость зависит только от ЭКО и стартовой скорости.

Тем не мение, результат - остается результатом. Используя комплекс информации полученной с ПРЭКО, ПАР-Д, ПАР_DT и ГИС, можно построить литофизическую модель среды - что является более полным решением обратной задачи сейсморазведки.

4.4 Блок - Схема программы PAR.EXE

Для реализации авторских методик были разработаны несколько программ на языке С/С++ в среде MatLab(R2008b). (~1000 строк) (В том числе программа расчета интерференционного сигнала рис.2.4).

Упрощенная блок-схема программы PAR.EXE:

ГЛАВА V. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Тестирование и проверка проводилась на материалах сейсморазведки и бурения Томской области. Использовались региональные и поисковые сейсморазведочные профили, и данные разведочного бурения (параметрические и поисковые скважины). Первые результаты были получены на пересечении региональных профилей Vostok_11 и Line_1. По ним были построены «преобразованные» разрезы ЭКО (рис. 4.1). В месте пересечения находиться скважина Восток-3, c данными ГИС и АК. По этим материалам проводилось одномерное моделирование, с целью проверки точности воспроизводимого методом СВП сигнала.

Рис. 4.1 Разрезы ПРЭКО по профилям Vostok_11 и Line_1, и скважина Восток-3. На разрезы нанесены разломы и, для примера, указан горизонты IIa (георгиевский) и T3

Трасса коэффициентов отражения, построенная по пластовой акустической модели (на основе АК, без учета изменений плотности), при свёртке с импульсом Рикера давала синтетическую сейсмотрассу. Импульс Рикера (с параметрами 30 Гц - частота, и 60^о - фаза) позволял получить приемлемый коэффициент корреляции (> 0.8) между синтетической трассой и трассами с разрезов. Коэффициент корреляции между этим импульсом и элементарным сигналом полученный методом СВП - f(t), равнялся 0.92 (рис. 4.3). Таким образом, доказывалось, что сигнал f(t) можно считать приемлемым для построения ВРЭКО в любом районе независимо от наличия или отсутствия вблизи скважин с данными АК.

Следующий объект был выбран на участке регионального композитного профиля Line_4, расположенном на территории юго-запада Томской области. Два участка длиной 2500 м (CDP:5150-5250) и 5000 м (CDP:5450-5650). Шаг CDP - 25 м. На первом имелась скважина Тагайская - 3 с данными ВСП, АК, ПС, ГК, НГК и ДС. Целевой интервал: Келловей-волжский сейсмогеологический комплекс (КВК), Верхнеасюганская подсвита.

Рис. 4.2 Участок №1. Временной разрез ОГТ с указанием целевого интервала (Line_4, Томская обл.)

На рисунке 4.2 изображен участок №1 и скважина Тагайская - 3 (CDP:5200), которая по результатам испытаний вскрыла продуктивный пласт (2730 - 2745 м) в верхневасюганской свите. Особый интерес представлял тот факт, что ловушка относилась к неантиклинальной (НАЛ) и находилась в слое песчаника подугольной пачки Ю₁². Была поставлена задача изучить поведение продуктивного пласта при динамической инверсии сейсмической записи. Проверить, могут ли изложенные в предыдущей главе методы прогнозировать ловушки такого типа. На участке были выделены целевые районы CDP: 5210 - 5230 и CDP: 5250 - 5260, где имеется похожая интерференция волнового пакета II^a. Итогом работы должна служить литофизическая модель, с указанием скоростей распространения продольных волн, продуктивных пластов и перспективных зон развития коллекторов.

Участок №1

РЕЗУЛЬТАТЫ

Рис. 4.3 Разрез ПРЭКО и скважина Тагайская - 3

Разрез даёт первые представления о геологическом строении.

По ПРЭКО уже можно сделать несколько выводов об изменении мощности слоев, о перспективных зонах развития покрышек и коллекторов, разрывных нарушениях и т.д.

Рис. 4.4 Разрезы ПАР рассчитанные от двух наиболее однородных по латерали слоев ПРЭКО

Как видно, разрезы очень дифференцированы по пластовым скоростям от трассы к трассе. Вдобавок, на некоторых трассах получены недопустимо высокие или низкие скорости. Причем именно расчет с двух направлений показал что причиной завышенных являются неоднородности картины ЭКО в верхней части целевого интервала.

Рис. 4.5. Сечение разрезов ПАР-Д1 и Д2 (CDP:5200 (14))

Два разреза получены разными способами задания стартовой расчетной пластовой скорости (Vst) (см. рис. 4.6). Так стоит поступать, если требуется дополнительно или взамен найти скорости вне целевого интервала. Итоговый ПАР-Д может содержать трассы полученные обоими способами.

Рис. 4.6 Разрезы ПАР-Д

На левом (ПАР-Д1) увязка скоростей для целевого интервала когда стартовые скорости (Vst) берутся ниже средней скорости DT. На нем получены самые высокие коэффициенты корреляции (см. рис 4.7). На правом (ПАР-Д2) привязка скоростей проводилась при Vst ≈ Vср. Для разрез применено двойное сглаживание (D-smoth).

Рис. 4.7 Схема привязки разрезов ПАР-Д1 - 2

Здесь изображено изменение коэффициента корреляции (КК) по разрезу. В обоих случаях АК на скважине Восток - 3 приемлемо совпадает с CDP:5200 (14).

Для ПАР-Д1 , КК=0.6 и СВР <0.3.

Для ПАР-Д2, КК=0.44 и СВР <0.3

Рис. 4.8 Разрез ПАРDT

Хорошо прослеживаются низкоскоростные породы баженовской свиты, выделяется угольный пласт. Локализуются скоростные аномалии в подугольных пластах увеличение мощности в районе 10 и 60 пикетов и наоборот уменьшение на 60 - 90 пикетах.

Рис. 4.9 Результаты одномерного моделирования по скважине Тагайская -3

Согласуя АК и кривые ПС, ГК, НГК, построена пластовая модель и рассчитана синтетическая сейсмотрасса. Коэффициент корреляции между синтетикой и реальной трассой - 0.9. Здесь видно, что дополнительная положительная фаза на глубине 2760. И на временном разрезе в районе продуктивного пласта (см. рис. 4.2), имеет локальный характер и четкую обоснованность скоростным законом АК. Динамическая инверсия получила ЭКО на месте этой фазы в отличие от подобной картины в районе CDP:5250-5270. На волновом временном разрезе такие интерференции не так очевидно отличаются.

Рис. 4.10 ПАРDiff

Разностный ПАР позволил локализовать три аномальные зоны и подтвердил отсутствие аномалий в правой части разреза. 1я и 3я зоны похожи и боле интенсивные, чем 2я. Вторую аномалию пересекает разлом (или помехи сейсмической записи), и поэтому можно ее считать просто его следствием. Третья аномалия более интересная, и связана с резким увеличением мощности верхневасюганского песчаного слоя на 55 - 60 пикете.

Рис. 4.11 Литофизическая модель района

Эффективная модель среды, построенная по результатам всех вычислений, включает в себя следующие параметры: пластовые скорости (в зависимости от используемого метода, но предпочтительнее ПАРDT), контуры песчаных и глинистых пород (которые в дальнейшем можно будет рассматривать как коллектора и покрышки), разломы. На основе этой модели можно проанализировать расположение продуктивных и перспективных ловушек, оценить изменение мощности продуктивных пластов, проследить возможные пути миграции УВ (черные стрелки). Данная модель является полноценным, в данных условиях, решением обратной задачи сейсморазведки, с указанием точности определения эффективных скоростей (см. рис. 4.7).

Участок №2

Второй участок (рис. 4.12) был интересен в плане стратиграфической ситуации. Две небольшие (примерно 650 и 1000 м в ширину, при высоте 70 - 100 м) антиклинальные структуры, рассматривались как интересный материал изучения целевого интервала КВК методами динамической инверсии. В отсутствие на участке пробуренных скважин, работа была исключительно демонстративной, и анализ полученных результатов может быть неоднозначен.

Рис. 4.12 Участок №2. Временной разрез ОГТ. (Line_4, Томская обл.)

РЕЗУЛЬТАТЫ

Рис. 4.13 Разрез ПРЭКО второго участка профиля Line_4

Для удобства здесь и далее рассматривается только эти две структуры по отдельности. Линиями указаны границы целевого интервала (предположительно кровля Баженовской и Тюменской свиты). Здесь же выделены два песчаных пласта Ю11, Ю12, представляющих интерес для изучения. По ПРЭКО можно сделать вывод о разрывных нарушениях, секущих антиклинали. Возможно, здесь имеем дело с литолого-тектонической ловушкой. Хорошо видно, что вторая (2) структура имеет более простое строение, и интенсивные ЭКО в Ю11. В то время как в присводной части первой (1) имеется падение амплитуд и неоднородный рисунок ЭКО. Также на второй структуре в пласте Ю12 имеется увеличение мощности справа от разлома. Таким образом, можно выделить перспективную зону развития ловушки в первом песчаном пласте в присводной части первой структуры и во втором пласте в ядре второй структуры.

Рис.4.14 Разрез ПАР-Д

Заметно различие Vэфф.пл. с разных сторон от разломов. На второй структуре разлом (18 пикет) создает эффект завышенных скоростей выше целевого интервала. Аномалия в подошве второй структуры (20 по 35 пикет) создает фронт высоких скоростей ниже по разрезу.

Рис. 4.15 ПАРDiff

Разностный ПАР позволил локализовать аномалии скоростей на кровле и подошве целевого интервала, подтвердив предположения о тектонических ловушках в обеих структурах. Под сводом антиклиналей находятся отрицательные (2) скоростные аномалии, т.е. при расчете от подошвы получены более высокие скорости. Аномалии (1) и (3) - расположены в крыльях антиклиналей, и имеют положительный знак. Хорошо видно в районе 30-35 пикета на первой структуре и 10-15, 35-45 пикета на второй, что эти аномалии заканчиваются горизонтальной границей со (2) - ми отрицательными аномалиями.

Такая ситуация похожа на замещение одних типов пород, другими или даже на изменение насыщенности их флюидом. (4) - е аномалии расположены во втором Ю12 пласте и при расчете от подошвы имеют более высокие скорости, чем от кровли. На второй структуре разнополярная аномалия фиксирует разлом на 18 пикете, на первой - 53 пикет.

Подводя итог, можно сказать, что наиболее перспективными для испытаний на первой структуре можно считать пласт Ю11, а на второй - Ю12.

Северо-Васюганское месторождение

Последний объект исследований расположен на территории Северо-Васюганского газового месторождения. Особенностью данного месторождения является то, что в антиклинальной структуре, продуктивные скважины (газ и газоконденсат) расположены не на максимальной кровле, а на краях (15, 16, 17). В кровле: Северо-Васюганская - 1, 2, - практически сухие скважины.

Рис. 4.16 Расположение Северо - Васюганского поднятия среди структур I и II порядка (слева). И карта месторождения с изученностью бурением и сейсморазведкой

Рис. 4.17 Карта горизонта vs на основе корреляции

Для работы над этим районом был отдельно создан интерпретационный проект в The KINGDOM Suite.

Из всех разведочных профилей МОГТ с/п 16/98, в проект были выбраны 5, 7, 9, 20, 21. И для контроля корреляции профиль 4.80.2, но в вычислениях он не участвовал по причине очень плохой разрешенности записи.

В работе для увязки использовались следующие скважины: Северо-Васюганская 1, 2, 3, 7, 8, 9, 15, 16, 17. Вначале была проведена корреляция основных горизонтов (кровля баженовской, георгиевский горизонт, кровля васюганской свиты, T1, Ia). Затем рассматривались участки профилей в районах продуктивных и «сухих» скважин.

Скважина Северо-Васюганская - 16.

Продуктивный интервал: (4 газ + 0.7 г.к.) ^.10⁶ м³/сут. (2274 - 2297 м)

Рис. 4.18 ПРЭКО, 98-5 и 98-21 (указаны две линии от которых проходил расчет ПАР-Д) Классическая антиклиналь

Рис. 4.19 Временной разрез 98-5 и 98-21

Рис. 4.20 ПАРDiff ,98-5 и 98-21

Подобные иллюстрации можно считать шагом в сторону построения кубов данных. 3D ВРЭКО (и др. разрезы) - это дополнение при работе с трехмерными данными сейсморазведки. Отмечаются интенсивные отрицательные аномалии в области продуктивного пласта и на крыльях антиклинали. Рассмотрим отдельно и более подробно разрез 98-5.

Рис. 4.21 ПАРDiff ,98-5 с указанием разломов и аномальных тел

Рис. 4.22 ПРЭКО 98-5 (контрастный)

Как видно, отрицательные аномалии соответствуют низкоамплитудным ЭКО и аналогичны эффекту, свойственному временным разрезам - «эффект белого пятна». (В правой нижней части разреза присутствует другой аналог «эффекта яркого пятна»). Пересечение отрицательной аномалии с продуктивным интервалом скважины, можно считать влиянием флюидонасыщенного коллектора и прямым поисковым признаком. Наличие в порах породы большого колличества нерастворенного газа может создавать пониженные скорости относительно нефте(водо)насыщенного или сухого коллектора. Таким образом перспективный район для испытаний можно считать 320 пикет.

Рассмотрим ПАР-Д 98-5

Рис. 4.23 ПАР-Д 98-5

Действительно, в зонах отрицательных аномалий скорости определенные псевдоакустикой, меньше вмещающих, но обусловлено это может быть литологией, а не наличием продукта. Требуется проверка бурением.

Скважина Северо-Васюганская - 15.

Продуктивный интервал: (6 г. + 1 г.к.) ^.10⁶ м³/сут. + 21 м³/сут. воды (2292 - 2329 м).

Рис. 4.24 Участок временного разреза 98-21 (CDP: 320-500, SP: 260 425)

Как видно 15-я скважина расположена не на антиклинали, но имеет самые большие объемы полученного продукта после испытаний. В выделенной слева от SP:320 зоне, волновая запись имеет сложную и тем самым интересную интерференционную картину. Возможно, она образована изменившимися свойствами коллектора при газоводонасыщении. Проследим эту зону на других разрезах после динамической инверсии.

Рис. 4.25 Участок ПРЭКО 98-21 (контрастный)

Дополнительно указан интервал низкоамплитудных ЭКО. Подобные белые пятна уже встречались на предыдущих разрезах и, возможно, связаны с поглощением сейсмической энергии залежью.

Рис. 4.26 ПАР-Д

Обозначенная «белая» зона на сводном ПАР принимает низкие и средние скорости (3000-3700 м/с). И в области между разломом (на 130 пикете) и скважиной зона делиться на низко- и высокоскоростную части по 60-му отсчету. Подобная горизонтальная «граница» уже встречалась на рис. 3.15, и ее можно считать изменением насыщенности, не забывая об относительности величин.

Рис. 4.27 ПАРdiff

Все вышесказанное о ПАР-Д, наглядно демонстрируется на разностном ПАР. Хорошо видны низкоскоростные аномалии, и контрастная горизонтальная граница между 130 и 180 пикетами.

Рис. 4.28 Простая литофизическая модель включает все предыдущие выводы и дает представление о возможном геологическом строении, исследуемого интервала

Профиль 98-9.

К сожалению, из всех скважин, только на Северо-Васюганской 9, присутствуют данные акустического каротажа. Испытания этой скважины не дали продукта, и как видно на карте (рис. 4.17), скважина находится далеко от целевого продуктивного интервала 15ой и 16ой скважин. Поэтому здесь ограничимся дополнительной демонстрацией возможностей метода (в том числе ПАР_DT) в рисунках.

Рис. 4.29 Одномерная модель построена по пластовой модели на основе АК, ПС, НГК, ГК; с коэффициентом корреляции > 0.9 (SP:246)

Рис. 4.30 Срез ПАРDT, по SP:246

На отсчетах 105 и 115 (Q) АК определяет два угольных пласта У1 и У2 со скоростями ~2600 м/с, ПАРDT (и тем более ПАР-Д) - выявляет их одни 10 м слоем пониженных скоростей. Таким образом, как минимум два маломощных угольных пласта способны оказывать влияние на волновую запись.

Выделены две скоростных аномалии. Центральной белое пятно хорошо видно на разностном разрезе, но никаких результатов изучений ГИС или испытаний этого тела нет. Поэтому его и две остальные аномалии (указаны стрелками) стоит исследовать бурением.

Рис. 4.32 ПАРDT в режиме SURF. Кривая АК на Северо-Васюганской - 9 имелась только до 170 отсчета

Рис. 4.33 ПРЭКО в режиме SURF

Эллипсом выделен «эффект белого пятна» на ВР, и соответственно малоамплитудных ЭКО на ПРЭКО.

Испытания скважины не затрагивают интервал.

ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Ø Для определения эффективных пластовых скоростей на временных разрезах со сложной интерференционной картиной разработаны методики расчета вариантов ПАР по разрезу ПРЭКО.

Ø  Одномерное моделирование показало, что форма элементарного сигнала f(t) - отличается от нуль-фазовой. Следовательно, при построении ПАР следует использовать сигнал определяемый СВП, для более корректного восстановления разреза ЭКО.

Ø  Изучение построенной методом ЭКО и ПАР литофизической модели осадочных отложений, в первом приближении, помогает локализовать и прогнозировать зоны развития ловушек. Определять их эффективные параметры (геометрию, скорости).

Ø  Литофизическая модель среды позволяет прогнозировать возможные пути миграции УВ, тем самым анализировать ловушки на продуктивность.

Ø  Методика реализована в программе, позволяющей получать с приемлемой погрешностью эффективные скорости в целевом интервале, а при наличии данных акустического каротажа, решать задачу нахождения эффективных V_пл с максимальным правдоподобием в 1/2D случае.

Ø  На базе программы разработана методика позволяющая локализовать аномальные зоны неоднородности в целевом интервале за счет построения разностного ПАР (ПАР_diff). Проверка данной методики на действующих месторождениях подтверждает ее работоспособность.

Ø  Разрезы эффективных коэффициентов отражения (ВРЭКО), после должной обработки (ПРЭКО), являются логичным финалом последовательности обработки сейсмических данных. При решении задач прогнозирования геологического разреза, выделения неантиклинальных ловушек в тонкослоистых разрезах, изучения внутренней структуры целевых интервалов и т.д.

ЛИТЕРАТУРА

1.     Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2002.

2.      Кропачев Н.М. Реконструкции литолого-фациальных моделей горизонта Ю₁ васюганской свиты по данным сейсморазведки и бурения. - Новосибирск: изд-во СО РАН, 2008. 187с.

3.      Sheriff R. E. Seismic Stratigraphy - applications to hydrocarbon exploration. AAPG. Tulsa, Oklahoma, U.S.A.,1977. Перевод с английского Былевской Г.А., Ткачева Ю.Г. Том 1, 2. «Мир». Москва, 1982.

.        Рудницкая Д.И. и др. Способ накопления в оценке элементарного сигнала по сейсмическим данным. - Геология и геофизика, 1984, №12

.        Даненберг Е.Е., Белозеров В.Б., Брылина Н.А. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область). Томск: изд-во. ТПУ, 2006. 291с.

6.     Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка: Учебник для вузов. Тверь: Изд-во. АИС, 2006. 744с.