Способ определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве

Изобретение может быть использовано в нефтегазовой геологии для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемых нефтегазоперспективных объектах. Способ включает проведение трехмерных сейсморазведочных работ 3D, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, испытание скважин. В межскважинном пространстве проводят сейсморазведочные работы 3D продольными волнами по методу общей глубинной точки. По данным бурения и геофизических исследований скважин определяют эталонные модельные сейсмические и скважинные спектрально-временные образы нефтепродуктивных отложений и их спектрально-временные атрибуты. По данным наземной трехмерной сейсморазведки 3D в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы и их объемные спектральные сейсмические атрибуты на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки 3D в целевом интервале записи и количественной оценки его результатов. Осуществляют последующую взаимную корреляцию величин гидропроводности и коэффициентов нефтепродуктивности по данным бурения и геофизических исследований скважин с эталонными модельными сейсмическими, скважинными спектрально-временными атрибутами и объемными спектральными сейсмическими атрибутами по данным сейсморазведки 3D. Выбирают оптимальный объемный спектральный сейсмический атрибут с наибольшим коэффициентом взаимной корреляции. Строят регрессионные зависимости оптимального объемного спектрального сейсмического атрибута, либо комплексного атрибута, с величинами гидропроводности и коэффициента нефтепродуктивности пористых коллекторов по данным бурения и геофизических исследований скважин. По всем трассам сейсмического временного куба проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальному объемному спектральному сейсмическому атрибуту, либо комплексному атрибуту, с построением куба атрибута и последующим его пересчетом по регрессионным зависимостям в кубы гидропроводности и нефтепродуктивности. Технический результат: повышение надежности и точности обоснования геологических условий размещения разведочных и эксплуатационных скважин.

 

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемых объектах по комплексу данных наземной трехмерной сейсмической разведки 3D, электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического каротажа, изучения керна, испытания скважин.

Известен способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве (Патент на изобретение №2225020).

Этот способ предусматривает проведение спектрально-временного анализа (СВАН) временных сейсмических разрезов с получением сван-колонок; энергетических спектров и спектрально-временных параметров (СВП) по сейсмическим профилям сейсморазведки 2D с последующим пересчетом СВП в коэффициенты емкостной дифференциации (КЕД) и нефтепродуктивности (Кнпр) с построением карт в изолиниях СВП, КЕД и Кнпр, т.е. двумерного изображения величин СВП, КЕД и Кнпр на горизонтальной плоскости. Использование двумерной исходной сейсмической информации не позволяет учесть возможное влияния пространственного сейсмического сноса. Кроме того, сейсморазведка 2D характеризуется недостаточной детальностью наблюдений, особенно в сложных сейсмогеологических условиях и на эксплуатационном этапе разбуривания объектов. В связи с этим потеря точности работ происходит и на конечном этапе - при проведении изолиний и применении интерполяции значений параметров между профилями. В известном способе надежность сейсмических СВП обосновывается без использования естественного аналога - вертикального (по стволу скважины) распределения СВП кривых ГИС (акустических, радиоактивных, электрических). Известный способ неприменим для пористых коллекторов.

Известен также способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта (Патент на изобретение №2098851), выбранный в качестве ближайшего аналога.

В этом способе нефтепродуктивность определяется на основе средних, постоянных значений радиуса поровых каналов для каждого типа геологического разреза, а также эффективной удельной емкости, равной произведению коэффициента пористости на эффективную толщину и динамического коэффициента вязкости флюида в пластовых условиях.

Принципиальным недостатком способа являются:

- допущение о постоянстве радиуса поровых каналов в зонах развития одного типа геологического разреза, которые (типы разреза), в свою очередь, выявляются и картируются на основе спектрально-временного анализа сейсмической записи, проэталонированного по данным бурения и ГИС (“Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивных типов геологического разреза” Копилевич Е.А., Давыдова Е.А., Мушин И.А. и др. Патент на изобретение №2183335, 2002);

- недостаточная точность и разрешающая способность псевдоакустических скоростей, которые используются для определения эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве, особенно в условиях малой толщины (<15-20 м) продуктивных отложений;

- неучет возможного сейсмического сноса, поскольку используется двумерная сейсморазведка 2D, характеризующаяся недостаточной детальностью, особенно в сложных сейсмогеологических условиях и на эксплуатационном этапе разбуривания объектов.

Кроме того, в известном способе надежность сейсмических СВП обосновывается не в полной мере - без использования естественного аналога - вертикального (по стволу скважины) распределения СВП кривых ГИС (акустических, электрических, радиоактивных).

В силу указанных недостатков могут быть допущены ошибки при прогнозировании нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве и, как следствие, неоптимальное размещение скважин, увеличение затрат на освоение объектов.

Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и обоснованности геологических условий заложения разведочных и эксплуатационных скважин путем определения нефтепродуктивности (дебиты, коэффициенты нефтепродуктивности) пористых коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства.

Способ определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве включает проведение наземных трехмерных сейсморазведочных работ 3D продольными волнами по методу общей глубинной точки (МОГТ), бурение скважин с отбором керна, акустический, сейсмический, электрический, радиоактивный каротаж; изучение керна и испытание скважин.

По совокупности данных бурения и ГИС по известным критериям судят о наличии пористых коллекторов, их проницаемости, гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне ВНК, местоположении нефтяных полей, а также корреляционной связи между гидропроводностью и нефтепродуктивностью (дебиты, коэффициенты нефтепродуктивности).

По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные (произведение скорости на плотность) модели целевого интервала геологического разреза в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят СВАН, определяют эталонные модельные сейсмические СВО и их СВА.

По данным ГИС проводят СВАН кривых ГИС в частотном диапазоне, равном или близком к сейсмическому и во временном интервале, соответствующем целевым нефтепродуктивным отложениям, определяют эталонные скважинные (вертикальные) СВО нефтепродуктивных пористых коллекторов и их СВА (Копилевич Е.А., Давыдова Е.А. и др. “Способ типизации и корреляции нефтегазопродуктивных горных пород по скважинным спектрально-временным параметрам”. Патент на изобретение №2201606, 2003).

По данным наземной трехмерной сейсморазведки 3D в районе скважин определяют эталонные экспериментальные сейсмические СВО нефтепродуктивных пористых коллекторов на основе СВАН целевого интервала сейсмической записи и их ОССА.

Модельные сейсмические и скважинные СВА, экспериментальные сейсмические ОССА представляют собой отношение энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен энергетических спектров СВО по оси частот и времен.

где S(A²)(t) - спектральная плотность частотного энергетического спектра, пропорциональная квадрату амплитуды сейсмической записи в целевом временном интервале (Δ t); f_н и f_к - начальная (низкая) и конечная (высокая) частоты спектра на уровне 10% от его максимума;

Таким образом, СВА₁(f) и ОССА₁(f) это отношение энергии высоких частот к энергии низких частот энергетических частотных спектров синтетических сейсмических трасс (модели), кривых ГИС (скважинные) и сейсмической записи (экспериментальные).

где S(A²)(f) - спектральная плотность временного энергетического спектра, пропорциональная квадрату амплитуды сейсмической записи в интервале частот Δ f=f_к-f_н; t_н и t_к - начальные и конечные времена целевого временного интервала Δ t=t_к-t_н;

Таким образом, CBA₂(f), OCCA₂(f), это отношение энергии больших времен к энергии меньших времен энергетических временных спектров синтетических сейсмических трасс (модели), кривых ГИС (скважинные) и сейсмической записи (экспериментальные).

Для CBA₁(f) и OCCA₁(f) S(A²)(е)_i определяется суммой квадратов амплитуд во временном интервале Δ t=t_к-t_н на одной частоте (f_i), а для CBA₂(t) и OCCA₂(t) S(A²)(f)_i определяется суммой квадратов амплитуд в частотном диапазоне Δ f=f_к-f_н на одном времени (t_i).

Модельные сейсмические и скважинные СВА, экспериментальные ОССА должны быть одинаковыми с КВК>0,75, что свидетельствует об обоснованности и надежности ОССА по данным сейсморазведки 3D.

По наибольшим КВК выбирают оптимальный для конкретных сейсмогеологических условий ОССА, либо определяют комплексный ОССА по современным известным алгоритмам кокрайкинга или искусственных нейронных сетей, характеризующийся большим КВК.

СВА и ОССА могут быть изначально классифицированы по их структуре в соответствии с принципами структурно-формационной интерпретации (Мушин И.А., Бродов Л.Ю, Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И. “Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных” М.: Недра, 1990) и физическим содержанием спектрального анализа (Харкевич А.А. “Спектры и анализ”, М., Гос. Издательство физ. - матем. литературы, 1962).

Структура CBA₁ и OCCA₁ такова, что главное их назначение состоит в выявлении и фиксации интегрального признака количества рангов в анализируемом интервале разреза и оценке их соотношений по динамической выразительности, т.е. форме сигнала, а следовательно, его спектра и спектральных атрибутов, как следствие, структуры пустотного пространства или иначе - величины площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация флюида, что, как известно, характеризует проницаемость коллекторов и их гидропроводность. Структура симметричных CBA₂ и OCCA₂ позволяет рассчитывать на выявление направленности седиментации, т.е. оценивать степень прогрессивности или регрессивности анализируемого интервала разреза, а следовательно, и характер изменения проницаемости и гидропроводности коллекторов по глубине.

Как известно, гидропроводность , где К_пр - коэффициент проницаемости, h_эф - эффективная толщина пласта, μ - динамический коэффициент вязкости жидкости, в данном случае нефти, который определяется для месторождения в целом.

Таким образом, СВА и ОССА по физическому смыслу целиком определяются проницаемым объемом, т.е. СВА, OCCA=f(K_пp·h_эф), поскольку μ =const.

Теоретически установлено и экспериментально подтверждено, что максимальные КВК достигаются при корреляции СВА и ОССА с величинами К_пр·h_эф, а не со средними или средневзвешенными значениями К_пр.

СВО данных наземной трехмерной сейсморазведки 3D - временного куба, т.е. зависимости сейсмических амплитуд от трех координат - x, y, t - A=f(x, y, t) представляет собой четырехмерную зависимость сейсмических амплитуд от координат x, y, f, t, или два куба зависимости А=(х, f, t) и A=f(y, f, t), где f - переменная, центральная частота спектров сейсмической записи, t - ось времен, х,у - пространственные координаты. Определения СВО производятся по каждой трассе сейсмического временного куба.

По полученным СВО определяют оптимальный, либо комплексный ОССА с построением куба ОССА, т.е. зависимости ОССА от трех координат - x, y, t, - OCCA=f(x, y, t). Значения ОССА по оси t определяются сдвигом целевого временного интервала (Δ t) на постоянную избранную величину.

Эталонные экспериментальные сейсмические ОССА в районе скважин коррелируются со значениями гидропроводности и нефтепродуктивности (дебитами, коэффициентами нефтепродуктивности) пористых коллекторов по данным бурения и ГИС с построением регрессионных зависимостей и определением КВК.

При КВК≥ 0,75 эти зависимости используются для пересчета куба ОССА в кубы гидропроводности и нефтепродуктивности. На эксплуатационном этапе ведения буровых работ кубы ОССА и гидропроводности пересчитываются в кубы нефтепродуктивности по известной формуле Дюпюи, из которой следует, что нефтепродуктивность пористых коллекторов Q₀=0,366 T/lg(L/r), где Т - гидропроводность, L - половина шага сетки эксплуатационных скважин, r - радиус скважин.

Таким образом, настоящее предложение позволяет определять по данным наземной трехмерной сейсмической разведки 3D МОГТ нефтепродуктивность пористых коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства с модельным обоснованием и увязкой с результатами скважинных исследований.

Это обеспечивает резкое снижение затрат на бурение последующих разведочных и эксплуатационных скважин.

Способ определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве на территории нефтяных полей, включающий проведение наземных сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротажи, изучение керна, испытание скважин и суждение по полученным данным о наличии пористых коллекторов, их гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне водонефтяного контакта и местоположении нефтяных полей, отличающийся тем, что в межскважинном пространстве проводят сейсморазведочные работы 3D продольными волнами по методу общей глубинной точки, по данным бурения и геофизических исследований скважин определяют эталонные модельные сейсмические и скважинные спектрально-временные образы нефтепродуктивных отложений и их спектрально-временные атрибуты, а по данным наземной трехмерной сейсморазведки 3D в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы и их объемные спектральные сейсмические атрибуты на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки 3D в целевом интервале записи и количественной оценки его результатов, представляющей собой отношение энергии спектров высоких частот и больших времен к энергии спектров низких частот и малых времен, с последующей взаимной корреляцией величин гидропроводности и коэффициентов нефтепродуктивности по данным бурения и геофизических исследований скважин с эталонными модельными сейсмическими, скважинными спектрально-временными атрибутами и объемными спектральными сейсмическими атрибутами по данным сейсморазведки 3D, выбором оптимального объемного спектрального сейсмического атрибута с наибольшим коэффициентом взаимной корреляции и построением регрессионной зависимости оптимального объемного спектрального сейсмического атрибута, либо комплексного атрибута, с величинами гидропроводности и коэффициента нефтепродуктивности пористых коллекторов по данным бурения и геофизических исследований скважин; затем по всем трассам сейсмического временного куба проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальному объемному спектральному сейсмическому атрибуту, либо комплексному атрибуту, с построением куба атрибута и последующим его пересчетом по регрессионным зависимостям в кубы гидропроводности и нефтепродуктивности, то есть определением нефтепродуктивности пористых коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства на территории нефтяных полей.