Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных карбонатных 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 трещинных карбонатных коллекторов и их спектрально-временные атрибуты. По данным сейсморазведки 3D в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы нефтепродуктивных трещинных карбонатных коллекторов 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 взаимную корреляцию удельной интегральной емкости трещинных карбонатных коллекторов, гидропроводности и нефтепродуктивности по данным бурения и геофизических исследований скважин с эталонными модельными сейсмическими, скважинными спектрально-временными и объемными спектральными сейсмическими атрибутами в районе скважин. Выбирают оптимальные объемные спектральные сейсмические атрибуты с наибольшими значениями коэффициентов взаимной корреляции. Строят регрессионные зависимости оптимальных эталонных объемных спектральных сейсмических атрибутов либо комплексного атрибута, с удельной по глубине интегральной емкостью трещинных карбонатных коллекторов, их гидропроводностью и нефтепродуктивностью по данным бурения и геофизических исследований скважин. По всем трассам сейсмического временного куба в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальным объемным спектральным сейсмическим атрибутам либо комплексному атрибуту, с построением кубов атрибутов и последующим их пересчетом по установленным регрессионным зависимостям в кубы удельной по глубине интегральной емкости, гидропроводности и нефтепродуктивности. Технический результат: повышение надежности и точности обоснования геологических условий размещения разведочных и эксплуатационных скважин.

 

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

Оптимизация размещения скважин заключается в повышении надежности и обоснованности геологических условий их заложения в виде определения удельной интегральной емкости трещинных карбонатных коллекторов, их гидропроводности и нефтепродуктивности в любой точке трехмерного межскважинного пространства.

Геолого-геофизической основой изобретения является тот факт, что структура пустотного пространства трещинных карбонатных коллекторов по имеющимся в настоящее время последним данным, полученным с использованием нового метода FMS (пластовый микросканер фирмы Шлюмберже), представляет собой сочетание вертикальных, наклонных и горизонтальных трещин с доминированием трещин вертикального направления (Р.Н.Мухаметзянов, Е.П.Соколов и др. “Строение рифейских природных резервуаров Куюмбинского и Терско-Камовского участков Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления”, Геология нефти и газа, №4, М., Геоинформцентр, 2003). Такие же результаты получены и при проведении наземных и скважинных сейсморазведочных работ с использованием продольных, поперечных и обменных волн (Кузнецов В.М. “Многоволновая поляризационная сейсморазведка в применении к изучению трещиноватых сред”, Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, М., ВНИИГеофизика, 2000).

Доминирование вертикальных трещин в карбонатных нефтяных резервуарах является принципиальной, физической основой для выявления корреляционной связи формы сейсмических импульсов на разных частотах, их энергетических частотных и временных спектров (СВО) и спектрально-временных атрибутов (СВА) с удельной по глубине интегральной емкостью трещинных карбонатных коллекторов, от которой в свою очередь, прямо зависит их гидропроводность и нсфтепродуктивность (Соколов Е.П. “Методика и результаты геолого-геофизического изучения рифейских нефтегазопродуктивных отложений центральной части Юрубчено-Тохомской зоны”, Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, М., ВНИГНИ, 1995).

В настоящее время не существует общеизвестных способов определения нефтепродуктивности трещинных карбонатных коллекторов в межскважинном пространстве.

Многоволновая поляризационная сейсморазведка в лучшем случае ограничивается картированием трещиноватых зон.

Тектонофизическое моделирование также прогнозирует площадное развитие трещиноватых зон (Зубков М.Ю., Бондаренко П.М. “Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонифизического моделирования”, Геология нефти и газа, М., №11-12, 1999).

Метод изучения изменения амплитуд сейсмической записи в зависимости от расстояния сейсмоприемников до пунктов взрыва (AVO) позволяет в благоприятных сейсмогеологических условиях прогнозировать залежи углеводородов (УВ), но это в основном, возможно в условиях терригенного геологического разреза (песчаные пористые коллекторы) и газовых залежей (Воскресенский Ю.Н. “Состояние и перспективы развития методов анализа амплитуд сейсмических отражений для прогнозирования залежей углеводородов”, О.И., вып.4-5 М., Геоинформцентр, 2002).

Последним достижением в этом направлении является использование ПРОНИ-фильтрации с целью выделения перспективных зон при разработке месторождений УВ (Митрофанов Г.М. Нефедкина Т.Е. и др. “Использование ПРОНИ-фильтрации с целью выделения перспективных зон при разработке месторождений УВ”. Геофизика, М., ЕАГО, Специальный выпуск, 2001). Повышенное затухание сейсмической энергии на разрезах ПРОНИ может быть отождествлено с зонами развития трещинных коллекторов и залежами УВ.

Известен способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта (Патент на изобретение №2098851). Недостатками указанного способа для изучения трещинных карбонатных коллекторов следующие. Способ применим только к гранулярным поровым коллекторам без заметного влияния трещинной составляющей, поскольку гидропроводность и затем продуктивность определяются на основе знания радиуса поровых каналов, эффективной удельной емкости (произведение коэффициента пористости на эффективную толщину) и динамического коэффициента вязкости флюида в пластовых условиях, используется двумерная сейсморазведка 2D, т.е. не учитывается возможный пространственный снос, и детальность таких работ недостаточна, особенно в сложных сейсмогеологических условиях и на эксплуатационном этапе разбуривания изучаемых нефтегазовых объектов.

Известен также способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве (Патент на изобретение №2225020), выбранный в качестве ближайшего аналога. Однако данный известный способ разработан только для изучения трещинных глинистых коллекторов, характеризующихся субгоризонтальными относительно протяженными трещинами, в которых скапливается нефть, находящих свое отображение в коэффициенте емкостной дифференциации (КЕД) по данным бурения и ГИС, а по данным сейсморазведки - в спектрально-временных параметрах, представляющих собой отношение сейсмической энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен, а также произведения удельных спектральных плотностей на максимальные или средневзвешенные частоты и времена. Кроме того, в указанном способе используется двумерная сейсморазведка 2D, недостатки которой указаны выше.

В силу указанных недостатков могут быть допущены ошибки в определении нефтепродуктивности трещинных карбонатных коллекторов и, как следствие, неоптимальное размещение скважин и увеличение затрат на освоение объектов.

Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и обоснованности определения геологических условий размещения разведочных и эксплуатационных скважин на основе прогноза нефтепродуктивности трещинных карбонатных коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве.

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

По совокупности данных бурения и ГИС судят о наличии трещинных карбонатных коллекторов, определяют их удельную по глубине интегральную емкость, гидропроводность и нефтепродуктивность. В общих случаях емкость коллекторов определяется как произведение коэффициента пористости на эффективную толщину. Для трещинных карбонатных коллекторов с преимущественным развитием вертикальных трещин и каверн определение эффективных толщин при низких значениях коэффициента трещинной пористости является неоднозначным и неопределенным процессом. В таких условиях рациональным является использование интегральной емкости, представляющей собой

Такой подход учитывает различные виды пористости, изученные принципиально различными методами - акустическим (АК) и нейтронно-гамма (НГК) каротажем, что повышает достоверность определения величины суммарной пористости, а следовательно, и емкости целевого интервала разреза Δh=h₂-h₁. Поскольку величина емкости (q) зависит не только от суммарной пористости, но и мощности продуктивных отложений, целесообразным является использование удельной интегральной емкости, нормированной на 1 м разреза, т.е.

Основным фактором, влияющим на проницаемость (гидропроводность), является структура порового пространства, характеризуемая формой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации. Обычно большей пористости (емкости) соответствует и большая проницаемость.

Проницаемость (гидропроводность) трещиноватых пород в общем случае зависит от геометрии систем трещин и направления фильтрации. Проницаемость (гидропроводность) трещинных карбонатных коллекторов с преимущественно вертикальными трещинами и кавернами, а следовательно, и такими же направлениями фильтрации, прямо зависит от интегральной емкости нефтяного резервуара.

Нефтепродуктивность трещинных карбонатных коллекторов прямо функционально связана с удельной интегральной емкостью и гидропроводностью.

Проницаемость (гидропроводность) и нефтепродуктивность определяют известными способами при изучении керна и испытаниях скважин.

Все три параметра - удельная интегральная емкость, гидропроводность, нефтепродуктивность, определенные по данным бурения и ГИС, являются эталонными для изучения межскважинного пространства с использованием сейсморазведки.

По данным акустического, сейсмического, радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели целевого интервала разреза в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят СВАН, определяют модельные СВО и их спектрально-временные атрибуты. По данным ГИС определяют СВО целевого интервала кривых ГИС и их скважинные (вертикальные) спектрально-временные атрибуты (СВА) (Копилевич Е.А., Давыдова Е.А. и др. “Способ типизации и корреляции нефтегазопродуктивных горных пород по скважинным спектрально-временным параметрам”. Патент на изобретение №2201006, 2003).

По данным трехмерной сейсморазведки 3D на основе СВАН определяют эталонные экспериментальные СВО и их объемные спектральные сейсмические атрибуты (ОССА) в районе скважин, соответствующие временному интервалу продуктивных отложений.

Модельные, скважинные СВА и экспериментальные ОССА должны быть одинаковыми с КВК>0,75, что свидетельствует об обоснованном определении СВО и ОССА по данным сейсморазведки 3D. По наибольшим КВК выбирают оптимальные для конкретных сейсмогеологических условий, наиболее надежные ОССА.

СВО данных сейсморазведки 3D - временного куба, т.е. зависимости сейсмических амплитуд от трех координат - x, y, t - A=ƒ(x, y, t), представляет собой четырехмерную зависимость сейсмических амплитуд от координат х, y, ƒ, t или два куба зависимостей A=ƒ(x, ƒ, t) и A=ƒ(y, ƒ, t), где ƒ - переменная центральная частота спектров сейсмической записи; t - ось времен; х, y - пространственные координаты.

СВО характеризуется количественно с использованием ОССА по каждому из двух кубов, с возможностью получения шести кубов ОССА, т.е. трехмерной зависимости ОССА от трех координат - OCCA=ƒ(x, y, t).

ОССА в количестве шести атрибутов определяют по энергетическим частотному (по оси частот - f) и временному (по оси времен -1) спектрам трехмерных результатов СВАН - кубам СВО.

ОССА по оси частот:

где S(A²)(t) - спектральная плотность частотного энергетического спектра, пропорциональная квадрату амплитуды сейсмической записи в целевом временном интервале (Δt); ƒ_н - начальная (низкая) частота спектра на уровне 10% от его максимума; ƒ_к - конечная (высокая) частота спектра на уровне 10% от его максимума;

Таким образом, ОССА₁ - это отношение энергии высоких частот к энергии низких частот энергетического частотного спектра

где Δƒ=ƒ_к-ƒ_н; - средневзвешенная частота.

Таким образом, ОССА₂ - это произведение удельной спектральной плотности энергетического частотного спектра на средневзвешенную частоту

где ƒ^max - максимальная частота энергетического частотного спектра на уровне 30-70% от его максимума.

Таким образом, ОССА₃ - это произведение удельной спектральной плотности энергетического частотного спектра на максимальную частоту с выбором уровня (30-70%) ее определения.

ОССА по оси времен:

где S(A²)(ƒ), t_н, t_к, Δt, t_ср, - те же параметры энергетического спектра, только по оси времен (t).

Значения ОССА по оси t определяются сдвигом целевого временного интервала (Δt) на постоянную избранную величину.

Таким образом, из двух кубов СВО можно получить шесть кубов OCCA_1-6 в координатах х, у, t.

Все ОССА изначально классифицируются 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).

Структура OCCA₁ такова, что главное его 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 ОССА 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, но главным образом суммарный проницаемый объем, т.е. гидропроводность - , где Кпр - коэффициент проницаемости, hэф - эффективная толщина коллекторов, μ - вязкость флюида, величина для месторождения постоянная.

Структура симметричного OCCA₁ по оси времен - ОССА₄ - 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.

ОССА₂ и ОССА₃ характеризуют анализируемый интервал разреза главным образом по интегральным типам слоистости и степени ее выраженности, т.е. макро-, миди-, тонкослоистости, типам цикличности, ритмичности, что прямо связано с объемом пустотного пространства или емкостью.

ОССА₅ и ОААС₆, имеющие ту же структуру, что и ОССА₂, ОССА₃, но определяемые по оси времен, могут характеризовать особенности распространения слоистости (емкости) по анализируемому интервалу разреза.

Таким образом, ОССА по своей физической и геологической сути могут быть использованы для определения гидропроводности и емкости нефтепродуктивных коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве, а следовательно, и нефтспродуктивности.

Оптимальные, наиболее надежные экспериментальные эталонные ОССА в районе скважин либо комплексный ОССА, представляющий собой свертку оптимальных ОССА по известным современным алгоритмам кокрайкинга или искусственных нейронных сетей, коррелируются со значениями гидропроводности и емкости нефтепродуктивных коллекторов по данным бурения и ГИС, с построением графиков регрессионных зависимостей.

Для трещинных карбонатных коллекторов OCCA₁ и ОССА₄ коррелируются с гидропроводностью, а ОССА_2,3,5,6 - с удельной интегральной емкостью.

При значениях КВК>0,75 кубы оптимальных или комплексного ОССА с использованием регрессионных зависимостей пересчитываются в кубы значений удельной интегральной емкости, гидропроводности и нефтепродуктивности коллекторов в координатах x, y, t.

Таким образом, настоящее предложение позволяет определять нефтепродуктивность трещинных карбонатных коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства. Это обеспечивает резкое снижение затрат на бурение последующих разведочных и эксплуатационных скважин.

Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных карбонатных коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве, включающий проведение, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротажи, испытание скважин и суждение по полученным данным о наличии трещинных карбонатных коллекторов, их удельной по глубине интегральной емкости, гидропроводности и нефтепродуктивности, 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 трещинных карбонатных коллекторов и их спектрально-временные атрибуты, а по данным сейсморазведки 3D в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы нефтепродуктивных трещинных карбонатных коллекторов и их объемные спектральные сейсмические атрибуты на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки 3D в целевом интервале записи и количественной оценки его результатов, определяемой произведением удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетических спектров на частоту и время их максимумов, либо на средневзвешенные значения частоты и времени, и отношением энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен, с последующей взаимной корреляцией удельной интегральной емкости трещинных карбонатных коллекторов, гидропроводности и нефтепродуктивности по данным бурения и геофизических исследований скважин с эталонными модельными сейсмическими, скважинными спектрально-временными и объемными спектральными сейсмическими атрибутами в районе скважин, выбором оптимальных объемных спектральных сейсмических атрибутов с наибольшими значениями коэффициентов взаимной корреляции и построением регрессионных зависимостей оптимальных эталонных объемных спектральных сейсмических атрибутов, либо комплексного атрибута, с удельной по глубине интегральной емкостью трещинных карбонатных коллекторов, их гидропроводностью и нефтепродуктивностью по данным бурения и геофизических исследований скважин; затем по всем трассам сейсмического временного куба в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальным объемным спектральным сейсмическим атрибутам, либо комплексному атрибуту, с построением кубов атрибутов и последующим их пересчетом по установленным регрессионным зависимостям в кубы удельной по глубине интегральной емкости, гидропроводности и нефтепродуктивности, т.е. определением нефтепродуктивности трещинных карбонатных коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства.