Способ поисков и разведки нефтегазовых месторождений

Заявленное изобретение относится к геофизике и может быть использовано при поиске и разведке нефтегазовых месторождений. Согласно заявленному способу путем преобразования возбуждаемых и регистрируемых волновых полей формируют амплитудно-частотные и передаточные характеристики месторождений углеводородного сырья по латерали и ниже забоя контрольной скважины, по которым определяют пространственное положение и глубину залегания нефтегазовых залежей. После преобразования и сопоставления частотных характеристик продольных и поперечных упругих колебаний определяют характер насыщения и фильтрационно-емкостные свойства нефтегазовых залежей. Технический результат: повышение эффективности и достоверности прогноза. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к геофизическим методам поисков и разведки нефтегазовых месторождений и может быть использовано при поисках и разведке месторождений углеводородного сырья (УВС) на суше и на акватории.

Наиболее эффективно оно может быть использовано при поисках и разведке месторождений УВС, характеризующихся многоярусным геологическим строением, при котором залежи УВС разделены между собой, расположены на больших глубинах и связаны с ловушками УВС неструктурного типа, а также с ловушками УВС в виде малоамплитудных поднятий. Изобретение может быть использовано для контроля за разработкой и доразработкой месторождений УВС на поздней стадии эксплуатации, когда является крайне необходимым вовлечение в эксплуатацию слабодренируемых, тупиковых и застойных зон.

Известен способ поисков и разведки углеводородного сырья (RU, патент 2217778, G 01 V 1/00, 2003), согласно которому предложено осуществлять регистрацию сейсмического фона Земли с последующим анализом и сопоставлять его с стандартной формой информационного сигнала, измеряемого на известном месторождении УВС.

Существенными недостатками способа являются его низкие глубинность, точность, помехоустойчивость и разрешающая способность, т.к. продуктивная часть залежи обладает малой относительной мощностью в исследуемом геологическом разрезе и является тонкой неоднородностью в регистрируемом волновом поле; кроме того, реализация способа требует трудоемкого исследования участков с известным геологическим строением.

Известен также способ поисков и разведки углеводородного сырья (RU, патент 2161809, G 01 V 1/00, 2001), когда также в качестве информационного сигнала используют характеристики микросейсмического шума Земли и проводят их сопоставление с результатами дополнительного генерирования сейсмических колебаний наземным сейсмовибратором.

Недостатками указанного способа являются низкие точность, помехоустойчивость и достоверность измерений, т.к. контрастность диагностических признаков регистрируемых волновых полей с целью прямых поисков залежей УВС невелика, а динамический диапазон их изменения крайне низок; дополнительные сложности выделения полезных волн в широком диапазоне частот из-за наложения кратноотраженных волн и других помех делает достаточно проблематичным его практическое применение. Кроме того, в данном способе не исключаются присущие наземным способам регистрации волнового поля ограничения, обусловленные недостаточно надежной априорной информацией о модели исследуемой геологической среды, что ставит под сомнение последующий правильный выбор места заложения поисковых и разведочных скважин.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ поисков и разведки нефтегазовых месторождений (RU, патент 2045079, кл. G 01 V 1/00, 1995), включающий возбуждение сейсмических колебаний сейсмовибратором, регистрацию трехкомпонентными сейсмоприемниками волнового поля и его сопоставление с естественньм наземным сейсмическим полем.

Согласно известному способу сейсмические колебания возбуждают наземным вибратором в узкополосном сейсмическом диапазоне частот от 10 до 20 Гц. В качестве информационного сигнала используют естественный сейсмический фон, регистрируемый как до, так и после возбуждения виброколебаний, а о наличии месторождения судят по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонентов при регистрации сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению с регистрацией до возбуждения. Недостатками известного способа наряду с низкой помехоустойчивостью, достоверностью и точностью измерений является полное отсутствие информации о глубине залегания нефтегазовой залежи, поскольку данный способ позволяет прогнозировать лишь контуры нефтегазовых залежей в условиях традиционных одиночных ловушек УВС структурного типа, что является крайне недостаточным при поисках и разведке сложнопостроенных месторождений УВС, характеризующихся многоярусным строением; кроме того, известный способ не позволяет оценить пространственные контуры нефтегазовых залежей, их флюидонасыщение и коллекторские свойства.

Целью изобретения является повышение точности прогнозирования пространственного положения, геометрических размеров, коллекторских свойств и характера насыщения геологических объектов.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу поисков и разведки нефтегазовых месторождений, включающему многократное возбуждение и регистрацию упругих колебаний на земной поверхности в сейсмическом диапазоне частот, регистрацию естественного сейсмического фона в инфранизком диапазоне 1-10 Гц и последующее сопоставление полученных данных, в процессе вскрытия интервала геологического разреза контрольной скважиной осуществляют дополнительно периодическое возбуждение упругих колебаний во внутренних точках среды в сейсмическом диапазоне частот 10-1000 Гц, согласованное во времени с излучением на земной поверхности, регистрируют на земной поверхности волновое поле наведенной сейсмической эмиссии в диапазоне 0,1-1 Гц одновременно с приемом упругих колебаний в верхней части бурильной колонны, после вскрытия интервала геологического разреза осуществляют регистрацию естественного сейсмоакустического фона во внутренних точках среды в высокочастотном диапазоне 1-50 кГц, после чего в этих же точках возбуждают упругие колебания внутри и вне бурильной колонны в диапазоне частот 1-50 кГц и регистрируют наведенную акустическую эмиссию, суммируют и сопоставляют измеренные спектральные плотности продольных и поперечных упругих колебаний в диапазоне восстановленной амплитудно-частотной характеристики среды 0,1 Гц-50 кГц и по отношению спектральных плотностей продольных и поперечных колебаний в функции глубины скважины и данным их корреляции с отношением спектральных плотностей отраженных колебаний по латерали и ниже забоя скважины определяют пространственное положение, глубину залегания, характер насыщения и коллекторские свойства нефтегазовых залежей.

В качестве коррелируемого сигнала при экстраполяции по латерали и ниже забоя контрольной скважины используют величины спектральных плотностей и корреляционных функций продольных и поперечных упругих колебаний, зарегистрированных во внутренних точках геологической среды, вскрытой контрольной скважиной, или в верхней части бурильной колонны на глубинах, соответствующих отражающим сейсмическим границам.

На фиг.1 представлен перечень последовательностей для реализации способа в виде функциональной схемы.

Функциональная схема включает контрольную скважину 1, бурильную колонну 2, скважинные акустические приемные преобразователи 3 и 4, скважинный высокочастотный акустический излучатель 5 в диапазоне частот излучения 1-50 кГц, забойный низкочастотный излучатель 6 в диапазоне частот излучения 10-1000 Гц, установленный в нижней части бурильной колонны, наземный излучатель 7 низкочастотных колебаний в диапазоне частот излучения 10-20 Гц, перемещаемый на земной поверхности по заданной системе возбуждения упругих волн, наземный 3-компонентный акустический преобразователь 8, установленный в верхней части бурильной колонны и работающий в режиме излучения в диапазоне частот 1-10 Гц и приема в диапазоне частот 1-1000 Гц, наземные акустические 3-компонентные приемные преобразователи 9, установленные по заданным линейным или площадным системам наблюдения возле устья скважины, блок 10 усиления и фильтрации сигналов, коррелятор 11 для низкочастотного диапазона, сумматор 12, коррелятор 13 для высокочастотного диапазона, блок 14 измерения спектров продольных и поперечных высокочастотных колебаний, блок 15 измерения спектров продольных и поперечных низкочастотных колебаний, блок 16 управления спектром излучения излучателей 5, 6 и 7, блок 17 синхронизации, блок 18 суммирования и измерения отношения одноименных спектров и спектров продольных и поперечных колебаний, датчик 19 глубины скважины, блок 20 глубинной привязки отражений к горизонтам геологического разреза, блок 21 преобразования отношений спектров продольных и поперечных колебаний в величины коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов-коллекторов, блок 22 регистрации и отображения информации в функции глубины, частоты и времени.

На фиг.2 приведена палетка (зависимость 23) для определения коэффициента пористости К_П продуктивных коллекторов.

На фиг.3 показан пример определения характера насыщения коллектора по величине отношения спектральных плотностей продольных W_P(w) и поперечных W_S(w) упругих колебаний с следующими зависимостями:

24 - для газонасыщенного коллектора;

25 - для нефтенасыщенного коллектора;

26 - для водонасыщенного коллектора.

Способ реализуется согласно следующей последовательности операций.

После регистрации естественного сейсмического фона приемными акустическими преобразователями 9 производят периодическое низкочастотное излучение упругих колебаний на земной поверхности излучателем 7 в диапазоне 10-20 Гц, согласованное во времени с излучением упругих колебаний во внутренних точках среды при помощи излучателя 6, находящегося в нижней части бурильной колонны 2 (в качестве излучателя 6 может быть использован забойный сигнал от взаимодействия долота с разбуриваемой горной породой, забойный гидродинамический излучатель типа "сирена", механический излучатель и др.).

Осуществляют управление спектрами возбуждения упругих колебаний излучателя 9 в диапазоне частот 10-20 Гц и излучателя 6 в диапазоне частот 10-1000 Гц с помощью блока 16. Синхронизация работы излучателей во времени осуществляется при помощи блока 17.

При помощи наземных акустических преобразователей 8 и 9 после временной селекции осуществляют синхронный прием отраженных (преломленных) интерференционных упругих колебаний в частотном диапазоне 10-1000 Гц с помощью блока синхронизации 17 и блока усиления и фильтрации 10.

Одновременно при помощи акустического преобразователя 8, установленного в верхней части бурильной колонны в потоке промывочной жидкости, осуществляют излучение и прием отраженных от забоя скважины упругих колебаний в диапазоне 1-10 Гц. При этом на земной поверхности регистрируют наведенную сейсмическую эмиссию в инфранизком частотном диапазоне 0,1-1 Гц. Наличие двух наземных излучателей 7 и 8 в сейсмическом диапазоне частот наряду с регистрацией наведенной сейсмической эмиссии позволяет достигнуть широкополосности излучения и приема упругих колебаний в диапазоне 0,1-1000 Гц, что является необходимым для изучения частотных характеристик сложнопостроенных нефтегазовых месторождений.

Разрешенность регистрируемого волнового поля достигается регулированием длительности излучения упругих колебаний на земной поверхности и во внутренних точках среды при помощи блока управления 16.

Управление суммарным фронтом излучения упругих колебаний излучателей 6, 7 и 8 при помощи регулирования временной задержкой при последовательном во времени возбуждении позволяет управлять характеристикой направленности излучения, что является особенно актуальным при наличии наклонно-направленных границ отражающих горизонтов в сложнопостроенных средах.

Выбор частотных диапазонов анализа упругих волн в инфранизком 0,1-10 Гц, сейсмическом 1-1000 Гц и высокочастотном 1-50 кГц диапазонах частот обоснован результатами многочисленных экспериментальных опробований данного способа, когда нефтегазовая залежь рассматривается как аномальная энергетическая зона с соответствующими широкополосной частотной характеристикой и импульсной переходной характеристикой.

В случае отсутствия забойного источника излучения 6 при реализации способа может быть использован наземный источник возбуждения в сейсмическом диапазоне частот; в этом случае осуществляется прием упругих колебаний во внутренних точках среды приемными акустическими преобразованиями 3, 4 в функции глубины контрольной скважины.

Регистрируемые интерференционные сигналы с выходов наземных приемных преобразователей 8 и 9 после усиления, фильтрации и временной селекции в блоке 10 поступают на входы коррелятора 11, где измеряются взаимнокорреляционные (ФВК) и автокорреляционные (ФАК) функции низкочастотных колебаний. Измеренные в корреляторе 11 значения ФВК и ФАК подаются на вход блока 15 измерения спектральных плотностей продольных и поперечных колебаний W_P(НЧ) и W_S(НЧ) и на вход сумматора 12, где происходит операция разновременного суммирования ФВК, позволяющая повысить помехоустойчивость измерений.

После вскрытия заданного интервала геологического разреза внутрь бурильной колонны потоком промывочной жидкости или на кабеле опускают акустический зонд, содержащий акустический излучатель 5, возбуждающий упругие колебания в диапазоне частот 1-50 кГц, и акустические приемные преобразователи 3 и 4. Принятые приемными преобразователями 3 и 4 упругие колебания поступают на вход блока 10 и после усиления и фильтрации - на вход коррелятора 13 и далее на вход блока измерения спектров продольных и поперечных упругих колебаний, где измеряются значения спектров W_P(ВЧ) и W_S(ВЧ) в высокочастотном диапазоне частот 1-50 кГц.

С выходов блоков 14 и 15 измеренные значения W_P(ВЧ) и W_S(ВЧ) поступают в блок 18 суммирования и измерения отношения одноименных спектров и спектров продольных и поперечных упругих колебаний W_P/W_S. Суммирование спектральных плотностей в диапазоне 0,1 Гц-50 кГц осуществляют с целью восстановления полной частотной характеристики нефтегазового месторождения. Измерение отношения одноименных спектров W_P и W_S позволяет детально изучить передаточные и переходные характеристики тонкослоистого геологического разреза.

В блоке 20 осуществляют глубинную привязку спектров W_P(НЧ) и W_S(НЧ) отраженных низкочастотных сигналов к спектральным высокочастотным компонентам упругих колебаний W_P(ВЧ) и W_S(ВЧ), зарегистрированных во внутренних точках среды в функции глубины контрольной скважины Нгл, для чего производят их преобразование в синтетические спектральные диаграммы с последовательно меняющейся координатой Х₀ вдоль наземных профилей преобразователей 9, используя относительные параметры спектральных плотностей в функции известной глубины контрольной скважины 1.

Относительный параметр спектральной плотности упругих колебаний, зарегистрированных внутри скважины 1 преобразователями 3, 4 (или в верхней части бурильной колонны при помощи преобразователя 8) определяется как

где Hi - текущая глубина;

ΔH - шаг дискретизации по глубине, выбираемый в зависимости от дискретности измерения W_P(Нгл).

Относительный параметр спектральной плотности отраженных упругих колебаний, зарегистрированных на дневной поверхности при помощи преобразователей 9, определяется как

Для каждого фиксированного положения полученных в функции глубины Нгл диаграмм α_скв и α_наз рассчитывается коэффициент корреляции R(α_скв; α_наз). Глубинная и литолого-стратиграфическая привязка диаграмм α_скв и α_наз осуществляется по положению на оси глубин Нгл, для которого коэффициент корреляции R имеет максимальное значение.

Коэффициент корреляции оценивается следующим образом:

Для участков геологического разреза, характеризующихся соответствующими одинаковыми (с разбросом ±5%) значениями коэффициентов корреляции R для искомых пластов-коллекторов, характер насыщения определяется по частотной зависимости отношения а коэффициент пористости оценивается с помощью зависимости W_P/W_S=a_K+m_KK_п, где a_R; a_K точки пересечения зависимостей W_P/W_S и W_S/W_P с осью ординат;

m_R; W_K - угловые коэффициенты.

С выходов блоков 11, 12, 14, 15, 18, 21 сигналы поступают на входы блока 22 визуализации и отображения информации, где осуществляется их пространственно-временная привязка.

В качестве примера на фиг.2 и фиг.3 приведены графики определения коэффициента пористости и нефтегазонасыщенности продуктивных горизонтов, построенные по зависимостям W_P/W_S и W_S/W_P, на одной из поисковых площадей Оренбургской нефтегазоносной области.

Преимущества предложенного способа по сравнению с известными состоят в том, что он позволяет с высокой эффективностью прогнозировать нефтегазоносность многоярусных месторождений по латерали и до разбуривания нижележащих под забоем продуктивных горизонтов. Способ позволяет в отдельности оконтуривать и определять пространственное положение и фильтрационно-емкостные свойства исследуемых продуктивных залежей с высокой степенью детализации по глубине, достигающей 0,1-0,5 м, что дает возможность оптимизировать выбор места заложения и профилей поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.

При этом восстановление трехмерных изображений нефтегазоносных залежей при помощи спекрально-корреляционного приема и управление спектром и диаграммой направленности источника возбуждения упругих колебаний значительно повышают точность, помехоустойчивость и разрешающую способность способа.

1. Способ поисков и разведки нефтегазовых месторождений, включающий многократное возбуждение и регистрацию упругих колебаний на земной поверхности в сейсмическом диапазоне частот, регистрацию естественного сейсмического фона в инфранизком диапазоне и последующее сопоставление полученных данных, отличающийся тем, что, с целью повышения точности прогнозирования пространственного положения, геометрических размеров, коллекторских свойств и характера насыщения геологических объектов, в процессе вскрытия интервала геологического разреза контрольной скважиной осуществляют дополнительно периодическое возбуждение упругих колебаний во внутренних точках среды в сейсмическом диапазоне частот 10-1000 Гц, согласованное во времени с излучением на земной поверхности, регистрируют на земной поверхности волновое поле наведенной сейсмической эмиссии в диапазоне 0,1-1 Гц одновременно с приемом упругих колебаний в верхней части бурильной колонны, после вскрытия интервала геологического разреза осуществляют регистрацию естественного сейсмоакустического фона во внутренних точках среды в высокочастотном диапазоне 1-50 кГц, после чего в этих же точках возбуждают упругие колебания внутри и вне бурильной колонны в диапазоне частот 1-50 кГц и регистрируют наведенную акустическую эмиссию, суммируют и сопоставляют измеренные спектральные плотности продольных и поперечных упругих колебаний в диапазоне восстановленной амплитудно-частотной характеристики среды 0,1 Гц÷50 кГц и по отношению спектральных плотностей продольных и поперечных колебаний в функции глубины скважины и данным их корреляции с отношением спектральных плотностей отраженных колебаний по латерали и ниже забоя скважины определяют пространственное положение, глубину залегания, характер насыщения и коллекторские свойства нефтегазовых залежей.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после восстановления частотной характеристики среды в качестве коррелируемого сигнала при экстраполяции по латерали и ниже забоя контрольной скважины используют величины спектральных плотностей и корреляционных функций продольных и поперечных упругих колебаний, зарегистрированных во внутренних точках геологической среды, вскрытой контрольной скважиной, или в верхней части бурильной колонны на глубинах, соответствующих отражающим сейсмическим границам.