Способ региональной сейсморазведки слабо изученных осадочных бассейнов для выявления и локализации нефтегазовых зон и объектов
Владельцы патента RU 2603828:
Федеральное государственное бюджетное учреждение "Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт" (ФГБУ "ВНИГНИ") (RU)
Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для выявления и локализации перспективных на нефть и газ зон и объектов. Заявленный способ включает проведение сейсмических работ по сети пересекающих бассейн региональных профилей, а также формирование композитных профилей из отработанных ранее площадных систем 2D, бурения, ГИС и опробования скважин и их комплексной структурной интерпретации с построением структурных карт по основным отражающим горизонтам и карт мощностей между ними. Споосб включает выполнение комплексной геолого-геофизической интерпретации данных бурения и ГИС по целевым комплексам отложений с установлением основных типов геологического разреза и их литологических, седиментационных и емкостных свойств, а также их корреляционных связей с эталонными параметрами и атрибутами сейсморазведки. При этом строят структурный каркас регионального сейсмического куба, включающий структурные карты по основным отражающим горизонтам и карты мощностей между ними. По каждому целевому комплексу отложений строят сейсмический паспорт бассейна, представляющий собой последовательность всех сейсмических трасс, полученных в бассейне по региональным и композитным профилям, упорядоченную по нарастанию или убыванию мощности целевого комплекса отложений. Рассчитывают корреляционную матрицу сейсмического паспорта и по выделяемым на ней зонам однородности устанавливают границы типов геологического разреза, переносят их с сейсмического паспорта на исходные координаты исследуемой территории, тем самым, строя карту типов геологического разреза, и, выполняя двумерную свертку сейсмического паспорта бассейна с его картой типов, получают объемный региональный сейсмический куб, строго согласованный со структурным каркасом бассейна, по которому строят совокупность производных от него палеокубов по основным осадочным комплексам, кубов сейсмических атрибутов и сиквенс стратиграфических кубов, интерактивно сканируя которые по их вертикальным и горизонтальным сечениям, выделяют сейсмические структурные и динамические аномалии, ранжируя которые по размеру, по принадлежности к определенному типу разреза и по набору геологических характеристик по скважинам, включая емкостные свойства отложений, корреляционно увязанных с эталонными атрибутами сейсморазведки, выявляют нефтегазовые зоны и объекты исследуемого бассейна. Технический результат - повышение геологической эффективности геологоразведочных работ (ГРР) на региональном и поисковом этапах. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой геологии, в частности, способ предназначен для выявления и локализации перспективных на нефть и газ зон и объектов, построения их объемных моделей и оценки их емкостных свойств, для обоснования точек заложения первоочередных параметрических скважин, а также для проектирования последующих поисковых ГРР.
К настоящему времени сейсморазведкой 3D уже охвачены разведочные, а затем и поисковые этапы ГРР. Теперь на очереди освоение регионального этапа ГРР. Актуальность этого обусловлена тем, что традиционные для регионального этапа сейсмогеологические разрезы, двумерные схемы и карты, содержащие, главным образом, представления о структурно-тектоническом строении границ крупных осадочных комплексов, явно недостаточны.
Региональная модель должна быть объемной, поскольку изучению подлежат:
- объемные геологическая среда и объекты,
- не только морфология и мощности осадочных комплексов, но и их внутренняя структура, формационный (вещественный) состав и емкостные свойства.
Между тем, построение объемных сейсмических моделей (сейсмических кубов) по слабо изученным осадочным бассейнам на основе крайне неплотных и, как правило, нерегулярных сетей региональных сейсмических профилей, - изначально представляется мало реальной задачей. Действительно, при достигаемой на практике плотности региональных сейсмических наблюдений не может быть и речи об их интерполяции и экстраполяции. Следовательно, задача не может быть решена стандартными техническими средствами.
При этом принципиально важно, что на самих региональных сейсмических профилях, как правило, достигается детальность наблюдений, не ниже чем при поисково-разведочных работах. Ясно, что идеальным решением задачи было бы распространение этой детальности на всю территорию исследуемого осадочного бассейна. Именно эта задача имелась в виду при разработке предлагаемого способа.
Задача районирования слабоизученных территорий по типам геологического разреза появилась одновременно с началом геолого-геофизических работ на нефть и газ. При начале и становлении ГРР практически все районы России были слабо изученными и, следовательно, уже в то время (более 80 лет назад) эта проблема была чрезвычайно актуальной в масштабах всей страны.
Однако, и в настоящее время, спустя 80 лет, на уровне современной изученности РФ существуют еще гигантские слабо изученные территории (Восточная Сибирь и др.) и акватории (арктические, северные и восточные), требующие геологического изучения и районирования. Наряду с этим, и по старым нефтегазоносным районам к слабо изученным следует отнести отложения глубоких интервалов разреза - палеозоя, кембрия и докембрия, венда и рифея. И здесь задача изучения и районирования этих древних отложений остается такой же актуальной, как и многие годы назад.
Проблема слабой изученности бассейнов на практике решается на основе двух вариантов ведения региональных ГРР:
1 - постепенного наращивания плотности региональных сетей с последующим переходом на поисковые сети;
2 - максимального использования при построении объемных моделей бассейнов априорной геологической информации, накопленной за все годы (десятилетия) их изучения.
Вариант 1, который можно считать способом-аналогом 1, отвечает традиционному ведению региональных работ. В большинстве случаев разрешение проблемы слабой изученности здесь видят в наращивании плотности наблюдений.
Например, если при использовании реально имеющихся 30000 пог. км региональных профилей на территории площадью в 1 млн кв. км обеспечивается плотность - 0.03 км/кв. км (наиболее распространенная плотность региональных сетей, отвечающая понятию «слабая изученность»), то для достижения плотности в 0.3 км/кв. км необходимо иметь уже 300000 км. При выходе же на поисковую плотность - 1 км/кв.км - этот объем возрастает до 1000000 км, при соответствующих стоимостях.
Как можно видеть, этот путь сталкивается, прежде всего, с финансовыми трудностями, а также требует огромного времени для реализации.
Вариант 2. Способом-аналогом 2 является «Инновационная технология интерпретации региональных и площадных работ 2D, обеспечивающая повышение детальности изучения геологического разреза». Меньшикова И.А., Гогоненков Г.Н., Бадалов А.В., Эльманович С.С., Махова О.С., 2-я международная научно-практическая конференция «Современные методы сейсморазведки при поисках месторождений нефти и газа в условиях сложно построенных структур (Сейсмо-2011)», Украина, АР Крым, 18-24 сентября 2011 г.
Способ основан на интерполяции площадных систем профилей МОГТ с плотностью не менее 1 км/кв. км, т.е. поисковых систем, и приведении результативной системы к плотности сейсморазведки 3D. Интерполяция выполняется на основе предварительной детальной структурной интерпретации исходной системы профилей 2D, что позволяет прогнозировать структурные и кинематические параметры прогнозных записей 3D.
Недостатками и ограничениями способа являются:
- в способ не введены представления о типовой сейсмической модели исследуемого бассейна и о соответствующей этой модели карты типов геологического разреза; вне этих представлений фактически выполняется математическая интерполяция, не несущая в себе априорной геологической информации, накопленной за все годы; в частности, не исключены случаи интерполяции трасс, относящихся к разным типам геологического разреза;
- принципиальным ограничением способа является необходимая исходная плотность системы профилей 2D, которая должна быть не ниже 1 км/кв. км, при которой интерполяция еще возможна; ясно, что при слабой изученности бассейна с региональной плотностью порядка 0.03 км/кв. км интерполяция сейсмических трасс уже не может быть выполнена.
Наиболее близким способом-прототипом является методика седиментационно-емкостного моделирования - методика СЕМ (Технология седиментационно-емкостного моделирования природных резервуаров нефти и газа, Москва, ВНИГНИ, 2012), Н.К. ФОРТУНАТОВА, Е.А. КОПИЛЕВИН, М.Л. АФАНАСЬЕВ
Методика СЕМ включает:
- проведение диагностики генетических типов отложений по данным изучения керна и шлифов в соответствии с разработанной генетической классификацией отложений,
- выявление зависимостей емкостных, физических и литологических параметров пород,
- проведение диагностики генетических типов отложений по данным ГИС на основе зависимостей литологических и физических параметров отложений.
- разработку типовых моделей осадочных комплексов, характеризующих основные закономерности геометрии осадочных тел, емкостных параметров пород, положения пород-коллекторов и флюидоупоров, нефтематеринских пород и отражающих сейсмических границ.
- формирование карт типов геологического разреза на основе типовых СЕМ и архивных структурных карт, ранее построенных по данным бурения, ГИС и сейсморазведки;
- переход к построению объемных моделей СЕМ.
Недостатки и ограничения способа-прототипа (методики СЕМ) обусловлены, главным образом, его преимущественной ориентацией на данные бурения и ГИС:
- выявление типов разреза по данным бурения и ГИС достигается, когда все типы вскрыты скважинами; на практике часто встречаются случаи, когда число типов заведомо больше числа скважин, и тогда в типовую СЕМ необходимо вводить прогнозные типы, не подкрепленные конкретными скважинами; в предлагаемом способе используют все сейсмические трассы, имеющиеся по бассейну, которых, как правило, на три порядка больше, чем скважин, вследствие чего все типы разреза, как правило, пересекаются исходными сейсмическими профилями;
- поскольку данные по скважинам заведомо содержат результаты влияния эвстатических и тектонических факторов, создание типовой СЕМ, как седиментационной модели, должно предусматривать подавление (ослабление) этих факторов; без детальной сейсмической структурной основы и ее палеореконструкций сделать это практически невозможно, также как и выполнить корреляцию синхронных интервалов разреза от скважины к скважине;
- ориентация преимущественно на данные бурения и ГИС, без максимально полного использования опережающих результатов детальной интерпретации данных сейсморазведки, - существенно осложняет построение карт типов геологического разреза и, главное, в принципе не позволяет решать задачу выявления и локализации перспективных зон и объектов.
Очевиден вывод о том, что способ-прототип может применяться на практике только после выполнения работ предлагаемым способом, позволяющим осуществить построение регионального сейсмического куба, выявление и локализацию перспективных зон и объектов, емкостные свойства которых далее могут быть определены методикой СЕМ.
Предлагается способ региональной сейсморазведки слабо изученных осадочных бассейнов для выявления и локализации нефтегазовых зон и объектов.
Способ включает проведение сейсморазведки продольными отраженными волнами по методу общей глубинной точки (МОГТ) по сети пересекающих бассейн региональных профилей, цифровую обработку этих данных, а также сбор и анализ архивных цифровых разрезов по ранее проведенным и обработанным региональным профилям и площадным наблюдениям 2D, по которым составляют композитные разрезы. Проводят увязку всех цифровых разрезов в точках их пересечения, создавая тем самым исходное сейсмическое наполнение проекта по бассейну.
Выполняют сбор и анализ данных бурения, изучения керна и ГИС, включая отбивки горизонтов по всем скважинам бассейна, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, а также результаты опробования скважин. Выполняют комплексную геолого-геофизическую интерпретацию данных бурения и ГИС по целевым комплексам отложений с установлением их основных литологических, седиментационных и емкостных свойств. Включают перечисленные данные в проект по бассейну, создавая тем самым его геопромысловое наполнение.
Проводят комплексную структурную интерпретацию данных сейсморазведки, бурения и ГИС с построением структурных карт по основным отражающим горизонтам и карт мощностей между ними. По увязанным с бурением и ГИС сейсмическим разрезам получают разрезы эталонных сейсмических характеристик и атрибутов, включая мгновенные амплитуды, частоты, фазы, значения пластовых и интервальных скоростей, сиквенс стратиграфические разрезы с оценками по ним емкостных свойств целевых комплексов отложений.
Устанавливают корреляционные связи измеренных по бурению и ГИС основных литологических, седиментационных и емкостных свойств с эталонными параметрами и атрибутами сейсморазведки по сейсмическим трассам, расположенным вблизи скважин.
Способ отличается тем, что с целью выявления и локализации на территории слабо изученного бассейна нефтегазовых зон и объектов на основании результатов структурной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС строят структурный каркас регионального сейсмического куба, включающий структурные карты по основным отражающим горизонтам и карты мощностей между ними (фиг. 1); по каждому целевому комплексу отложений строят сейсмический паспорт бассейна, представляющий собой последовательность всех сейсмических трасс, полученных в бассейне по региональным и композитным профилям (фиг. 2а). Полная совокупность сейсмических данных, имеющаяся по исследуемому нефтегазоносному бассейну НГБ, является важнейшей его характеристикой. Важно отметить, что способ предполагает использование всех сейсмических трасс по бассейну, которых, как правило, имеется на три порядка больше, чем скважин. Это во многом определяет отличительные возможности способа по сравнению, например, со способом-прототипом.
Сейсмический паспорт бассейна - это линейная последовательность всех прошедших редактирование сейсмических трасс временных или глубинных сейсмических разрезов, построенная по нарастанию или убыванию временной или глубинной мощности целевого интервала разреза, а также по характеризующей эту последовательность трасс совокупности сейсмоформационных и сейсмофациальных параметров и сейсмических атрибутов. Вследствие своей линейной структуры сейсмический паспорт обеспечивает непосредственное выявление латеральных рядов типов разреза: сейсмоформаций, сейсмофаций, сиквенсов, сейсмоциклических толщ и других геологических тел на основе развитых средств сейсмостратиграфического и сейсмоформационного анализа.
Принципиально важно, что на самих региональных сейсмических профилях, как правило, достигается детальность наблюдений, не ниже чем при поисково-разведочных работах. Ясно, что идеальным решением задачи было бы распространение этой детальности на всю территорию исследуемого нефтегазоносного бассейна (НГБ). Решение этой задачи и составляет принципиальное отличие предлагаемого способа.
Далее рассчитывают корреляционную матрицу сейсмического паспорта (фиг. 2б), по выделяемым на ней зонам однородности устанавливают границы типов геологического разреза, переносят их с сейсмического паспорта на исходные координаты исследуемой территории, тем самым строя карту типов геологического разреза,
Выполняют двумерную «свертку» сейсмического паспорта и карты типов разреза - специализированное проецирование каждого из выявленных по паспорту типов разреза на карту типов, тем самым определяют внутреннюю структуру и сейсмоформационное наполнение структурного каркаса бассейна.
Совмещение результатов двумерной свертки со структурным каркасом бассейна обеспечивает построение объемного регионального сейсмического куба (фиг. 3), по которому строят совокупность производных от него: палеокубов по основным осадочным комплексам, кубов сейсмических атрибутов, сиквенс стратиграфических кубов. Интерактивно сканируя эти кубы по вертикальным и горизонтальным сечениям, выделяют сейсмические структурные и динамические аномалии.
Ранжируя эти аномалии по размеру, по принадлежности к определенному типу разреза и по набору геолого-геофизических характеристик, корреляционно увязанных с эталонными параметрами и атрибутами сейсморазведки, выявляют нефтегазовые зоны и объекты исследуемого бассейна.
Пример выявления и локализации нижне-среднекембрийской барьерной рифовой системы, построенной по региональному сейсмическому кубу, представлен на фиг. 4.
Предлагается также способ по п. 1, отличающийся тем, что на основе регионального сейсмического куба по выявленным и локализованным объектам строят их объемные геологические модели с учетом их емкостных характеристик и на этой основе оценивают их ресурсный потенциал, определяя точки для параметрического бурения и очередность введения этих объектов в дальнейшие поисковые исследования.
1. Способ региональной сейсморазведки слабо изученных осадочных бассейнов для выявления и локализации нефтегазовых зон и объектов, включающий: проведение сейсмических работ по сети пересекающих бассейн региональных профилей, а также формирование композитных профилей из отработанных ранее площадных систем 2D, бурения, ГИС и опробования скважин и их комплексной структурной интерпретации с построением структурных карт по основным отражающим горизонтам и карт мощностей между ними; выполнение комплексной геолого-геофизической интерпретации данных бурения и ГИС по целевым комплексам отложений с установлением основных типов геологического разреза и их литологических, седиментационных и емкостных свойств, а также их корреляционных связей с эталонными параметрами и атрибутами сейсморазведки, отличающийся тем, что с целью выявления и локализации на территории слабо изученного бассейна нефтегазовых зон и объектов на основании результатов структурной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС строят структурный каркас регионального сейсмического куба, включающий структурные карты по основным отражающим горизонтам и карты мощностей между ними; по каждому целевому комплексу отложений строят сейсмический паспорт бассейна, представляющий собой последовательность всех сейсмических трасс, полученных в бассейне по региональным и композитным профилям, упорядоченную по нарастанию или убыванию изученной на предыдущем этапе по данным сейсморазведки и ГИС мощности целевого комплекса отложений, рассчитывают корреляционную матрицу сейсмического паспорта, по выделяемым на ней зонам однородности устанавливают границы типов геологического разреза, переносят их с сейсмического паспорта на исходные координаты исследуемой территории, тем самым строя карту типов геологического разреза, и, выполняя двумерную свертку сейсмического паспорта бассейна с его картой типов, получают объемный региональный сейсмический куб, строго согласованный со структурным каркасом бассейна, по которому строят совокупность производных от него палеокубов по основным осадочным комплексам, кубов сейсмических атрибутов и сиквенс стратиграфических кубов, интерактивно сканируя которые по их вертикальным и горизонтальным сечениям, выделяют сейсмические структурные и динамические аномалии, ранжируя которые по размеру, по принадлежности к определенному типу разреза и по набору геологических характеристик по скважинам, включая емкостные свойства отложений, корреляционно увязанных с эталонными атрибутами сейсморазведки, выявляют нефтегазовые зоны и объекты исследуемого бассейна.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на основе регионального сейсмического куба по выявленным и локализованным объектам строят их объемные геологические модели с учетом их емкостных характеристик и на этой основе оценивают их ресурсный потенциал, определяя точки для параметрического бурения и очередность введения этих объектов в дальнейшие поисковые исследования.
