Определение пути движения флюида
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных. Представлено описание способа определения пути движения подземного флюида через геологический объем. Начальный объект находится в геологическом объеме. Начальный объект определяет начальную границу флюида. Точки данных распределены в геологическом объеме. Точки ввода данных связаны со значениями одной или более геологических атрибутов. Способ включает следующие этапы: задание выражения, устанавливающего изменение положения границы флюида в точках данных на протяжении итерации на основании значений одного или более атрибутов и применение этого выражения в точках данных для последовательных итераций с целью изменения границы флюида на протяжении последовательных итераций. Далее путь движения подземного флюида через геологический объем может быть определен по изменению границы флюида. Технический результат – повышение точности получаемых данных. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 8 ил.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Данное изобретение, в целом, относится к определению пути движения подземного флюида через геологический объем.
Получение характеристик подповерхностной толщи пород имеет большое значение для обнаружения пластов-коллекторов, обеспечения доступа к ним и их разработки. Глубина залегания и ориентация таких толщ пород может быть определена, например, сейсморазведкой, выполняемой, как правило, методом передачи энергии на грунт в одном или более местах расположения источником, например, путем контролируемого взрыва, механического воздействия и т.д. Далее ответная энергия измеряется в местах расположения приемников на поверхности на различных расстояниях и азимутах от места расположения источника. Время распространения энергии от источника к приемнику посредством отражений и преломления через границы раздела сред подповерхностной толщи пород указывает на глубину залегания и ориентацию толщ пород.
В патенте США № 7248539 описывается способ автоматизированного выявления базовых элементов поверхности по данным сейсморазведки. Например, согласно одному варианту реализации изобретения по патенту США № 7248539 задействуется определение, как правило, с точностью среднего образца, положения сейсмических горизонтов посредством представления экстремальных значений вводимого объема сейсмических данных; выведение коэффициентов, представляющих форму сейсмического сигнала вблизи экстремальных значений положения; сортировка экстремальных значений положения по группам, имеющим аналогичную форму колебаний сигнала, путем применения методов классификации с коэффициентами в качестве входных характеристик с применением неконтролируемой и контролируемой классификации, основанной на базисной статистической модели классов и выявлении базовых элементов поверхности, таких как поверхностные сегменты, являющиеся как непрерывными в пространстве по экстремальным значениям объема сейсмических данных, так и непрерывными в классификаторе в объеме классификации.
Получение характеристик трещинно-разрывных нарушений в пластах-коллекторах также может иметь большое значение. Например, трещины, проходящие через пробуренные скважины, могут способствовать потоку углеводородов из пласта-коллектора в скважины и таким образом увеличивать производительность скважины. И, наоборот, трещины могут пропускать воду в скважины и снижать производительность скважины.
В документе WO 2008/086352 описана методология составления схемы сети трещиноватости по данным сейсморазведки с использованием характеристик усиления трещиноватости и способов выявления трещин. Например, скважинные данные могут быть использованы для определения видов разрушения, и, в частности, для того, могут ли скопления или сеть трещиноватости быть обнаружены по данным наземной сейсморазведки. Данные могут также обеспечивать сведения об отклонении сети трещиноватости (т.е. среднем отклонении трещин в сети относительно горизонтали) и азимуте простирания (т.е. среднем направлении пересечения трещин в сети относительно горизонтали).
Далее может быть использовано программное обеспечение выявления неоднородности (DES), например, как описано в патенте США № 7203342, для выявления объемов сейсмических данных о сети трещиноватости по данным наземной сейсморазведки. Выявленные сети трещиноватости могут быть параметризованы с точки зрения силы их сейсмической реакции, а также по их длине, высоте и ширине.
Для получения характеристик и выявления других геологических объектов по данным сейсморазведки, таких как разломы, также может быть использован способ по патенту США № 7203342.
Нежесткое сопоставление, например, как описано в патенте США № 6574563, представляет собой методологию для анализа изменений между двумя сейсморазведками (периодические сейсмические наблюдения). Генерация 3D поля векторов перемещения с точностью среднего образца/среднего элемента объемного изображения показывает смещение отражающих горизонтов между периодами наблюдений. Функция соответствия с локальными различиями с использованием сглаженного поля с учетом сноса волн предоставляет возможность сравнения данных двух различных сейсморазведок.
Разработка пласта-коллектора и (или) закачка в него может нарушить целостность покрышки пласта-коллектора и вызвать утечку флюида из пласта-коллектора в покрывающую толщу. Вытекание флюида из пласта-коллектора может повлечь серьезные последствия, такие как загрязнение грунтовых вод или океана, а также может стать причиной внезапного падения давления в пласте-коллекторе и, следовательно, падения производительности.
Для предотвращения проблем в связи с утечкой может быть выполнена оценка рисков с учетом геомеханических свойств покрышки пласта-коллектора и покрывающей толщи. В некоторых случаях в оценке рисков может потребоваться учесть нарушение покрышки пласта-коллектора. Способность оценить причины такого нарушения и определить путь, по которому потек флюид пласта-коллектора, может способствовать уменьшению последствий нарушения и разработке решений данной проблемы.
Обсуждение использования нейронных сетей для комбинирования различных сейсмических характеристик для выявления (кроме прочего) возможных скоплений мелкозалегающего газа, действующих для углеводородов в качестве вертикальных путей движения флюида в породе, приведено в работах Meldahl, P., Heggland, R., Bril, B. и de Groot, P., The chimney cube, an example of semi-automated detection of seismic object by directive attributes and neural networks: part I; Methodology, SEG Expanded Abstracts 18, 931-934 (1999); и Heggland, R., Meldahl, P., Bril, B., and de Groot, P., The chimney cube, an example of semi-automated detection of seismic object by directive attributes and neural networks: part II; Interpretation, SEG Expanded Abstracts 18, 935-940 (1999). Обсуждение комбинирования разломов и скоплений мелкозалегающего газа для определения путей движения углеводородов в пластах, прогнозирования вертикальной покрышки и вероятности нефтенасыщения приведено в работе Connolly, D.L., Brouwer, F. and Walraven, D., Detecting fault-related hydrocarbon migration pathways in seismic data: Implications for fault-seal, pressure and charge prediction, Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, Vol. 58, p. 191-203 (2008). Обсуждение использования объемов сейсмических данных зависимости амплитуды от удаления (AVO) и выводимых из них характеристик для определения траектории разломов движения флюида приведено в работе Nyamapfumba, M. and McMechan, A., Gas Hydrate and Free Gas Petroleum System in 3D Seismic Data, Offshore Angola, Geophysics, Vol. 77, no.6, p. O55-O63, 2012.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В общих чертах, настоящее изобретение обеспечивает возможность определения путей движения подземных флюидов на основании значений геологических атрибутов, таких как сейсмические атрибуты и, полученные по результатам сейсморазведки.
Первый аспект настоящего изобретения предусматривает способ определения пути движения подземного флюида через геологический объем, где начальный объект (например, пласт-коллектор с флюидом) находится в геологическом объеме, начальный объект определяет начальную границу флюида, точки данных распределены в геологическом объеме, и точки данных связаны со значениями одного или более геологических атрибутов, при этом способ включает следующие этапы:
определение выражения, устанавливающего изменение положения границы флюида в точках данных на протяжении итерации на основании значений одного или более атрибутов; и
применение этого выражения в точках ввода данных для последовательных итераций для изменения границы флюида на протяжении итераций, при этом путь движения подземного флюида через геологический объем может быть определен по изменению границы флюида. Способ может быть основан на применении компьютерной техники. Например, этапы определения и применения могут быть выполнены с использованием одного или более процессоров.
Способ предоставляет пользователю преимущество эффективного формирования возможных путей движения флюида из пласта-коллектора или в нее, способствуя оценке и снижению рисков. Он может также позволить пользователю проверять различные гипотезы путем изменения входных атрибутов, и, следовательно, получать более обширные знания о рассматриваемом участке.
Второй аспект настоящего изобретения предусматривает способ эксплуатации скважины, включая следующие этапы:
выполнение способа первого аспекта; и
использование определенного пути движения флюида в пластах для управления эксплуатацией скважины. Например, если способ предполагает, что может иметь место утечка флюида на начальном объекте, таком как залежь, на определенном пути движения флюида, могут быть предприняты действия по снижению течения флюида по данному пути или по преграждению этого пути.
Дополнительные аспекты настоящего изобретения предусматривают: компьютерную программу, содержащую машинный код, который, будучи запущенным на компьютере, приводит к выполнению компьютером способа первого аспекта; машиночитаемый носитель на котором сохранена компьютерная программа, содержащая код, который, будучи запущенным на компьютере, приводит к выполнению компьютером способа первого аспекта, и компьютерная система, с введенным в программу выполнением способа первого аспекта. Например, компьютерная система может быть предусмотрена для определения пути движения подземного флюида через геологический объем, где начальный объект (например, пласт-коллектор с флюидом) находится в геологическом объеме, начальный объект определяет начальную границу флюида, точки ввода данных распределены в геологическом объеме, и точки ввода данных связаны со значениями одного или более геологических атрибутов, при этом система содержит:
один или более процессоров, сконфигурированных для следующих целей: определение выражения, устанавливающего изменение положения границы флюида в точках ввода данных на протяжении итерации на основании значений одной или более атрибутов; и применение этого выражения в точках ввода данных для последовательных итераций для изменения границы флюида на протяжении последовательных итераций, где путь движения подземного флюида через геологический объем может быть определен по изменению границы флюида. При этом система соответствует способу первого аспекта. Система может дополнительно содержать: машиночитаемый носитель или носители, функционально связанные с процессорами, носитель или носители, на которых сохраняется местоположение начального объекта в геологическом объеме и на которых сохраняются значения одной или более геологических атрибутов в точках ввода данных. Система может дополнительно содержать дисплей для отображения измененной границы флюида как геологического тела.
Далее приводятся дополнительные вспомогательные функции изобретения. Они применяются по отдельности или в любой комбинации с любым аспектом изобретения.
Геологические атрибуты могут быть сейсмическими атрибутами, и (или) геометрическими атрибутами, и (или) атрибутами, производными, полученными в результате численного моделирования. Вместе с тем сейсмические атрибуты, как правило, включаются в геологические атрибуты.
Сейсмические атрибуты получены путем выполнения математических операций с данными сейсморазведки и (или) их фильтрованием. Сейсмические атрибуты, как правило, выбираются из группы, состоящей из следующих характеристик: амплитуда сейсмической волны, сейсмическая производная высшего порядка, сейсмическая фаза, данные зависимости амплитуды от удаления, хаотичность, непостоянство, кривизна, падение пласта-коллектора, отклонение падения пласта-коллектора, атрибуты увеличения трещиноватости и атрибуты изменения скорости на основании нежесткого сопоставления. В документе US 7248539 некоторые из этих атрибутов описаны более детально. Более полное обсуждение сейсмических атрибутов приведено в работе T. Randen and L. Sonneland, "Atlas of 3D Seismic Attributes", chapter 2 of "Mathematical Methods and Modelling in Hydrocarbon Exploration and Production", ed. A. Iske and T. Randen, Springer, Berlin Heidelberg, 2005. Предпочтительно каждая точка ввода данных связана по меньшей мере с соответствующей амплитудой сейсмической волны.
Геометрические атрибуты могут быть созданы (вручную или автоматически) из интерпретированных геометрических базовых элементов из архива моделей. Геометрические атрибуты, как правило, выбираются из группы, состоящей из следующих атрибутов: горизонтального положения, вертикального положения, близости к разломам, близости к трещиноватости, падения поверхности горизонта, падения поверхности разлома, близости к водонефтяным контактам, близости к газонефтяным контактам, количества смежных вставок экстремальных значений (являющегося примером более общих геометрических атрибутов, таких как хаотичность и непостоянство, демонстрируемых локальными вставками экстремальных значений), области вставки экстремальных значений, встраиваемой области вставок экстремальных значений и пересекающейся области вставок экстремальных значений. Геометрические атрибуты могут быть созданы автоматически или вручную, например, по результатам сейсмических исследований либо других данных, таких как карты высотных отметок, спутниковая фотосъемка и результаты гравиметрической, магнитной и (или) электромагнитной разведки.
Точками ввода данных могут быть элементы объемного изображения.
Флюидом может быть углеводородный флюид, такой как нефть или газ, либо другой флюид, такой как вода или CO2, или смеси таких флюидов.
Способ может включать следующие этапы: обеспечение места для расположения начального объекта в геологическом объеме и предусмотрение значения одной или более геологических атрибутов в точках ввода данных. Например, место для расположения начального объекта и значения одной или более геологических атрибутов может быть предусмотрено в виде машиночитаемого носителя или носителей. Способ может включать начальный этап использования геологических атрибутов для определения местоположения и начальной границы флюида начального объекта в геологическом объеме.
Начальным объектом может быть исходная залежь, и последовательные итерации могут быть произведены вперед по времени таким образом, что путь движения флюида в пластах предназначен для потока флюида из исходного пласта-коллектора. Другой вариант, однако, предназначен для того, чтобы начальный объект являлся конечной залежью, и последовательные итерации должны быть произведены обратно по времени таким образом, что путь движения флюида в пластах предназначен для потока флюида к конечному пласту-коллектора.
Однако в более общем смысле начальным объектом может быть любой потенциально флюидо-содержащий или флюидо-принимающий объект, такой как пористый пласт, трещина или фактически поверхность суши или морское дно в геологическом объеме, вне зависимости от того, является ли этот пласт на самом деле флюидо-содержащим. Способ может быть далее применен для определения того, выходит ли потенциальный путь движения флюида из этого пласта или входит в него. Например, способ может быть применен для определения потенциального пути движения флюида в пластах между двумя пористыми пластами, имеющими серию разломов между ними. Еще в одном примере способ может быть применен для определения наличия потенциальных подземных путей движения флюида в пластах к морскому дну. Такие сведения могут быть полезны, например, при определении, могут ли подземные операции того или иного вида представлять риск создания пути движения флюида в пластах, который может привести к нежелательным перемещениям флюида (приводящим, например, к падению давления в пласте-коллекторе, загрязнению водоносного горизонта или утечке углеводородов на морское дно)
Для определения выражения в этой точке могут быть использованы свойства флюида, значения атрибутов в той или иной точке и временное направление итераций. Например, если флюидом является нефть и атрибуты в той или иной точке указывают на то, что эта точка находится в пористом пропластке, то в течение периода вперед по времени выражение может способствовать расширению границы флюида сквозь пористый пропласток в направлении, перпендикулярном к границе. С другой стороны, если флюидом является нефть и атрибуты в той или иной точке данных указывают на то, что эта точка находится в основном в вертикальном разломе, то в течение периода вперед по времени выражение может способствовать вертикальному восходящему движению границы флюида вдоль разлома.
Если значения совокупности геологических атрибутов могут быть предусмотрены в точках данных, на этапе определения значения атрибутов могут быть масштабированы относительно друг друга. Такое масштабирование может способствовать более точному сравнению влияния атрибутов в выражении, т.е. так, чтобы те или иные атрибуты не приобретали излишнее значение за счет других атрибутов.
На этапе применения может использоваться метод функции уровня для применения этого выражения в точках данных для последовательных итераций.
Способ может включать этап отображения измененной границы флюида как геологического тела, благодаря чему пользователю будет удобнее производить общий обзор измененной границы флюида.
Способ может дополнительно включать следующие начальные этапы: выполнение сейсмических исследований (например, сейсморазведки) и анализ результатов сейсмических исследований для генерирования точек данных, распределенных в геологическом объеме, при этом каждая точка данных связана со значениями одной или более соответствующих сейсмических атрибутов. Например, этап анализа может включать любое одно или более действий: выявление базовых элементов поверхности, составление схемы сети трещиноватости и нежесткое сопоставление. Способ может дополнительно включать начальный этап анализа результатов сейсмических исследований для генерирования геометрических атрибутов. Например, конфигурация и положение горизонтов поверхности и трещинно-разрывных нарушений может быть выявлена из экстремальных значений, и такая конфигурация и положение далее позволяют выполнить расчеты таких геометрических атрибутов, как падение залежей, близость объектов и т.д.
Дополнительные вспомогательные функции изобретения приведены ниже.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Далее описываются варианты реализации изобретения в виде примеров со ссылками на прилагаемые графические материалы, где:
Фигура 1 представляет собой схематическую иллюстрацию перпендикулярно направленной силы Fn (x), действующей на объект (темный овал на изображении слева), сжимающей его, если перпендикулярно направленная сила имеет отрицательное значение (-1), и растягивающей его, если перпендикулярно направленная сила имеет положительное значение (+1);
Фигура 2 представляет собой схематическую иллюстрацию направленной силы Fe в виде однородного векторного поля, действующей на объект (темный овал на изображении слева);
Фигура 3 представляет собой схематическую иллюстрацию направленной силы Fe в виде сил, указывающих внутрь контура C и действующих на объект (темный овал на изображении слева), при этом силы уменьшаются по мере удаления от контура;
Фигура 4 представляет собой схематическую иллюстрацию силы искривления Fc(x), действующей на объект;
Фигура 5 иллюстрирует вертикально восходящий поток, при этом начальный объект представляет собой овал, очерченный сплошной линией, а получившийся в результате объект представляет собой овал, очерченный пунктирной линией, при этом (a) проиллюстрирован абсолютно вертикальный поток, (b) проиллюстрированы результирующие силы (серые стрелки), прилагаемые при комбинировании вертикальных сил (сплошные стрелки) и перпендикулярно направленных сил (пунктирные стрелки), и (c) проиллюстрирован результат комбинированных сил.
На Фигуре 6 проиллюстрирован пример объема сейсмических данных;
На Фигуре 7 проиллюстрирован объем сейсмических данных с Фигуры 6 с выявленными горизонтами, соответствующими первому и второму пластам, с наложением амплитуд сейсмических волн; и
На Фигурах 8(a)-(e) проиллюстрировано изменение границы флюида с наложением времени на примере объема сейсмических данных.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В последующем описании предусмотрен(-ы) только предпочтительный(-е) типовой(-ые) вариант(-ы) реализации изобретения. Описание не предназначено для определения объема, применимости или конфигурации изобретения; напротив, последующее описание предпочтительного(-ных) типового(-вых) варианта(-ов) реализации изобретения предусматривает для специалистов в данной области техники описание, способствующее реализации предпочтительного типового варианта изобретения, при этом следует понимать, что в функционирование и расположение элементов могут быть внесены различные изменения без отклонения от объема изобретения.
Для обеспечения точного понимания вариантов реализации изобретения в нижеследующем описании приведены специфические детали. Однако специалисту в данной области техники следует понимать, что варианты реализации изобретения могут применяться на практике без этих специфических деталей. Например, хорошо известные схемы, процессы, алгоритмы, конструкции и приемы могут быть представлены без лишней детализации во избежание затруднения понимания вариантов реализации изобретения.
Также следует отметить, что варианты реализации изобретения могут быть описаны как процесс, представленный в виде технологической карты, схемы последовательности технологических операций, блок-схемы обработки данных, схемы устройства или блок-схемы. Несмотря на то, что в технологической карте операции могут быть описаны как последовательный процесс, многие операции могут выполняться параллельно или одновременно. Кроме того, порядок операций можно менять. Процесс заканчивается после выполнения операций данного процесса, однако он может содержать дополнительные этапы, не представленные на Фигуре. Процесс может соответствовать способу, функции, процедуре, части программы, подпрограмме и т.д. Если процесс соответствует функции, его окончание соответствует возврату функции в вызывающую функцию или главную функцию.
Как описано в данной заявке, термин «машиночитаемый носитель» может представлять собой одно или более устройств для хранения данных, в том числе постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), энергонезависимое ОЗУ, ЗУ на сердечниках, носители ЗУ на магнитных дисках, носители оптических ЗУ, устройства флэш-памяти и (или) другие машиночитаемые носители для хранения данных. Термин «машиночитаемый носитель» включает, кроме прочего, переносные или стационарные накопители, устройства оптического хранения, каналы беспроводной связи и различные другие средства, имеющие способность сохранять, содержать или переносить команду(-ы) и (или) данные.
Кроме того, варианты реализации изобретения могут быть реализованы аппаратным обеспечением, программным обеспечением, программно-аппаратными средствами, подпрограммным обеспечением, набором микрокоманд, языками описания аппаратных средств или любой их комбинацией. В случае реализации программным обеспечением, программно-аппаратными средствами, подпрограммным обеспечением или набором микрокоманд, программным кодом или кодовыми сегментами выполнение необходимых задач может быть сохранено на машиночитаемом носителе, таком как среда хранения. Процессор(-ы) может(-гут) выполнять необходимые задачи. Кодовый сегмент может представлять собой процедуру, функцию, подпрограмму, программу, стандартную программу, часть программы, модуль, пакет программного обеспечения, класс или любую комбинацию команд, структур данных или операторов программы. Кодовый сегмент может быть соединен с другим кодовым сегментом или аппаратной схемой посредством пересылки и (или) получения информации, данных, аргументов, параметров или содержимого памяти. Информация, аргументы, параметры, данные и т.д. могут быть пересланы, переданы или отправлены при помощи любых подходящих средств, в том числе разделения памяти, обмена сообщениями, передачи маркера, передачи по сети и т.д.
Геологический объем может рассматриваться как совокупность поверхностей горизонтов (зачастую называемых сейсмические явления или свиты), определяемых в местах переходов данных сейсморазведки через нулевое значение, максимальные значения или минимальные значения. Известные способы, которыми может быть получено представление поверхности объема сейсмических данных с подобными ограничениями, разнообразны и включают ручную интерпретацию, маркировку связных компонент экстремальных значений объемов сейсмических данных и классификацию экстремальных значений.
Нахождение экстремальных значений, в частности, представляет собой хорошо известный метод обработки сигналов и изображений. Существует большое количество алгоритмов и приемов выполнения такого обнаружения. Например, применяя способ классификации экстремальных значений, описанный в патенте США № 7248539, становится возможным получение представления с точностью среднего образца всех экстремальных значений в объеме сейсмических данных с использованием спектрального разложения отражения объема данных (как описано в документе WO 98/37437).
Особым преимуществом использования способа по патенту США № 7248539 для выявления связных поверхностей горизонтов является то, что он обеспечивает надежные разнообразные решения даже в случае обнаружения районов с разломами или с хаотичностью.
В более общем смысле, способ классификации экстремальных значений для выявления горизонта может обеспечить качественное получение атрибутов формы местного сигнала, а также схожесть формы на всем исследуемом участке.
Обнаружение разлома по данным сейсморазведки может быть произведено, например, с использованием роевого интеллекта посредством размещения искусственных муравьев («алгоритм муравьиной колонии») в объемы атрибутов, как описано в патенте США № 7203342 и в работе Pedersen, S.I., T. Randen, L. Sonneland, and O. Steen, Automatic Fault Extraction Using Artificial Ants, 72nd SEG Annual Meeting, Salt Lake City (2002).
Благодаря анализу, например, путем расчета сейсмических атрибутов, а также данным каротажных диаграмм (как описано в документе WO 2008/086352) также можно выявить 3D под-объемы сейсмических данных, содержащих сеть трещиноватости. В частности, атрибуты увеличения трещиноватости усиливают сигналы, вызванные трещинами, по данным сейсморазведки.
После обнаружения исследуемых под-объемов может быть выполнено выявление трещин по атрибутам увеличения трещиноватости, для целей получения геометрического представления сети трещиноватости. Выявление трещин может быть продолжено обнаружением прерываний сплошности атрибутов увеличения трещиноватости. Один из примеров процедуры выявления сети трещиноватости также описан в патенте США № 7203342.
Еще одним методом является нежесткое сопоставление (NRM), как описано в патенте США № 6574563. В пласте-коллекторе, в котором выполняется эксплуатация/закачка, сейсмический сигнал, как правило, со временем изменяется. Сейсморазведка, производимая на одном и том же участке через некоторые промежутки времени, может обеспечить периодические сейсмические наблюдения. Благодаря анализу периодических сейсмических наблюдений можно получить ценные сведения о производительности, имеющемся объеме углеводородов, изменении закачиваемого флюида и т.д. В частности, выпучивание или уплотнение породы может быть обнаружено по смещению сейсмических отражающих горизонтов. Дальнейшее обсуждение NRM можно найти в работах M. Nickel, and L. Sonneland, Non-Rigid Matching of Migrated Time- Lapse Seismic, 61st EAGE Conference & Exhibition P065 (1999) и M. Nickel, and L. Sonneland, Well Performance Analysis Using 4D Seismic, 71st EAGE Conference & Exhibition. Amsterdam PI06 (2009).
В частности, применением таких приемов возможно получение геологического объема, в котором точки данных, распределенные по всему объему, связаны с соответствующими сейсмическими и геометрическими атрибутами. Типичные сейсмические атрибуты - это амплитуды сейсмических волн и фазы для точек данных. Эти амплитуды и фазы могут быть, например, начальными значениями для способа классификации экстремальных значений согласно патенту США № 7248539. Типичные геометрические атрибуты - это горизонтальное и вертикальное положения соответствующих точек данных, а также близкое расположение к трещинно-разрывным нарушениям, как определено, например, методом по патенту США № 7203342.
Начальной точкой для одного из способов настоящего изобретения может быть местоположение пласта-коллектора с флюидом в геологическом объеме, при этом залежь определяет начальную границу флюида. В одном из вариантов реализации настоящего изобретения определено выражение, задающее изменение положения границы флюида. Такое выражение применено для последовательных итераций для изменения границы флюида на протяжении последовательных итераций. По такому изменению может быть определен путь движения флюида в геологическом объеме.
Существуют различные методы возможных «деформируемых моделей» или «активного контура», которые могут быть использованы для выявления объекта деформированием кривой/деформацией кривой и таким образом изменить/изменением границы объекта. Этими двумя основными методами являются параметрический и геометрический активные контуры (см., например, Chenyang Xu, Anthony Yezzi Jr., and Jerry L. Prince, On the Relationship between Parametric and Geometric Active Contours, Proceedings of 34th Asilomar Conference on Signals, Systems, and Computers, pp. 483-489 (October 2000) и Tim Mclnerney and Demetri Terzopoulos, Deformable Models in Medical Image Analysis: A Survey, Medical Image Analysis, Vol 1, pp.91-108 (1996)).
В методе параметрического активного контура, также называемом метод змейки, начальный, явно заданный контур деформируется вследствие приложенной к нему совокупности сил. Эти силы могут быть определены по изображению, на котором имеет место выявление объекта. Метод геометрического активного контура, также называемый методом функции уровня, представляет собой неявный способ, в том смысле, что не имеется явного перемещающегося контура (см. Sethian, J. A. Level Set Methods and Fast Marching Methods, Cambridge University Press, 1996). Метод функции уровня изменяется вследствие совокупности приложенных к нему сил, при этом силы могут быть определены по изображению, на котором имеет место выявление объекта. Результирующий контур получают, приняв нулевой уровень функции (где функция равна нулю), отсюда и название «функция уровня».
В одном из вариантов реализации настоящего изобретения может быть использован метод функции уровня, более детальное описание которого уже приведено. Алгоритм функции уровня основан на решении дифференциального уравнения, выраженного формулой:
где ϕ представляет собой функцию уровня.
Функция уровня задается в каждом элементе объемного изображения (точке данных) и представляет собой неявную формулировку перемещения границы объекта, подверженной воздействию сил. Граница объекта (т.е. флюида) выражена формулой:
Предполагается, что ϕ>0 внутри объекта и ϕ<0 снаружи объекта. Так как функция φ изменяется в каждом элементе объемного изображения, границы объекта изменяются.
Вектор x соответствует положению элемента объемного изображения, и в случае объема сейсмических данных:
х = (хвстраив, хпересекающ, хвертикальн)
Уравнение функции уровня, выраженное уравн. (1) может быть разделено на три различных выражения, исключая производную времени ϕt. Первое выражение, называемое перпендикулярно направленной силой, описывает движение в направлении, перпендикулярном к границе объекта, как проиллюстрировано на Фигуре 1. Fn(x) выражает величину этой силы для каждого элемента объемного изображения.
Второе выражение, называемое направленной силой, описывает движение в направлении, задаваемом вектором Fe(x), где Fe = (Fвстраив, Fпересекающ, Fвертикальн) для случая объема сейсмических данных. Примеры можно увидеть на Фигурах 2 и 3.
Третье выражение, называемое силой искривления, описывает движение таким образом, что средняя кривизна границы κ минимизирована и граница выглядит выровненной. Fc(x) управляет интенсивностью этой силы. Средняя кривизна границы выражена формулой:
где ϕi, i = (1, 2, 3) обозначает частную производную от ϕ в отношении xi. На Фигуре 4 проиллюстрирован пример этой силы, приложенной к объекту.
Алгоритм функции уровня может быть применен с использованием итерационного численного алгоритма, выраженного формулой:
Функцию уровня ϕ можно таким образом изменять до тех пор, пока выражения сил не достигнут положения равновесия или же до достижения предусмотренного количества итераций. Начальная функция ϕ0 в начальной итерации соответствует объекту в известном местоположении в пределах геологического объема, имеющем заданную границу объекта.
Как пространственную производную, так и производную времени можно рассчитать с помощью конечных разностей. Порядок конечно-разностного алгоритма может быть выбран на основании оценки необходимости точности в зависимости от вычислительных затрат. Алгоритмы первого порядка как для пространственной производной, так и для производной времени могут быть достаточно точными и являются эффективными в отношении вычислительных затрат.
В целях обеспечения стабильности этого алгоритма явного времени может быть использовано условие КФЛ (Куранта, Фридрихса и Леви), утверждающее, что граница объекта может перемещаться не более чем на один элемент объемного изображения за каждую итерацию. Математически это выражено формулой:
где Ω представляет собой все возможные элементы объемного изображения, а α представляет собой коэффициент КФЛ и, таким образом, 0 < α < 1.
На алгоритм функции уровня может требоваться много времени, в особенности с большими объемами данных. Таким образом, в целях повышения эффективности может быть принята реализация в узком диапазоне (см., например, Sethian, J. A. Level Set Methods and Fast Marching Methods, Cambridge University Press (1996)), при этом расчеты производятся только в диапазоне возле текущей границы. Диапазон изменяется в каждой итерации. Кроме того, для соответствия сложности вычислений и требованиям к объему памяти может быть применена динамическая трубчато-решетчатая структура данных (см. Nielsen, M. B., and K. Museth. Dynamic Tubular Grid: An Efficient Data Structure and Algorithms for High Resolution Level sets, Journal of Scientific Computing 26, no. 3, 261-299 (2006)).
При помощи вышеописанного способа функции уровня могут быть реализованы дополнительные конструктивные особенности. Например, такие объекты, как интерпретации горизонта, точечные множества или поверхности могут быть определены как преграды, вследствие которых объект не может изменяться. Может быть введен «критерий остановки» посредством указания количества итераций, после чего элемент объемного изображения считается постоянным. Когда элементы объемного изображения в том или ином районе больше не изменяются, т.е. границы объекта больше не перемещаются, элементы объемного изображения выводятся из узкого диапазона. Это значительно повышает эффективность вычислений, так как уменьшается количество расчетов. Кроме того, возможно произвести визуальное представление районов, где пропускная способность границы прекратилась, что может быть полезным как качественный показатель результата. Однако при использовании критерия остановки следует соблюдать осторожность, так как существует риск вывода элементов объемного изображения из узкого диапазона до того, как они достигнут положения равновесия. Это может произойти, когда значение силы одного элемента объемного изображения значительно больше всех других, так как временной интервал КФЛ представляет собой глобальную переменную, рассчитываемую с помощью максимального значения силы, выбранного из всей области значений.
В одном из вариантов реализации настоящего изобретения путь утечки из пласта-коллектора может быть выявлен с использованием функции уровня, а также заданием сил на основании сейсмических атрибутов.
Существуют различные вероятности различных путей, по которым флюид может следовать в недрах. Флюид может проходить через непроницаемый пропласток вследствие трещиноватости, вызванной нагрузкой, образуемой повышением внутрипластового давления в нижележащих пористых слоях. Флюид может также мигрировать в стороны в пористом пропластке. Флюид может также мигрировать через открытые разломы или трещины. При совмещении таких вероятностей результирующий путь может быть более сложным. Каждая их этих вероятностей рассмотрена поочередно ниже.
Если нагрузка в покрышке над залежью возрастает, существует риск нарушения покрышки пласта-коллектора. В одном из вариантов реализации настоящего изобретения для обнаружения вероятной трещиноватости покрышки пласта-коллектора может быть использован атрибутизменения скорости, определенный с помощью нежесткого сопоставления. В частности, возросшая в покрышке пласта-коллектора нагрузка становится причиной возрастания скорости в покрышке пласта-коллектора. И, напротив, внутри пористого пропластка новые внедрившиеся флюиды становятся причиной возрастания внутрипластового давления, понижая скорость в пропластке. Таким образом, комбинация возрастания скорости в покрышке пласта-коллектора и понижения скорости в пористом пропластке над покрышкой пласта-коллектора может быть показателем трещиноватости покрышки пласта-коллектора.
Если обратиться к миграции флюида в стороны в пористом пропластке, то такие пропластки могут быть обнаружены различными способами. Например, в одном из вариантов реализации настоящего изобретения, где рассматриваются пропластки пористого песка и не имеющего пор сланца, для целей определения местонахождения песчаных пропластков можно предположить, что акустический импеданс не имеющего пор сланца выше акустического импеданса песка. В одном из вариантов реализации настоящего изобретения можно дополнительно предположить, что все отрицательные отражающие горизонты являются верхней частью пористого пропластка. Такой способ имеет тенденцию завышения оценки количества пористых слоев, однако завышение оценки может быть предпочтительнее ее занижения.
Пористые слои также могут быть обнаружены с использованием таких способов, как анализ зависимости амплитуды от удаления (AVO), интерпретация поверхностей или каротажных диаграмм (см., например, основы анализа AVO в работах Veeken, P and Rauch-Davies, M., AVO Attribute Analysis And Seismic Reservoir Characterization, First Break, Volume 24, pp. 41-52, (February 2006) и Castagna, J.P. and Swan, H.W., Principles of AVO Crossplotting, The Leading Edge, Volume 4, pp 337- 344 (April, 1997).
В одном из вариантов реализации настоящего изобретения обнаружение движения флюида в пористых пропластках может быть усовершенствовано комбинированием пористого пропластка со сниженной скоростью NRM (вызванной движением флюида в пористом пропластке, которое приводит к возрастанию внутрипластового давления).
Что касается открытых разломов или трещин, в одном из вариантов реализации настоящего изобретения предлагается их обнаружение с использованием алгоритма муравьиной колонии. В целом алгоритм муравьиной колонии выявляет все прерывания сплошности трещинно-разрывных нарушений, вне зависимости от того, являются ли они открытыми или закрытыми. В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения дополнительные сведения, полученные, например, благодаря палинспастической реконструкции (при которой положение разломов воспроизводится до их образования, следовательно, таким образом предоставляя полезные сведения о геомеханических свойствах с течением времени), либо же общие знания в сфере нагрузок могут способствовать различению между закрытыми и открытыми прерываниями сплошности.
В одном из вариантов реализации настоящего изобретения вышеописанные атрибуты далее могут быть использованы как вводные данные для метода функции уровня в виде Fn(x) и Fe(x).
В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения атрибуты могут комбинироваться с перпендикулярной и направленной силами или, возможно, использованы в качестве дополнительных ограничительных условий. Метод функции уровня учитывает значение сил при сопоставлении их друг с другом. Следовательно, значения различных атрибутов являются сопоставимыми. Если этого не сделать надлежащим образом, существует риск того, что на тот или иной атрибут будет сделан слишком сильный акцент в сравнении с прочими, что вызовет непредусмотренное действие соответствующих сил функции уровня.
В качестве примера, данные сейсморазведки могут иметь сильно различающиеся значения амплитуд между периодами наблюдений (в одном исследовании могут быть получены диапазоны значений от -0,02 до 0,02, а в другом - от -40 000 до +40 000), тогда как атрибуты разлома, полученные методом алгоритма муравьиной колонии, находятся в диапазоне [-1, 1]. Таким образом, в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения рассмотрены диапазоны значений различных использованных атрибутов с учетом диапазонов значений, представляющих интерес для особого случая (например, для отдельно взятого атрибута со значениями от -10 до 10 исследование может быть сконцентрировано на диапазоне значений от 0 до -2), а затем диапазоны значений масштабированы таким образом, чтобы быть сопоставимыми.
После масштабирования атрибутов в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения сделаны следующие предположения: данные сейсморазведки были преобразованы в глубинный масштаб, и вытекающий флюид пласта-коллектора легче пластового флюида в вышележащих пропластках. Согласно этим предположениям допускается, что флюид пласта-коллектора будет двигаться как гравитационный поток.
Таким образом, в одном из вариантов реализации настоящего изобретения любой «восходящий поток» (например, в разломе или разрыве в непроницаемом пропластке) может быть имитирован с использованием вертикальной компоненты направленной силы (см. на Фигуре 2) в формулировке функции уровня (уравн. 1). Однако использование только вертикальной компоненты, как правило, не представляется удобным, так как объект после этого не имеет способности роста диагонально вверх, как предполагалось бы в разломе. В связи с этим, в одном из вариантов реализации настоящего изобретения может быть использована перпендикулярно направленная сила, таким образом, что Fn = β| Fe верт |, где β > 0. Таким образом, в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения глобальный рост может происходить в предусмотренном направлении, однако с дополнительной поперечной компонентой.
Такой тип силы проиллюстрирован на Фигурах 5(a)-(c). На Фигуре 5(a) проиллюстрировано применение только вертикальной силы, следовательно, начальный объект (обозначенный сплошной границей) смещен по вертикали. На Фигуре 5(b) проиллюстрированы компоненты перпендикулярно направленной и вертикальной сил, приложенных к начальному объекту (в данном случае β ≤ 1). Результирующая сила (серые стрелки) во всех случаях содержит вертикальную компоненту, указывающую вверх (вследствие β ≤ 1). В случае приложения этих сил, как проиллюстрировано на Фигуре 5(c), вертикальное смещение меньше, чем в (a), однако размеры объекта увеличиваются вследствие дополнительной перпендикулярно направленной силы.
Вышеприведенное описание вертикального потока в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения справедливо как для атрибутов разлома, так и для атрибута NRM связанного с прорывом покрышки пласта-коллектора, хотя детали описания силы могут различаться. Для случаев роста в пористом пропластке в способах в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения могут, как правило, использоваться только перпендикулярно направленные силы, за исключением случаев, когда анализируемый пропласток имеет значительный наклон.
В некоторых случаях может потребоваться использование дополнительных ограничительных условий в качестве средства для придания потоку определенного направления. Например, в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения может потребоваться остановить поток на определенном горизонте или ограничить движение флюида только исследуемой зоной внутри пласта-коллектора/покрывающей толщи.
В качестве примеров варианты реализации настоящего изобретения были применены к результатам сейсморазведки.
На Фигуре 6 проиллюстрирован объем сейсмических данных по результатам сейсморазведки. Первый исследуемый пласт 1, обозначенный синим цветом, является возможной материнской породой. Второй исследуемый пласт 2, обозначенный красным цветом, является возможной залежью. Трещинно-разрывные нарушения 3 между этими пластами обнаружены методом алгоритма муравьиной колонии.
На Фигуре 7 проиллюстрирован объем сейсмических данных с Фигуры 6 с выявленными горизонтами, соответствующими первому и второму пластам, с наложением амплитуд сейсмических волн в соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения. Амплитуды сейсмических волн дают основание полагать, что оба пласта содержат углеводороды, и вопрос заключается в том, существует ли путь движения флюида, по которому углеводороды из первого пласта могут перетекать во второй пласт, т.е. может ли первый пласт быть пластом материнской породы по отношению ко второму пласту.
Начальный объект для метода функции уровня в соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения является явной углеводородосодержащей зоной в первом пласте 1, при этом граница объекта (т.е. флюида) определена по верхней поверхности пласта. В соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения диапазоны значений амплитуды сейсмической волны и алгоритма муравьиной колонии были надлежащим образом дифференцированы. В соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения движение в трещинно-разрывных нарушениях 3 между первым 1 и вторым 2 пластами смоделировано в уравнении функции уровня вертикальной силой, измененной воздействием перпендикулярно направленной силы, как это описано выше в отношении Фигур 5(b) и (c). Движение в первом и втором пластах смоделировано перпендикулярно направленными силами.
На Фигурах 8(a)-(e) проиллюстрировано изменение границы флюида с результирующим временем, полученным благодаря использованию метода функции уровня, в соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения. Над первым пластом 1 имеют место несколько путей возможных утечек из первого пласта. Тем не менее, на основании результатов с Фигуры 8 наиболее интересующим является путь с правой стороны, который, вероятно, показывает, что первый пласт может фактически быть пластом материнской породы по отношению ко второму пласту 2.
Варианты реализации настоящего изобретения таким образом способствуют осуществлению пользователем задачи получения возможных путей движения флюидов в пластах. Хотя обратные итерации и описаны выше в связи с однонаправленными итерациями (т.е. для движения из материнской породы в конечное местоположение), в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения они также могут быть использованы, например, в целях исследования возможных материнских пород для пласта-коллектора. В связи с этим, варианты реализации настоящего изобретения предусматривают обнаружение вероятного местонахождения углеводородов в пласте и составление схем месторождений для мест расположения других месторождений. Например, потенциальные места расположения углеводородных месторождений могут быть подтверждены/обнаружены путем определения вероятности движения флюидов из известного углеводородного месторождения в место расположения предлагаемого месторождения. В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения определенный путь движения флюида для потока углеводородов из места расположения углеводородного месторождения/пласта-коллектора или в него может быть отображен для пользователя и (или) введен в сейсмическую модель/модель пласта для распознавания вероятных местоположений углеводородных месторождений и (или) свойств пласта-коллектора.
Все приведенные выше ссылки включены в данную заявку посредством ссылки для любых целей.
1. Способ определения пути движения подземного флюида через геологический объем, содержащий:
генерирование множества точек данных, распределенных в геологическом объеме, причем точки данных связаны со значениями одного или более геологических атрибутов, полученных из сейсмических данных сейсмического исследования, соответствующего геологического объема,
определение положения начального объекта в геологическом объеме на основе сейсмических данных, относящихся к геологическому объему, где начальный объект определяет начальную границу флюида в множестве точек данных в геологическом объеме, при этом способ содержит итерацию от начального объекта и включает следующие этапы:
определение выражения, которое определяет изменение положения границы флюида в точках данных на протяжении итерации, где выражение определяет изменение в положении от сил, действующих на объект на границе, где силы определены из значений одного или более атрибутов и являются: силой нормальной к границе объекта; направленной силой на объект и силой искривления, которая максимизирует искривление границы объекта, и
применение этого выражения в точках данных для последовательных итераций с целью изменения границы флюида на протяжении последовательных итераций, при этом путь движения подземного флюида через геологический объем может быть определен по изменению границы флюида.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что начальный объект представляет собой исходный пласт-коллектор и последовательные итерации выполнены вперед по времени таким образом, что путь движения флюида обеспечивает поток флюида из исходного пласта-коллектора.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что начальный объект представляет собой конечный пласт-коллектор и последовательные итерации выполнены обратно по времени таким образом, что путь движения флюида обеспечивает поток флюида к конечному пласту-коллектору.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что значения множества геологических атрибутов предусмотрены в точках данных, и причем на этапе определения, значения атрибутов масштабированы относительно друг друга.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе применения используется метод функции уровня для применения этого выражения в точках данных для последовательных итераций, и выражение представляет собой
где φt - частная производная по времени функции уровня, Fn(x) - сила в направлении, нормальном к границе объекта, Fe(x) - направленная сила на объект, Fс(x) - сила искривления, и к - средняя кривизна границы, выраженная формулой:
где φi, i = (1, 2, 3), обозначает частную производную от φ в отношении xi.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что геологические атрибуты включают сейсмические атрибуты, выбранные из группы, состоящей из: амплитуды сейсмической волны, сейсмической производной высшего порядка, сейсмической фазы, данных зависимости амплитуды от удаления, хаотичности, непостоянства, кривизны, падения, отклонение падения, атрибутов увеличения трещиноватости и атрибутов изменения скорости на основании нежесткого сопоставления.
7. Способ по п. 1, включающий следующий этап:
отображение измененной границы флюида как геологического тела.
8. Способ по п. 1, включающий следующие начальные этапы:
выполнение сейсмических исследований;
получение одного или более сейсмических атрибутов из результатов сейсмических исследований, и
анализ результатов сейсмических исследований для генерирования точек данных, распределенных в геологическом объеме, при этом каждая точка данных связана со значениями одной или более соответствующих сейсмических атрибутов.
9. Способ эксплуатации скважины, включающий следующие этапы:
выполнение способа по п. 1; и
использование определенного пути движения флюида для управления эксплуатацией скважины.
10. Способ определения местоположения углеводородного месторождения, включающий следующие этапы:
выполнение способа по п. 1; и
использование определенного пути движения флюида для определения местоположения углеводородного месторождения.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что этап использования определенного пути движения флюида для определения местоположения углеводородного месторождения включает использование определенного пути движения флюида в пласте и сейсмические данные для определения местоположения углеводородного месторождения.
12. Считываемый компьютером носитель, содержащий код, исполняемый по меньшей мере одним процессором компьютера, который, будучи исполненным процессором компьютера, побуждает процессор компьютера на выполнение способа определения пути движения подземного флюида через геологический объем по п. 1.
