VIP Studio ИНФО Новые возможности геологической интерпретации данных сейсморазведки
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

Е.А. Копилевич, М.Л. Афанасьев,  (ОАО НК Роснефть)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-5
 

 

Новые возможности геологической интерпретации данных сейсморазведки основаны на использовании инновационной сейсмической технологии комплексного спектрально-скоростного прогноза (КССП) типов геологического разреза и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов в межскважинном пространстве (Е.А.Копилевич, И.А.Мушин, Е.А.Давыдова, М.Л.Афанасьев и др.).

Изучение неоднородности строения нефтегазопродуктивных интервалов геологического разреза в межскважинном пространстве и, прежде всего, прогноз их интегральной характеристики (типов) и ФЕС пород-коллекторов являются актуальной научной и практической проблемой в связи с массовым ведением геолого-разведочных работ по разведке природных нефтяных резервуаров со значительной пространственной литолого-фациальной изменчивостью продуктивных отложений. В этих условиях знание распределения ФЕС коллекторов и прогноз нефтепродуктивности на исследуемой территории приобретают особую актуальность для оптимального размещения разведочных и эксплуатационных скважин.

Геофизические методы давно используются для определения геолого-петрофизических параметров в межскважинном пространстве. В частности, емкостные свойства коллекторов (пористость, эффективные толщины, удельная емкость) по данным сейсморазведки определяются достаточно успешно.

В настоящее время проблема заключается в расширении возможности сейсмических исследований в плане прогнозирования ФЕС коллекторов, т.е. проницаемости, гидропроводности и нефтепродуктивности. Кроме того, весьма ценной геологической информацией является знание закономерностей распределения интегральной характеристики продуктивных отложений, т.е. типов геологического разреза, а также малоамплитудных тектонических нарушений, имеющих большое значение для формирования нефтегазовых объектов.

Одна из самых последних современных эффективных разработок в этом направлении объединяет способы геологической разведки, обладающие патентной чистотой, и соответствующую им технологию прогнозирования типов геологического разреза, ФЕС коллекторов и их нефтепродуктивность, базирующуюся на спектрально-временном анализе (СВАН) и псевдоакустических преобразованиях данных сейсморазведки 2D, 3D и геофизических исследований скважин (ГИС).

Выбор спектрально-скорост­ных атрибутов базируется на известном теоретическом положении об изменении скорости распространения продольных отраженных волн и формы сейсмического импульса при непостоянстве упругих свойств среды, связанных с изменениями литолого-фациального состава изучаемых отложений и соответственно их ФЕС.

Изменение скорости распространения упругих колебаний в целевых интервалах разреза, как известно, определяется в скважинах по данным АК, а в межскважинном пространстве характеризуется псевдо­акустическими скоростями (жескостями, импедансами) по данным сейсморазведки ОГТ.

Изменение формы сейсмической записи, т.е. временной функции A = f(t), наиболее полно характеризуется ее спектрально-временным преобразованием и количественной параметризацией результатов этих преобразований – энергетических спектров по оси частот и времен совокупности сейсмических трасс (СВАН-колонки), полученных путем фильтрации исходной сейсмической трассы временного куба полосовыми трехугольными двухоктавными фильтрами с расширяющейся в сторону высоких частот полосой пропускания (Копилевич Е.А., Давыдова Е.А., Афанасьев М.Л. и др., 2005; [2]).

Количественная параметризация энергетических спектров СВАН-колонки заключается в определении шести атрибутов (по три по осям частот и времен), которые представляют собой отношение энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен; произведение удельной спектральной плотности энергетических частотного и временного спектров на средневзвешенные или максимальные частоту и время (Копилевич Е.А., Давыдова Е.А., Афанасьев М.Л. и др., 2005; Мушин И.А., Фролов Б.К., 2002; 2005).

Результаты сейсмического прогноза имеют четкое модельное обоснование прогнозирования ФЕС коллекторов, которое в межскважинном пространстве представляет собой сертификацию предложенных спектрально-временнных атрибутов и псевдоакустических скоростей с использованием данных ГИС и испытания скважин. Разработанные методика и технология сертификации сейсмических атрибутов основаны на известном принципе ранжирования признаков при распознавании образов по их качеству и выборе наилучших признаков (Волчихин В.И., Иванов А.И., 2003).

Таким образом, физическая суть разработанной инновационной технологии заключается в том, что вместо множества признаков со сравнительно низким качеством, которые часто используются в современных системах интерпретационной обработки сейсморазведочных данных (для этого подхода важно среднее качество признаков и их число – чем больше, тем лучше) [1], использовать несколько (не более 5) физически разнородных, в большой степени независимых атрибутов, практически полностью характеризующих изменение формы сейсмического импульса и скорость распространения продольных отраженных волн при непостоянстве литолого-фациальных характеристик нефтепродуктивных отложений и их ФЕС.

Критерием выбора параметров получения шести спектрально-временных атрибутов, а также отбора наиболее подходящих из них для конкретных сейсмогеологических условий являются максимальные коэффициент взаимной корреляции предложенных шести спектрально-временных атрибутов и псевдоакустической скорости с такими же модельными, скважинными атрибутами, удельной емкостью и гидропроводностью коллекторов, а также калибровка атрибутов по типам геологического разреза в эталонных скважинах (Копилевич Е.А., Мушин И.А., Давыдова Е.А., Афанасьев М.Л., 2005).

Атрибуты коррелируются с удельной емкостью и гидропроводностью коллекторов, а не с пористостью, эффективными толщинами, проницаемостью, потому что такая корреляция лучше и устойчивее для продуктивных толщ, состоящих из тонких (< 5-10 м) пластов коллекторов и неколлекторов, что чаще всего и бывает в природе (Копилевич Е.А., 1988; Neff D.V., 1993).

В случаях, когда мощность коллекторов составляет более 15-20 м, спектрально-временные атрибуты и VПАК также хорошо коррелируются с эффективными толщинами и пористостью. Для последующей комплексной интерпретации сертифицированных атрибутов с использованием искусственных нейронных сетей (ИНС) по программе многослойного сейсмического персептрона и статистических, спектрально-корреляционных алгоритмов приемлемо КВК ³ 0,6.

В результате применения инновационной сейсмической технологии КССП получают кубы и карты удельной емкости, гидропроводности, коэффициента нефтепродуктивности, а также карты типов геологического разреза. Коэффициенты нефтепродуктивности определяются как по сертифицированным атрибутам, так и на основе известной линейной зависимости от гидропроводности (формула Дюпюи или экспериментальные линейные связи). По возможности (когда разрешение сейсмической записи соответствует толщине пластов-коллекторов) строятся кубы, карты пористости и эффективных толщин.

Помимо прогнозирования типов геологического разреза и ФЕС коллекторов, технология КССП позволяет уверенно выявлять и трассировать малоамплитудные тектонические нарушения, в зонах которых резко изменяются геологические характеристики пород и соответственно упругие свойства, а следовательно, форма сейсмического импульса и спектрально-временные атрибуты, независимо от амплитуды тектонических нарушений (Копилевич Е.А., Мушин И.А., Давыдова Е.А. и др., 2002).

Физическое обоснование успешного применения технологии КССП для выявления малоамплитудных тектонических нарушений заключается в том, что, как известно из теории спектрального анализа, спектры временных функций не зависят от времени или перепада времен (Харкевич А.А., 1962), т.е. изменение времени отражающего горизонта, соответствующее тектоническому нарушению, может быть как большим, так и равным нулю, а изменение спектрально-временных атрибутов в обоих случаях будет резким. Это делает интерпретацию данных сейсморазведки надежной и уверенной, в отличие от используемых в настоящее время визуально невнятных сейсмических амплитудно-временных признаков.

Трассировка аномальных изменений спектрально-временных атрибутов производится как по форме кривых, так и с применением обычных критериев геологически обоснованной трассировки тектонических нарушений. Разница заключается в том, что вместо неуверенных признаков трассируются очевидные.

Несмотря на то, что применение общепринятых традиционных сейсмических атрибутов для прямой интерпретации кажется ограниченным и, в связи с этим, атрибутное прогнозирование, по мнению некоторых исследователей, не следует рассматривать как серьезный инструмент изучения петрофизических параметров коллекторов [1], будем считать, что определение емкостных свойств продуктивных отложений (эффективная толщина, коэффициент пористости, удельная емкость) производится вполне удовлетворительно и возможности технологии КССП в этом плане не являются принципиально новыми.

Что касается гидропроводности (проницаемости), то современные исследования и других авторов с использованием частотно-зависимых атрибутов показали, что этот “наиважнейший промысловый параметр, прогноз которого по сейсмическим данным до недавнего времени считался невозможным, успешно определяется в межскважинном пространстве” (Голошубин Г.М., 2006).

Таким образом, новые возможности геологической интерпретации данных сейсморазведки, реализуемые с помощью технологии КССП, заключаются в прогнозе в межскважинном пространстве:

  • гидропроводности (проницаемости) коллекторов и их нефтепродуктивности;
  • типов геологического разреза продуктивных отложений;
  • малоамплитудных тектонических нарушений.

Инновационная технология КССП внедрена в различных сейсмогеологических условиях терригенного и карбонатного разреза Западно-Сибирской и Тимано-Печорской НГП, а также Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (Южно-Татарский свод, Восточная Сибирь).

Ранее была показана возможность оценки запасов нефти по результатам КССП (Копилевич Е.А., Давыдова Е.А., Афанасьев М.Л., 2005).

В настоящей статье новые возможности геологической интерпретации данных сейсморазведки показаны на примере изучения четырех площадей с различными сейсмогеологическими условиями.

Куб гидропроводности построен путем комплексной интерпретации кубов четырех спектрально-временных атрибутов с использованием ИНС по алгоритму с обучением на двух слоях с 50 и 40 нейронами (рис. 1, А). Коэффициент взаимной корреляции обучения сейсмических атрибутов КВК = 0,89, КВК-тестирование при неиспользовании 20 %-й скважинной информации – 0,83, т.е. полученный результат является устойчивым с доверительной вероятностью Р ³ 0,8. Распределение гидропроводности в 3-мерном пространстве проявляется максимальными значениями в виде прерывистого пласта в средней части целевого интервала (см. рис. 1, А, Б). Карта гидропроводности построена с использованием трех спектрально-временных атрибутов и ИНС с одним слоем и семью нейронами (см. рис. 1, В). Коэффициент взаимной корреляции обучения сейсмических атрибутов КВК = 0,99, КВК-тестирование при использовании 42 %-й скважинной информации составляет 0,6, т.е. полученный результат является устойчивым с доверительной вероятностью Р ³ 0,86. Распределение значимых значений гидропроводности образует вытянутую в меридиональном направлении зону, соответствующую своду и южному крылу поднятия.

Рис. 1. КУБ (А, Б) И КАРТА (В) ГИДРОПРОВОДНОСТИ НЕФТЕПРОДУКТИВНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ПЛАСТОВ НХ3-4
(Западно-Сибирская НГП)

 

Полученная новая информация о гидропроводности коллекторов НХ3-4 в межскважинном пространстве вносит существенный вклад в обоснование глубокого бурения.

Куб Кнпр нижнепермских коллекторов на морской площади в Тимано-Печорской НГП (рис. 2) построен с использованием четырех атрибутов – трех спектрально-времен­ных и одного скоростного (VПАК) при архитектуре ИНС – 1 слой и 15 нейронов. КВК обучения этих атрибутов данными бурения составляет 0,87, а при тестировании – неиспользовании 36 %-й эталонной (скважинной) информации – КВК = 0,84, что свидетельствует об устойчивости результата с доверительной вероятностью Р ³ 0,8. Распределение повышенных значений Кнпр в 3-мерном пространстве (см. рис. 2, А, Б) однозначно свидетельствует о развитии на площади нижнепермских рифов, в которых и необходимо проводить разведочное и эксплуатационное бурение.

Рис. 2. КУБ (А, Б) И КАРТА (В) ПРОГНОЗНОЙ НЕФТЕПРОДУКТИВНОСТИ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА I (P1)
(Тимано-Печорская НГП)

 

Карта Кнпр пласта I (Р1) (см. рис. 2, В) построена с использованием двух атрибутов – спектрально-временного и скоростного (VПАК) при архитектуре ИНС – 5 слоев с нейронами n (7,5,3,3,2).

КВК обучения этих атрибутов данными бурения составляет 0,89, а при тестировании – неиспользовании 36 %-й эталонной скважинной информации – КВК = 0,79, что свидетельствует об устойчивости результата с доверительной вероятностью Р ³ 0,8.

На карте Кнпр повышенные значения соответствуют нижнепермским рифам и расположены таким образом, что только одна скважина (3) вскрыла край рифовой постройки. Полученная новая информация о прогнозной нефтепродуктивности пласта I в межскважинном пространстве не оставляет никаких сомнений в том, где надо бурить дорогостоящие морские скважины, чтобы получить наибольший геологический и экономический эффекты.

Рассмотрим некоторые результаты применения КССП для определения типов геологического разреза в межскважинном пространстве на примере глинистых трещинных баженитов одной из площадей Западно-Сибирской НГП, для изучения которых не существует общепризнанной методики (Зубков М.Ю., Бондаренко П.М., 2000).

На этой площади для прогноза распределения трещиноватых зон в баженовских отложениях использовано пять скважин, из которых одна характеризуется высоким дебитом нефти, другая – низким, три остальные – сухие. Следовательно, по данным бурения можно выделить три типа разреза. На временных сейсмических разрезах визуально трудно и даже невозможно различить особенности волнового поля, присущие нефтепродуктивным и сухим скважинам в интервале баженовских отложений.

По технологии КССП этим трем типам геологического разреза соответствуют три спектрально-временных образа (СВО), характеризующихся различными значениями объемного (3D) СВАН-атрибута ОССА1, представляющего собой отношение энергии высоких частот к низким (рис. 3, А). Такой результат соответствует физическому смыслу этого атрибута. Ведь именно ОССА1 применяется для определения гидропроводности и нефтегазопродуктивности.

Рис. 3. ТИПЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА БАЖЕНОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
(Западно-Сибирская НГП)

 

А – график изменения спектрально-временного атрибута ОССА1 по линии эталонных скважин;
Б – карта типов геологического разреза баженовских отложений; 1 – рекомендуемые скважины

 

Разница между тремя выделенными типами геологического разреза в значениях СВАН-атрибута (D) составляет D ³ 3s, где s – среднеквадратичная оценка разброса атрибута для каждого типа.

Таким образом, разделение на типы разреза по значениями СВАН-атрибута характеризуется высоким качеством с доверительной вероятностью Р ³ 0,95. Первый тип разреза – это трещиноватые коллекторы с высоким дебитом нефти.

На исследуемой площади построены две карты типов геологического разреза – одна по СВАН-атрибуту в его значениях, а другая – с использованием статистических, спектрально-корреляционных алгоритмов в виде однородных зон. Эти карты в значительной степени повторяются, что повышает надежность результатов, новизна которых заключается в том, что закартированы трещиноватые глинистые коллекторы с потенциально большой нефтепродуктивностью (см. рис. 3). В центрах выявленных зон рекомендовано пробурить разведочные скважины.

Выявление и трассирование малоамплитудных тектонических нарушений в нефтепродуктивной толще D1dol приведены на примере одного из месторождений вала Гамбурцева (Тимано-Печорская НГП). На графиках спектрально-временных атрибутов (СВА) 2D отчетливо выделяются тектонические нарушения, проведенные на основе визуального классического анализа временных разрезов по резким изменениям СВА. Таким образом, СВА подтверждают наличие тектонических нарушений, которые сужают перспективную сводовую часть месторождения, где и следует проводить бурение. Большая часть этих тектонических нарушений визуально выделяется уверенно, а часть – проблематично. В связи с этим, СВА являются ценной дополнительной информацией. По ним уверенно выделяются и трассируются малоамплитудные тектонические нарушения, которые на временных разрезах выражены слабо или совсем не выделяются (рис. 4).

Рис. 4. ВЫДЕЛЕНИЕ И ТРАССИРОВАНИЕ МАЛОАМПЛИТУДНЫХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ
(Тимано-Печорская НГП)

 

Поскольку на своде вала разрабатываются месторождения, роль новой информации о малоамплитудных тектонических нарушениях очевидна.

Изложенные новые возможности геологической интерпретации данных сейсморазведки на базе применения инновационной сейсмической технологии КССП типов геологического разреза и ФЕС коллекторов позволяют значительно расширить круг решаемых задач и повысить общую эффективность геолого-разведочных работ на нефть и газ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы. – М.: Изд-во Геоинформмарк, 2004.
2. Мушин И.А. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных / И.А.Мушин, Л.Ю.Бродов, Е.А.Козлов и др. – М.: Недра, 1990.


©  Е.А. Копилевич, М.Л. Афанасьев, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-5.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru