Спосіб пошуку та оконтурювання покладів нафти та газу

Запропонований спосіб відноситься до геофізичних методів пошуку та розвідки корисних копалин, зокрема 3D-сейсморозвідки, і може бути використаним для пошуків нафти та газу в пастках як склепінного, так і несклепінного типів. Загальновідомий спосіб пошуку вуглеводнів [1], що передбачає створення сітки сейсмічних профілів з метою виявлення склепінних пасток вуглеводнів з наступним прогнозуванням покладів в цих пастках за допомогою вивчення інтегральних фізичних властивостей в інтервалі розрізу, дещо більшому за потужність очікуваного покладу (в переважній більшості це складає 200мс сейсмічного часового розрізу). До недоліків способу можна віднести: обмеженість по глибині досліджень (не більше за 2-3км) та використання рядової сітки профілів, де рівень завад, як правило, досить значний в порівнянні з очікуваними ефектами; дослідження обмежуються лише продуктивною частиною розрізу; недостатня кількість сейсмічних профілів, що перетинають поклад вуглеводнів; зниження ефективності у випадку низькопористих колекторів, коли вони мало відрізняються від навколишніх порід. Відомий також спосіб пошуку покладів вуглеводнів сейсморозвідкою [2], в якому створюють оптимальні сітки площадних профільних сейсмічних досліджень, встановлюють на площі і на розрізах профілів по відносних значеннях амплітуд та інших динамічних параметрах слід дифузійного потоку у вигляді епігенетично змінених порід, будують динамічні розрізи і карти по даних всіх досліджених профілів і витриманих відбиваючих горизонтів на заданій дільниці до глибини 5-7км, де може знаходитись очікуваний поклад вуглеводнів, визначають відновлювальну та окислювальну зони області сліду дифузійного потоку над прогнозними покладами по всьому розрізу, по яких визначають розміри покладу, предбачувану глибину його залягання, а по висоті відновлювальної зони - тип вуглеводнів - нафта чи газ. Спосіб базується на відомому факті, що відклади навколо та понад покладів вуглеводнів епігенетично перетворені внаслідок зміни геохімічного потенціалу середовища в продуктивному розрізі - навколо покладів та над ними. Це викликано міграцією вуглеводнів з покладу шляхом фільтрації на водо-нафтових та газо-водних контактах, ефузії по тріщинах та мікротріщинах і дифузії на молекулярному рівні вверх по розрізу та подальшому розпаду, окисленню мігрованих вуглеводнів на відстані від покладу. Епігенетично перетворені відклади змінюються за фізичними властивостями, тому відображаються в сейсмічному полі, на його динамічних атрибутах, у вигляді сліду дифузійно-ефузійного потоку над покладами вуглеводнів та різко-аномальних частин поля навколо покладів - на водо-нафтових та газо-водних контактах. Недоліком способу є відсутність орієнтації на сучасні дослідження 3D-сейсморозвідки, що не дозволяє отримати сейсмічні зображення середовища з високим співввідношенням сигнал / завада, а це знижує ефективність прогнозу в цілому. Найбільш близьким до запропонованого є спосіб пошуку покладів вуглеводнів на основі 3D-сейсморозвідки, що передбачає побудову динамічних розрізів і карт по даних всіх досліджених профілів та прогнозування глибини, розміру і типу покладу, в якому з метою покращення співвідношення сигнал / завада у верхній частині часового зображення середовища кожний поздовжній профіль 3D-сейсморозвідки і два або більше поперечних профілів додатково відпрацьовують при зменшеній в 5-10 разів відстані між сейсмоприймачами та базі L = 4 DX пз DX пз реєстрації, рівній , де - відстань між пікетами збудження уздовж осі X, виконують динамічну ув'язку сейсмозаписів по двох типах хвиль - відбитих та заломлених, формують масиви амплітудних поправок уздовж відпрацьованих профілів, останні вводять в сейсмозаписи спеціальних спостережень та дані поздовжніх профілів 3D-сейсморозвідки, після чого будують динамічні часові розрізи із зменшеною відстанню між трасами і підвищеним співвідношенням сигнал / завада та вивчають розподіл амплітуд відбитих хвиль у верхній частині розрізу і по більш глибоких горизонтах, а за отриманими результатами прогнозують поклади нафти та газу. Недоліки способу: - значна вірогідність появи на картах сейсмічних атрибутів, зокрема відносних значень амплітуд, системних аномалій, обумовлених застосуванням найбільш поширеної нині в Україні системи спостережень типу "хрест" при 3D-сейсморозвідці, що ускладнює прогнозування покладів нафти та газу на основі вивчення відображення епігенезу відкладів продуктивного розрізу в сейсмічних полях; - зміна кутів падіння променів на сейсмічній границі, особливо в разі нахиленого та криволінійного залягання відкладів, може призвести до появи на сейсмічних зображеннях середовища аномалій, обумовлених відомою залежністю амплітуди сейсмічних коливань від відстані, що в кінцевому результаті може спричинити спотворення карт сейсмічних атрибутів по горизонтах та викликати помилкову інтерпретацію даних. В основу запропонованого способу пошуку та оконтурювання покладів вуглеводнів поставлено завдання удосконалити польову методику 3D-сейсморозвідки та технологію обробки даних шляхом проведення більш детальних спостережень та послаблення на розрізах і картах відносних сейсмічних атрибутів та їх похідних хибних аномалій, що забезпечить підвищення достовірності прогнозування. Поставлена задача вирішується тим, що у запропонованому способі пошуку та оконтурювання покладів вуглеводнів на основі 3D-сейсморозвідки, що передбачає збудження сейсмічних коливань на профілях уздовж осі Y з кроком не меншим довжини сейсмічних хвиль у середовищі та реєстрацію сигналів на профілях уздовж смуг по осі X, обробку інформації із збереженням дійсних амплітуд та наступне прогнозування покладів нафти та газу на основі аналізу відображення епігенезу відкладів продуктивного розрізу в сейсмічних атрибутах хвильового поля, згідно винаходу, реєстрацію сейсмічних сигналів здійснюють уздовж кожного профілю в межах смуги спостережень з кроком DX s £ l / 4 , де l - довжина сейсмічних хвиль у середовищі, при точковому групуванні сейсмоприймачів, отримані сейсмозаписи піддають попередній обробці для послаблення регулярних (поверхневих) хвиль та нерегулярних завад, будують графіки залежності найбільш інформативних атрибутів відбитих хвиль від відстані уздовж осі часу в межах нормального поля, де відсутні поклади нафти та газу, по відповідних залежностях редагують сейсмозаписи на непоздовжніх профілях 3D-зйомки в процесі інверсії даних, потім на сейсмічних зображеннях в межах всього розрізу виділяють найбільш яскраві добре корельовані границі, уздовж яких визначають відносні значення атрибутів та будують детальні їх розрізи по профілях дослідження і карти по границях в межах продуктивних відкладів, в подальшому по характерній поведінці прийнятих атрибутів прогнозують на розрізах продуктивні інтервали та тип флюїду в них, а по ділянках різкоградієнтної зміни атрибутів дослідження на картах оконтурюють поклади нафти або газу. В порівнянні з прототипом спосіб характеризується наявністю таких суттєвих ознак: DX s £ l / 4 - реєстрація сейсмічних сигналів уздовж профілів в межах кожної смуги спостережень з кроком при точковому групуванні сейсмоприймачів забезпечує в порівнянні з прототипом більш високу роздільчу здатність атрибутного аналізу; - виконання попередньої обробки сейсмозаписів, спрямованої на послаблення регулярних (поверхневих хвиль) та нерегулярних завад не тільки повністю компенсує відомі недоліки точкового групування, але й дозволяє підвищити точність атрибутного аналізу (за рахунок установки сейсмоприймачів на одному рівні при стабільному контакті сейсмоприймач / грунт); - побудова графіків залежності значень сейсмічних атрибутів хвиль від відстані в межах ділянок площі, де поклади вуглеводнів явно відсутні, дає змогу визначити атрибутні поправки без впливу епігенезу відкладів, пов'язаного з нафтогазонасиченням, на отримувані дані; - редагування сейсмозаписів на непоздовжніх профілях кожної смуги 3D-зйомки дозволяє уникнути при побудові карт системних аномалій, не пов'язаних з геологічною будовою середовища; - детальне виділення сейсмічних горизонтів в межах усього часового інтервалу над очікуваним продуктивним інтервалом і дещо нижче за нього забезпечує необхідну роздільчу здатність інтерпретації та підвищує вірогідність прогнозування; - обчислення відносних значень сейсмічних атрибутів уздовж сейсмічних горизонтів та побудова відповідних розрізів по всіх профілях підвищує достовірність прогнозування покладів вуглеводнів та визначення типу флюїду; - побудова детальних карт атрибутів по границях в межах продуктивних відкладів дає змогу виконати детальне оконтурювання покладу в плані по ділянках різкоградієнтної зміни цих характеристик. Перелічені ознаки є суттєвими і їх поетапна реалізація дозволяє досягнути вирішення поставленого завдання. Суть способу пояснюється рисунками, на яких показані схема проведення досліджень та визначення атрибутних поправок (фіг.1, 2), а також приклади зміни сейсмічних атрибутів в межах продуктивних відкладів Більского родовища Дніпровсько-Донецької западини (фіг.2). На фіг.3 приведений графік амплітуд відбитих хвиль уздовж профіля 16000, а на фіг.4 - схема зміни відносних значень амплітуд по площі для сейсмічного горизонту, пов'язаного з продуктивними піщано-карбонатними відкладами тріасу. Для пояснення рисунків (фіг.1-4) прийняті наступні позначки: поперечний розмір першої 1 та другої 2 смуг сейсмічних досліджень, профілі прийому коливань 3, профілі збудження коливань 4 та 5 в межах першої та другої смуг, поперечні розміри сейсмічних побудов 6 та 7 по матеріалах першої та другої смуг, пункти збудження коливань 8 та 9 в межах профілів збудження першої та другої смуг, проекції R сейсмічних променів збудження реєстрації коливань 10 та 11 на денну поверхню відповідно для ближнього та дальнього пунктів реєстрації, відстань початкової 12 та кінцевої 13 точок реєстрації коливань від пункту збудження на поздовжньому профілі в смузі, відстань початкової 14 та кінцевої 15 точок реєстрації коливань від пункту збудження для непоздовжнього профіля в смузі, значення сейсмічного атрибуту 16 для відбиваючого горизонту в межах ділянки досліджень, величина атрибутної поправки 17 для першого каналу реєстрації на непоздовжньому профілі, величина атрибутної поправки 18 для останнього каналу реєстрації на непоздовжньому профілі, графік амплітуд 19, осереднений графік амплітуд 20, продуктивні свердловини 21, контури покладу вуглеводнів 22, зони замкнених локальних мінімумів амплітуд 23, ділянки різкоградієнтних максимумів амплітуд 24. З рисунка фіг.1 видно, що при реалізації 3D-зйомки сейсмічні записи в межах смуги реєстрації характеризуются змінним віддаленням по осі Y від точки збудження, що обумовлює різну відстань пункт збудження -сейсмоприймач. Останнє призводить до того, що в процесі обробки даних будуть підсумовуватись дані з різними атрибутними характеристиками, що обумовлює нерівномірність даних по площі, причому ця нерівномірність буде носити системний характер. В результаті цього на картах сейсмічних атрибутів можуть з'явитись аномалії, не пов'язані з геологічною будовою середовища, що спричинить помилкову інтерпретацію даних. Усунути цей недолік можливо шляхом вивчення залежності значення атрибуту, що досліджується, від відстані пункт збудження - сейсмоприймач, визначення відповідних поправок та внесення їх в сейсмозаписи. На фіг.1 приведений графік залежності атрибуту (амплітуди) від відстані пункт збудження - сейсмоприймач для відбиття від горизонту на глибині 4,2км на прикладі однієї із площ Дніпровсько-Донецької западини. Для пояснення на рисунку показані початкова 12 та кінцева 13 точки реєстрації коливань на поздовжньому профілі в смузі та початкова і кінцева точки - на одному (найбільш віддаленому) непоздовжньому профілі. Як видно з рисунка, значення амплітуди на одних і тих каналах (по осі X) суттєво відрізняються. Якщо позначити амплітуду відбитої хвилі для першого канала поздовжнього профіля в точці 12 через А1позд. для найбільш віддаленого канала в точці 13 через Аnпозд., то для непоздовжнього профілю у відповідних точках 14 та 15 амплітуди становитимуть А1непозд. та Аnнепозд.. З графіка видно, що А1позд.>А1непозд., a Аnпозд.>Аnнепозд.. Різниця значень DA 1 = А1позд.-А1непозд., та DAn = Аnпозд.-Аnнепозд. визначає поправки, які необхідно внести в амплітуду коливань на непоздовжньому профілі. Таким чином, в результаті введення визначених вище поправок матимемо: DA DA А1непозд.+ 1 =А1позд. та Anнепозд.+ n =Аnпозд., тобто значення амплітуди в разі відсутності покладу вуглеводнів буде рівним на записах поздовжніх та непоздовжніх спостережень. Аналогічним способом можуть визначатись та враховуватись атрибутні поправки в разі нахилених границь (відбиваючих горизонтів). Важливим моментом в цьому разі є орієнтація смуг спостережень відносно простягання сейсмічних горизонтів. Найбільш доцільним залишається принцип розташування профілів спостереження вхрест їх простягання. Спосіб реалізується таким чином. Вивчають апріорну геолого-геофізичну інформацію і проектують систему 3D-зйомки, при цьому відстань між DX s £ l / 4 сейсмоприймачами встановлюють в межах , де l - довжина сейсмічних хвиль у середовищі. Напрямок профілів спостережень орієнтують вхрест простягання відкладів. Відстань між профілями збудження 4 та пікетами збудження 8 обґрунтовують необхідною кратністю перекрить та вимогами щодо послаблення найбільш інтенсивних хвиль - завад. На одному з профілів спостережень, в межах смуги, де відсутні поклади вуглеводнів (на основі апріорної інформації), відпрацьовують сейсмічне зондування при спостереженнях в межах інтервалу від пункту збудження до віддалення X max = X 2 max .позд. + Y 2 max , тут Xmax позд. - максимальна відстань пункт збудження - сейсмоприймач на поздовжньому профілі; Ymax - максимальне віддалення непоздовжнього профіля від пункту збудження в межах смуги. Виконують обробку даних сейсмозондування та визначають значення найбільш інформативних атрибутів 16 від відстані (фіг.2). Відпрацьовують систему 3D-зйомки (фіг.1) при точковому групуванні сейсмоприймачів та виконують попередню обробку сейсмозаписів, спрямовану на послаблення можливих низькошвідкісних та нерегулярних завад і зіставляють отримані сейсмозаписи з даними сейсмозондування. На цій основі визначають поканальні атрибутні поправки і редагують (обробляють) сейсмозаписи на непоздовжніх профілях. Подальшу обробку даних виконують по загальноприйнятій технології в 3D-сейсморозвідці. На отриманих сейсмічних зображеннях виділяють найбільш яскраві та добре корельовані границі над продуктивним (перспективним) горизонтом і на декілька сот метрів нижче за нього. Уздовж виділених горизонтів в точках перегину визначають час відбиття та інтерполюють його в проміжних точках. По кожному горизонту визначають середнє значення атрибуту (А) та середнє значення для центрів баз осереднення A1 інформації (від декількох сот мерів до кілометрів). Визначають відносні значення атрибуту згідно виразу: DA % = (A 1 - A ) ´ 100% / A По кожному профілю уздовж осі Х системи 3D-спостережень будують розрізи відносних значень найбільш інформативних атрибутів, по яких прогнозують наявність покладу вуглеводнів та тип флюїду (нафта чи газ). На заключному етапі в межах продуктивної товщі будують карти відносних значень прийнятих атрибутів. При цьому середнє значення атрибуту для площі визначають як середнє значення атрибуту для конкретного відбиття на всій площі. Прогнозний контур покладу 22 визначають по ділянках різкоградієнтної зміни атрибутів. Приклад реалізації способу. Для випробування способу були задіяні сейсмічні матеріали 3D-зйомки, проведеної на Більській площі в межах центральної частини Дніпровсько-Донецької западини. Методика виконаних польових досліджень та технологія обробки матеріалів дещо відрізняються від вимог запропонованого способу, тому отримані матеріали можна вважати як попередні, що не претендують на детальність, яка очікується від запропонованого способу. З реалізованої системи 3D-зйомки на Більській площі була оброблена та проаналізована профільна сітка, розміри якої складали 200мх200м. Технологія обробки та аналізу матеріалів в цілому відповідала тій, яка була викладена вище. Окремі результати проведених досліджень наведені на рисунку (фіг.3, 4). За графіком 19 зміни амплітуди відбитих хвиль (фіг.3) від горизонта відбиття в покрівлі тріасового піщанокарбонатного комплексу (уздовж профілю 16000 Більського родовища вуглеводнів) видно, що продуктивні свердловини 21 приходяться до узагальнених мінімумів амплітуд, а в їх межах - локальних мінімумів, що обмежені різкоградієнтними максимумами останніх, які відображають акустичне жорсткі епігенетичне змінені відклади на контактах продукції з пластовою рідиною в місцях різкої зміни геохімічного потенціалу з відновного в покладі вуглеводнів на підвищено окисний за контактами покладу, де мігровані вуглеводні біохімічно окислюються. На схемі зміни відносних значень амплітуд відбитих хвиль (фіг.4) по площі горизонта відбиття в покрівлі тріасового піщано-карбонатного продуктивного комплексу виділені зони 13 замкнених локальних мінімумів амплітуд, що обмежені ділянками різкоградієнтних максимумів 24 цього атрибуту, які відображають розміщення водо-нафтових та газо-водних контактів покладів (свердловини 21, що знаходяться в межах цих локальних мінімумів амплітуд, розкрили нафту та газ). В такий спосіб по зонах різкоградієнтних змін атрибуту (відносної амплітуди) сейсмічних хвиль оконтурюють поклади вуглеводнів. Таким чином, попереднє випробування запропонованого способу на матеріалах 3D-зйомки, виконаної в межах Дніпровсько-Донецької западини, свідчить про суттєве підвищення ефективності пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ. В разі повної поетапної реалізації наведеної в описі технології ефективність та детальність пошуків і оконтурювання покладів вуглеводнів значно підвищується. Бібліографічні дані джерел інформації. 1. Кири П., Брукс М. Введение в геофизическую разведку. М., 1988, с.320-325. 2. Патент України №21783 А, МКІ G01V1/OD, 1/28, 1/30. Опубл. 30.09.98. Бюл. №2. 3. Патент України №54003, МКІ G01V1/28, 1/30. Опубл. 17.02.03 (прототип)