Спосіб прогнозування покладів вуглеводнів

Спосіб прогнозування покладів вуглеводнів, що включає проведення 3D-сейсморозвідки, з наступною реєстрацією прямої та зворотної гілок годографів відбитих хвиль, обробку інформації з передстековим вилученням поверхневих і кратних хвиль-завад та застосуванням мьютінгу для отримання високоякісних зображень у всьому часовому (глибинному) діапазоні, вивчення епігенетичних перетворень відкладів продуктивного розрізу по відображенню його в сейсмічному хвильовому полі та одержання висновку про наявність покладів вуглеводнів, який відрізняється тим, що в місцях пропусків (вікон) у схемі відпрацювання при формуванні сейсмічних трас СГТ (спільна глибинна точка) вздовж осі Х залучають записи з частини площадної системи, де відстань R від точки реєстрації до пункту збудження задовольняє умові 2d≤R≤(x2max+L2)1/2 (d - відстань від точки СГТ до U 2 26212 1 3 26212 4 воднів сейсморозвідкою [2], що включає викорис(вікон) в схемі відпрацювання та побудова кубу тання рекогносцировочних і детальних сейсмічних аномальних значень ΔА амплітуд ВХ, що сприяє досліджень і характеризуються тим, що в геологічзростанню імовірності прогнозування. них регіонах, перспективних на нафту і газ, на веВ основу способу прогнозування покладів вугликих площах з пастками антиклінального і неанлеводнів за даними 3D-сейсморозвідки, що передтиклінального типів створюють оптимальні сітки бачає реєстрацію прямої та зворотної гілок годогплощадних сейсмічних спостережень, виконують рафів відбитих хвиль, обробку інформації з обробку отриманих матеріалів і по часових розріпредстековим вилученням поверхневих і кратних зах (сейсмічних зображеннях) визначають час хвиль-завад та застосування мьютінгу для отриприходу і амплітуду ВХ, які відображають епігенемання високоякісних зображень у всьому часовому тичні зміни продуктивного розрізу, що формують (глибинному) діапазоні вивчення епігенетичних слід дифузивно-ефузивного потоку (СДЕП) над перетворень відкладів продуктивного розрізу по покладами ВВ, будують схеми змін динамічних відображенню його в сейсмічному хвильовому полі параметрів по площі та глибині за даними всіх та судження про наявність покладів вуглеводнів, досліджених профілів і витриманих відбиваючих згідно винаходу, в місцях пропусків (вікон) у схемі горизонтів, визначають структуру області СДЕП відпрацювання при формуванні сейсмічних трас над прогнозними покладами ВВ, по якій визначаСГТ (спільна глибинна точка) вздовж вісі Х залують розміри покладів, вірогідну глибину їх залячають записи з частини площадної системи, де гання і тип вуглеводнів - нафта чи газ. відстань R від точки реєстрації до пункту збудженНедоліком способу є визначення відносних ня коливань задовольняє умові 2d≤R≤(X2max+L2)1/2 значень амплітуд ВХ лише по кожному окремому (d - відстань від точки СГТ до ближньої сторони профілю площадної системи, що унеможливлює контуру, що обрамлює пропуски в схемі відпрацюпобудову профілю в довільному азимуті, та відсування, Хмах - максимальне віддалення пункт збутність ефективної компенсації пропусків в схемі дження - сейсмоприймач вздовж поздовжнього відпрацювання, які часто виникають при провепрофілю смуги спостережень, L - ширина смуги), денні 3D-зйомки, і можуть негативно вплинути на причому для кожного набору трас СГТ розраховурезультат. ють динамічні поправки для врахування розхоНайбільш близьким до запропонованого є сподженням сейсмічних хвиль та зміну коефіцієнта сіб пошуку та обрамлення покладів нафти та газу, відбиття в межах нормального поля, після цього в якому реєстрацію сейсмічних хвиль здійснюють проводять обробку даних по всій площі досліуздовж кожного профілю в межах смуг спостереджень, на сейсмічних зображеннях виділяють та жень 3D-зйомки з кроком ΔХs≤λ/4 (λ - довжина ув'язують між собою сейсмічні границі (горизонти хвилі) при точковому групуванню сейсмоприймавідбиття) для всього часового діапазону, по кожчів, отримані сейсмозаписи піддають попередній ному з горизонтів визначають середню амплітуду обробці та будують графіки залежності найбільш сейсмічного сигналу A в часовому вікні, що не ефективних атрибутів ВХ від відстані уздовж осі перевищує часову відстань між сусідніми горизончасу в межах нормального поля, де відсутні потами, потім по кожному з горизонтів в межах плащі клади нафти та газу, по відповідних залежностях 3D-зйомки знаходять процентне відхилення ΔА % редагують сейсмозаписи на непоздовжніх профісереднього значення амплітуди An відбитих хвиль, лях 3D-зйомки в процесі інверсії даних, потім на визначеного на базі в декілька трас, від середньосейсмічних зображеннях в межах всього розрізу го значення амплітуди горизонту відбиття по всій виділяють найбільш яскраві добре корельовані площі А пл. , тобто границі, уздовж яких визначають відносні значення атрибутів ВХ та будують детальні їх розрізи по = A n - A пл. / А пл. × 100 % , після цього фоDА пл. % профілях дослідження і карти по горизонтах відрмують куб даних ΔАпл. %, який використовують биття в межах продуктивних відкладів, в подальдля побудови розрізів в довільному азимуті , або шому по характерній поведінці прийнятих атрибудля побудови карт ΔАпл. % по горизонтах відбиття тів ВХ прогнозують на розрізах продуктивні в межах продуктивного розрізу, отримані дані заінтервали та тип флюїду в них, а по ділянках різколучають для прогнозування покладів вуглеводнів з градієнтної зміни атрибутів ВХ обрамляють на підвищеною імовірністю. картах поклади нафти та газу. В порівнянні з прототипом спосіб має такі Зазначений спосіб дещо компенсує нерівноміпереваги: рність сейсмічних атрибутів на непоздовжніх про- залучення записів при формуванні сейсмічфілях 3D-зйомки, проте в ньому також не передних трас СГТ з частини площадної системи, де бачено визначення сейсмічних атрибутів ВХ в відстань R від точки реєстрації до пункту збуджендовільному азимуті, не відпрацьована також техня коливань задовольняє умові 2d≤R≤(X2max+L2)1/2 нологія компенсації пропусків, що мали місце при дає змогу підвищити якість сейсмічних розрізів в польовій реалізації 3D-зйомки. місцях пропусків (вікон) у схемі відпрацювання; Метою запропонованого способу прогнозуван- розрахунок динамічних поправок за розхоня покладів вуглеводнів за даними 3D-зйомки є дження хвиль і зміну коефіцієнта відбиття в межах підвищення ефективності досліджень при пошуках нормального поля та їх врахування при обробці нафти і газу за рахунок більш точного вивчення даних дозволяє в значній мірі компенсувати втрати епігенетичних перетворень відкладів продуктивноінформації при польових роботах; го розрізу по сейсмічних зображеннях шляхом - виділення на зображеннях та ув'язка (динакомпенсації в процесі обробки даних пропусків мічна) по площі сейсмічних границь (горизонтів [( ) ] 5 26212 відбиття) забезпечує високу достовірність вивчення сейсмічних параметрів (атрибутів); - визначення середньої амплітуди сейсмічного сигналу A в часовому вікні, що не перевищує часову відстань між сусідніми горизонтами, дозволяє вивчати амплітудні характеристики хвиль вздовж часової вісі з достатньою роздільчою здатністю; - визначення значень ΔАпл. % по формулі DА пл. % = A n - A пл. / А пл. × 100 % забезпечує ви [( ) ] значення аномальних значень амплітуд в межах всієї площі 3D-зйомки; - формування кубу даних ΔАпл. % забезпечує побудову розрізів в довільному азимуті, або карт ΔАпл. % по горизонтах відбиття в межах продуктивної частини геологічного розрізу. Послідовне застосування перерахованих дій дозволяє вирішити поставлене завдання. Суть корисної моделі пояснюється рисунком (Фіг.1) де прийняті наступні позначення: І-VI - перша смуга спостережень, I'-VI - друга смуга спостережень, профілі спостережень 1; пункти збудження коливань 2; контури площі 3, де відсутні пункти збудження; 4 - лінія сейсмічного розрізу (зображення), точка СГТ 5 ( в плані); проекції 6 променевої площини на денну поверхню. Як відомо, виконання 3D-зйомки супроводжується наявністю чисельних пропусків (вікон) в схемі відпрацювання (заболоченість, лісові насадження, посіви с/г культур, населені пункти, тощо). На кресленні (Фіг.1) показаний випадок, коли пропуск в схемі відпрацювання має розміри 2,0х0,75км2. При реєстрації прямої та зворотної гілок годографа в схемі відпрацювання з'явиться пропуск (вікно), розміри якого складатимуть в даному випадку біля 4 пог. км, причому кратність спостережень буде зменшена не лише в межах пропуску на денній поверхні, але й по обидва боки від нього креслення (Фіг.2). Лише на відстані 2км від центра пропуску кратність перекрить досягне норми. Наслідком такого пропуску буде зменшення відношення сигнал/завада за рахунок скорочення числа каналів, що підсумовуються при побудові сейсмічного розрізу, а також зміна амплітуди відбитих хвиль викликана неврахуванням різного розходження сейсмічних хвиль при точковому збудженні коливань та зміни коефіцієнта відбиття. Для запропонованого способу, що передбачає вивчення епігенетичних перетворень відкладів продуктивного розрізу по сейсмопараметричних (амплітудних) характеристиках хвильового поля, ця обставина має суттєве значення. Для компенсації зменшення кратності перекрить в місцях пропусків у схемі відпрацювання при побудові сейсмічних розрізів вздовж вісі Х доцільно залучати записи з усієї площадної системи спостережень. З креслення (Фіг.1) видно, що кратність спостережень в точці СГТ 5 може бути доведена до прийнятого стандарту кратності перекрить за рахунок залучення променів, що знаходяться в широкому азимутальному діапазоні променевих площин. На Фіг.1 показані проекції променевих площин 6 на денну поверхню, що мають різний азимут розташування. Відстань R від пунктів збу 6 дження до точок реєстрації коливань (по горизонталі), знаходиться згідно виразу 2d≤R≤(X2max+L2)1/2, де d - відстань від точки СГТ до ближньої сторони контуру, що обмежує пропуск в схемі відпрацювання, Хмах - максимальна відстань пункт збудження - сейсмоприймач, L - ширина смуги спостережень. В зв'язку з тим, що набір трас СГТ буде різним з точки зору відстаней джерело коливань - сейсмоприймач для ділянок профілю з нормалізованими умовами та для ділянок з пропусками в схемі відпрацювання, то в кожну трасу, що формує точку СГТ, необхідно ввести динамічні поправки за розходження хвиль та за зміну коефіцієнта відбиття. Такі дані можуть бути знайдені на основі відомих залежностей [4], або шляхом їх побудови по сейсмозаписах, отриманих в нормалізованих умовах як з точки зору схеми відпрацювання так і з точки зору будови геологічного середовища. Отримані часові розрізи (зображення) можуть по різних причинах (головним чином поверхневого характеру) відрізнятись по динамічних характеристиках в межах площі 3D-зйомки, тому амплітуду на розрізах слід ув'язувати шляхом побудови розрізів вхрест смуг спостережень. На кожному розрізі виділяють найбільш корельовані сейсмічні горизонти та ув'язують їх між собою по часу реєстрації та амплітуді. Наступним кроком є визначення по кожному з горизонтів середньої амплітуди сейсмічного сигналу A в часовому вікні, що не перевищує часову відстань між сусідніми горизонтами в межах всієї площі. Це дозволяє визначити середню амплітуду сейсмічних сигналів окремо по кожному сейсмічному горизонту. Після цього по кожному з горизонтів є можливість визначити процентне відхилення ΔА % середнього значення амплітуди An відбитих хвиль, визначеного на базі в декілька трас (5-7), від середнього значення амплітуди для кожного горизонту відбиття по всій площі Апл., згідно формули DА пл. % = A n - A пл. / А пл. × 100 % . В кінцевому [( ) ] результаті створюють інвертований куб даних ΔАпл. % та використати його для побудови розрізів в довільному азимуті, або для побудови карт ΔАпл. % по горизонтах відбиття в межах продуктивного розрізу. Отримані розрізи і карти використовують для прогнозування геометричних розмірів покладів вуглеводнів на розрізах і в плані, а також для визначення типу вуглеводнів. Реалізація способу здійснюється в такій послідовності. В межах території пошуків покладів вуглеводнів, що містить можливі пропуски в схемі відпрацювання (заболоченість, ліси, посіви с/г культур, населені пункти, тощо), проектують дослідження 3D-сейсморозвідкою з реєстрацією прямої та зворотної гілок годографів. Відпрацьовують площу (Фіг.1) по одній із схем з реєстрацією коливань вздовж смуг, що включають декілька профілів (6-8). Профілі збудження коливань розташовують на профілях, що проходять ортогонально до профілів реєстрації, та відпрацьовують в інтервалах вільних від завад. По 7 26212 кожному поздовжньому або непоздовжньому профілю аналізують схему спостережень, знаходять допущені пропуски (вікна), визначають ділянки зниження кратності простежування границь та залучають траси з площадної системи спостережень для компенсації зазначених пропусків. Проводять предстекову обробку даних націлену на вилучення поверхневих та кратних хвильзавад та застосовують мьютінг для покращення співвідношення сигнал/завада на часових розрізах. В сейсмозаписи вводять також динамічні поправки, що компенсують розходження хвиль та зміну коефіцієнта відбиття в нормалізованих умовах. Проводять кінцеву обробку даних, аналізують сейсмічні зображення та ув'язують їх в межах площі досліджень. На кожному зображенні виділяють найбільш чітко виражені сейсмічні горизонти з достатньою щільністю вздовж часової вісі та визначають середню амплітуду по кожному горизонту в межах всієї площі. В межах площі знаходять також процентне відхилення ΔА % середнього значення амплітуди An відбитих хвиль, визначеного на базі в декілька трас (5-7), від середнього значення амплітуди для горизонту відбиття по всій площі A пл згідно формули [( ) ] DА пл. % = A n - A пл. / А пл. × 100 % . Потім формують куб даних ΔАпл. %, по якому будують відповідні розрізи в довільному азимуті або карти по горизонтах відбиття в межах продуктивного розрізу. По останніх виконують прогнозування геологічного розрізу, обрамлення імовірних покладів вуглеводнів та визначення їх типу. Приклад реалізації способу Апробація способу за даними 2Dсейсморозвідки виконана на багатьох площах Дніпровсько-донецької западини, Рівнинного Криму та в межах північно-західного шельфу Чорного моря. У всіх випадках отримані позитивні результати. Найбільш показовими можуть бути дослідження, проведені в межах молодої Чорноморської западини [5], де відсутні зона малих швидкостей та пов'язані з нею спотворення хвильового поля. Крім того схема відпрацювання - рівномірна без пропусків. Як приклад, наведемо Голіцинське газоконденсатне родовище, через яке відпрацьовано ряд сейсмічних профілів. По цих профілях виконано прогнозування покладів вуглеводнів за допомогою методу заснованого на вивченні епігенетичних перетворень відкладів продуктивного розрізу по сейсмічному хвильовому полю. На кресленні (Фіг.3) показана зміна амплітуд ВХ у вертикальному перетину профілю 10. На рисунку прийняті наступні позначення: пікети по профілю 1; горизонти відбиття 2; ізолінії ΔА % - 3; свердловина Голіцинська 2-4; Голіцинський газоконденсатний поклад 5; прогнозні поклади: газу 6; нафти 7; нафто-газу 8; Голіцинський розлом 9; прогнозні тектонічні порушення 10. На профілі 10 виділяється значна кількість відбиваючих горизонтів майже рівномірно розподілених по розрізу. На розрізі змін амплітуд ВХ спостерігається 8 складне аномальне диференційоване поле як вподовж профілю, так і по розрізу осадового чохла. В частині території, де розташоване Голіцинське родовище, поклад в дат-палеоценових карбонатно-глинистих відкладах виділяється мінімумом амплітуд ВХ. Вище по розрізу амплітуди зростають і спостерігається "яскрава пляма" до самого верхнього відбиваючого горизонту - морського дна. Цей інтервал розрізу відповідає відновлювальній зоні області сліду дифузивноефузивного потоку (СДЕП). Лише на рівні продуктивних майкопських пісковито-глинистих відкладів інтенсивність позитивного поля змін амплітуд ВХ відносно зменшується - за рахунок поглинання хвиль в розташованому тут газовому покладі. Пониження поля амплітуд ВХ в верхній частині розрізу над Голіцинськими покладами (окислювальній зоні області СДЕП) не спостерігається, внаслідок, очевидно, того, що вона не встигає утворитись при потужному дифузивно-ефузивному потоці над покладами вуглеводнів в добре проникному високопористому і тріщинуватому осадовому чохлі Чорноморської западини. Значні мінімуми амплітуд ВХ від горизонтів відбиття в межах продуктивних дат-палеоценових відкладів навколо покладу відображають епігенетичні зміни відкладів за контуром покладу в середовищі з підвищеним окислювальним потенціалом. Розподіл амплітуд ВХ по розрізу на південь від Голіцинського родовища характерний для нафтових покладів на рівні найбільш глибокого відбиваючого горизонту (низи осадового чохла): навколо мінімуму амплітуд ВХ по цьому горизонту спостерігається відносне підвищення поля, причому вузький максимум амплітуд зверху може відповідати невеликій по потужності відновлювальній зоні області СДЕП над нафтовим покладом. Безпосередньо на північ від Голіцинського родовища розподіл амплітуд ВХ по розрізах всіх профілів також є характерним для нафтового покладу в нижній частині на рівні двох нижніх відбиваючих горизонтів. Обмежений по розмірах максимум амплітуд ВХ над мінімумом, ототожнюваний з областю скупчення вуглеводнів, відповідає відновлювальній зоні СДЕП над прогнозним нафтовим покладом. Від'ємне поле вверх по розрізу інтерпретується як окислювальна зона області СДЕП над ним. На північ площі можна виділити і ряд інших перспективних об'єктів. Виділення покладів в більш древніх нафтогазоносних провінціях дещо ускладнюється поверхневими сейсмогеологічними умовами та складнощами при відпрацюванні профілів (пропуски, пов'язані з болотами, лісами, посівами, населеними пунктами, тощо). В таких умовах доцільним буде застосування запропонованого способу, що передбачає залучення 3D-сейсморозвідки. Таким чином, поставлена задача винаходу "Спосіб прогнозування покладів вуглеводнів" досягається. 1. Печеркин М.Ф., Валеев Г.З., Шестоух Г.В., Мунасыпов Н.З., Одинцова М.Ю. "Опыт использо 9 26212 вания волновой инверсии при интерпретации материалов наземной 2D- и 3D-сейсморазведки на примере месторождений Урайского региона", Технологии сейсморазведки, научно-технический журнал, изд.-во ГЕРС, г. Тверь, 2/2004, с. 42-47. 2. Патент UA, №21783А, G01V1/00, 1/28, 1/30 "Спосіб пошуку покладів вуглеводнів сейсморозвідкою", приоритет 09.12.94, опубл. 30.04.98, Промислова власність, Бюл. №2. 3. Патент UA, №67031, G01V1/00, 1/28 "Спосіб Комп’ютерна верстка Л. Купенко 10 пошуку та оконтурення покладів нафти і газу", приоритет 22.05.2003, опубл. 15.06.2004, Промислова власність, Бюл. №6, ПРОТОТИП. 4. Гурвич И.И., Боганик Г.Н. Сейсмическая разведка, М., Недра, 1980, - 552с. 5. Семенова С.Г., Ковальов Д.М. Пошуки покладів вуглеводнів на північно-західному шельфі Чорного моря за даними сейсморозвідки // Геологічний журнал. - 2003, - №3, - с. 42-46. Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601