СПОСОБ СЕЙСМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ И ПОЛОЖЕНИЯ КОНТУРА ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА В ПРОЦЕССЕ ЕГО РАЗРАБОТКИ Российский патент 1997 года по МПК G01V1/00 G01V1/40 

Изобретение относится к области детализационной сейсморазведки и может быть использовано для оптимизации добычи нефти и газа (увеличение дебита) путем оптимального размещения скважин и создания оптимального режима управления и эксплуатации месторождения в условиях суши и мелководного шельфа.

В настоящее время оптимизация добычи нефти и газа на месторождении осуществляется с помощью мониторинга слежения за изменением во времени параметров продуктивной толщи на базе выявления изменения сейсморазведочных данных, реализованных на различные периоды времени (с интервалом 6 8 месяцев) [1]
Применяемый для целей мониторинга комплекс промыслово-геофизических методов в обсаженных скважинах имеет существенные недостатки: ограниченный радиус исследований (только в окрестностях скважины), необходимость неоднократного использования дорогостоящих скважин при повторных наблюдениях.

Традиционные методы сейсморазведки в сочетании с ВСП без выноса и с выносом для задач мониторинга также не всегда эффективны из-за низкой разрешающей способности в результате большого затухания волн в верхней части разреза, что не позволяет повысить рабочую частоту исследования при использовании сейсмических источников, а при использовании высокочастотных уменьшает глубинность исследования [2]
Наиболее близкой по технической сущности к настоящему предложению является технология межскважинного прозвучивания (МП) сейсмоакустического просвечивания, который предусматривает возбуждение и прием колебаний (в интересующих интервалах исследования) в скважинах с регистрацией отдельных параметров продольных волн вблизи из первых вступлений, по системе параллельных или перекрестных наблюдений. В результате вся исследуемая между скважинами толща покрывается равномерной сеткой лучей, что обеспечивает принципиальную возможность восстановления поля скоростей и поля коэффициентов затухания в пространстве между скважинами [3]
Описанные выше методы обладают следующими недостатками.

Методы восстановления полей основаны на использовании различных моделей сред и все они не обладают высокой точностью определения искомых параметров.

В методе МП отсутствуют эффективные алгоритмы восстановления трехмерных полей, изучаемых параметров в исследуемом объеме среды.

Отсутствуют невзрывные источники, обеспечивающие надежную работу в глубоких скважинах (более 1 км).

Существенные трудности в методе МП связаны с определением пластовых скоростей на больших глубинах, т.к. они опираются на данные инклинометрии, а точность последних снижается с глубиной.

Использование метод МП опирается на проведение возбуждения и приема в скважинах, а при мониторинге появляется необходимость повторное использование скважин, что нежелательно.

Перечисленные недостатки значительно снижают добычу нефти и газа.

Решением задачи является увеличение добычи нефти и газа путем рационального размещения скважин и создание оптимального режима их эксплуатации за счет повышения помехоустойчивости и разрешенности сейсморазведочных данных.

Для решения поставленной задачи в способе сейсмического контроля изменения емкостных свойств и положения контура продуктивности нефтегазового пласта в процессе его разработки возбуждение колебаний осуществляют по серии радиальных профилей, пересекающихся в опорной точке, расположенной вблизи эксплуатационной скважины и известного контура продуктивности, регистрацию сейсмической информации производят в оптимальном диапазоне углов падения волн, совокупностью вертикально ориентированных приемных систем, стационарно размещенных в мелких скважинах, выполняют эталонирование данных, затем осуществляют повторные наблюдения, сравнение этих наблюдений и корректирование режима эксплуатации.

Перечень операций при реализации способа:
на месторождении с известным первоначальным контуром нефтегазоносности разбивается радиальная сеть профилей, пересекающихся в опорной точке, расположенной вблизи эксплуатационной скважины, и пересекающих контур;
производится расчет прогнозного изменения амплитуд отраженных волн от угла падения волны в области водогазонефтяного пласта и определяется оптимальной диапазон углов падения волн, обеспечивающий максимальную степень различия волн, отраженных от границ продуктивного пласта и за его пределами (AVO-эффект), и соответственно при этом оптимальные удаления взрыв прием;
вдоль выбранных профилей бурятся мелкие (до 210 м) скважины, удаленные от опорной точки в соответствии с оптимальными величинами вынос взрыв прием, в которых стационарно располагаются вертикально-ориентированные приемные устройства, первая (эталонная) скважина, располагаются в опорной точке;
отрабатывается система наблюдений МОВ с регистрацией сейсмической информации совокупностью вертикальноориентированных приемных устройств и получением серии взаимо увязанных годографов ОПВ на разных глубинных уровнях, обеспечивающей возможность эталонирования записи;
повторно отрабатывается система радиальных профилей через интервал времени, в течение которого возможны изменения динамики волн, связанные с разработкой месторождения (6 8 месяцев);
полученная в разное время информация обрабатывается с включением предварительного эталонирования данных, расчета динамических параметров волн, характеризующих наличие продукта и изменений, связанных с разработкой пласта;
проводится сравнительный анализ кривых AVO-эффекта, построенных для волновых полей, зарегистрированных в разные временные интервалы, и определяется возможное направление перемещения контура нефтегазоносноти;
выполняется на основании полученных результатов, корректировка режима эксплуатации скважин.

Относительно прототипа заявляемый способ обеспечивает следующие преимущества: повышение помехоустойчивости исходных данных путем регистрации на вертикальное приемное устройство под зоной малых скоростей и селекцию полезных колебаний; надежный контроль за изменением динамики волнового поля в диапазоне оптимальных углов падения волн, отличающихся максимальным различием волнового поля, отображающего продуктивный и водонасыщенный коллектор; возможность эталонирования наблюденных данных и контроля за положением контура продуктивности путем регистрации колебаний по радиальным направлениям, пересекающимся в области эталонной скважины, расположенной вблизи эксплуатационной; возможность надежного определения динамических характеристик волнового поля за счет многократного использования стационарной системы наблюдательных мелких скважин с приемными устройствами; повышение точности расчета емкостных характеристик пласта на основе динамических характеристик волнового поля, замеренных в процессе повторных наблюдений.

Данные преимущества достигаются наличием следующих существенных признаков: регистрация сейсмической информации совокупностью вертикально-ориентированных приемных устройств, стационарно установленных в мелких скважинах, обеспечивает получение сейсмограмм ОПВ на различных глубинных уровнях, надежное сохранение идентичных условий наблюдений при многократном их повторении, уход при получении информации под ЗМС, что исключает ее искажающее ее искажающее влияние и связанные с этим трудности обработки, возможность круговой направленности групп для селекции волн, подходящих к профилю, наблюдения под различными азимутами; расположение совокупности вертикально ориентированных приемных устройств вблизи эксплуатационной скважины по радиусам, расходящимся от одной мелкой скважины, информация в которой принимается за эталонную, и пересекающим известный контур продуктивности, обеспечивает привязку динамических характеристик волнового поля к емкостным свойствам разреза и последующее эталонирование данных; регистрация колебаний вертикально ориентированными приемными устройствами в пределах удалений взрыв прием, обеспечивающих регистрацию информации в оптимальном диапазоне углов падения волн, отраженных от границ продуктивного пласта и за его пределами, обеспечивает надежный контроль за изменением динамики волнового поля в процессе разработки месторождения; обработка результатов повторных наблюдений с включением предварительного эталонирования наблюденных данных, их последовательного сравнения, выявления, текущих изменений в сейсмических данных позволяет обнаружить изменение емкостных свойств продуктивного пласта и изменений в положении контура нефтегазоносности.

Таким образом, указанная совокупность существенных признаков обуславливает новизну заявляемого способа и обеспечивает положительный эффект, т.е. повышение надежности сейсмического контроля за разработкой месторождения и корректировку режима его эксплуатации.

На фиг. 1 представлена типовая модель нефтегазового месторождения в области третичных отложений Азово-Кубанского прогиба, включающая структурную карту кровли продуктивной пачки чокракского горизонта (A) и геологический разрез месторождения по линии B B₁, где 1 изогипсы продуктивной пачки, 2 эксплуатационная скважина, 3 линия геологического разреза B - B₁, 4 эталонная скважина (опорная), 5 радиальные линии, пересекающие контур продуктивности, 6 мелкие наблюдательные скважины, 7 - первоначальный контур продуктивности, 8 положение контура продуктивности в результате эксплуатации месторождения, 9 положение продуктивного пласта в вертикальном разрезе, 10 положение геологических границ, ГВК положение газоводяного контакта.

На фиг. 2 приведена кривая изменения коэффициента отражения продольных волн (К_рр) от угла падения волны θ на границу (AVO-эффект) в пределах контура продуктивности (A) и за его пределами (Б), где 11 кривая AVO-эффекта, 12 зона оптимальных углов, 13, 14, 17, 18 кривые изменения коэффициента отражения К_о и коэффициента Пуассона s с глубиной, 15, 19 динамические сейсмограммы в области продуктивного коллектора и за его пределами.

На фиг. 3 приведены зависимости времени регистрации отражения от кровли продуктивного пласта t₀, от угла падения волны q и удаления X.

На фиг. 4 представлена полярная характеристика направленности вертикальной группы: база группы L 200 м, количество элементов n 48, для обобщенного параметра P L/λ l длина волны, 20 P 7, 21 P 5, 22 P 4, a углы подхода волн по лучу.

Рассмотрим сущность заявляемого способа.

Для реализации способа априори используются имеющиеся для участка работ структурные карты по кровле продуктивной пачки целевого горизонта (Фиг. 1A), геологические разрезы месторождения по некоторым направлениям (Фиг. 1 Б), физические параметры, данные скоростей для проектирования сети профилей, обеспечивающих достаточное количество информации при оконтуривании целевых горизонтов и выявлении изменения конфигурации изогипс в пределах залежи с течением времени.

Предварительно производится расчет АУО-эффекта с учетом изменения амплитуд отраженных волн от угла их падения в пределах контура продуктивности и за его пределами, изменения коэффициента отражения К_о и коэффициентов Пуассона s (Фиг. 2А, Б) с глубиной. По проявлению AVO-эффекта определяется оптимальный диапазон углов падающих волн q (Фиг. 2А) и согласно им удалений взрыв прием l (Фиг. 3) для целевого интервала разреза. Рассчитываются характеристики направленности вертикального приемного устройства, используемого в скважинах, и подбираются его параметры: длина l, количество каналов n (Фиг. 4).

На основании данных о глубинах залегании залежи, размерах: структуры, контура продуктивности, углов наклона горизонтов, изменении коэффициента Пуассона с глубиной, величинах коэффициентов отражения намечаются параметры и плановое положение сети радиальных профилей таким образом, чтобы точка их пересечения (опорная точка) находилась вблизи эксплуатируемой скважины (фиг. 1А) выходя за его пределы. При этом удаление взрыв прием должно обеспечивать регистрацию информации в оптимальном диапазоне углов падения для максимальной степени различия волн, отраженных от границ продуктивного пласта и за его пределами, но кроме того, расстояние между приемными скважинами, интервалы возбуждения, шаг возбуждения выбираются также исходя из общих требований получения системы увязанных годографов ОПВ.

Реализация способа включает
отработку серии запроектированных профилей возбуждения с регистрацией сейсмической информации совокупностью вертикальноориентарованных приемных устройств, располагаемых станционарно (для сохранения условий приема неизменными) в пробуренных мелких скважинах, при этом первая (эталонная) скважина бурится в точке пересечения профилей (опорной точке) вблизи эксплуатации скважины;
обработку полученной информации и интерпретацию, включающих эталонирование данных, последовательное сравнение волновых полей повторных наблюдений, выявление изменения динамических параметров волн и на их основе изменения в емкостных свойствах продуктивного интервала разреза, выявление изменений в конфигурации контура продуктивности пластов и корректировку на основании полученной информации режима эксплуатации месторождения.

В качестве примера рассмотрим проект практического применения заявляемого способа на одном из нефтегазовых месторождений в отложениях третичного возраста Азово-Кубанского региона.

На основе структурной карты по кровле продуктивной пачки целевого горизонта (фиг. 1А) и геологического разрезе месторождения по линии B - B¹ (фиг. 1Б) имеем данных о глубине залегания залежи (H), равной 1 - 1,3 км, размерах контура продуктивности: 2 x 7 км, углах наклона горизонтов, которые меньше 15^o. Производится расчет AVO-эффекта с учетом изменения амплитуд отраженных волн от угла падения волн в пределах контура продуктивности и за его пределами, изменение коэффициента отражения К_о и коэффициента Пуассона (Фиг. 2 А, Б). По проявлению AVO-эффкета определяется оптимальный диапазон углов падающих волн q 20 30^o (Фиг. 2А) и согласно им удалений взрыв прием l 1,4 2,0 км (Фиг. 3) для целевого интервала разреза. Расстояние между приемными скважинами, удаления возбуждение приемная скважина и количество возбуждений на профилях определяются помимо учета проявления AVO-эффекта и общими требованиями непрерывного прослеживания годографов ОПВ.

Согласно рассчитанным характеристикам направленности для вертикального приемного устройства выбираются его параметры: 48-канальное приемное устройство длиной L 200 м (Фиг. 4).

На основании полученных данных проектируются плановое положение и параметры сети радиальных профилей так, что точка их пересечения (опорная точка) находится вблизи эксплуатационной скважины (Фиг. 1А). В опорной точке бурится первая мелкая приемная скважина глубиной 210 м, в которую опускается вертикальное приемное устройство и устанавливается там в стационарном состоянии в течении всего периода повторяющихся наблюдений. Кроме того, все радиальные профили I I, II II, III III, IV IV, V V пересекаются известный контур продуктивности пластов, выходя за его пределы. На радиальном профиле I I (Фиг. 1 А) достаточно одной приемной скважины в опорной точке и взрывных интервалов l_в 2,4 км, расположенных по обе стороны от нее, для того, чтобы проследить изменение амплитуды отражения в контурной и законтурной частях залежи. На более протяженных профилях II II и V V бурится по одной приемной скважине по обе стороны от опорной на расстоянии 2,4 км нее, на профилях с направлениями, близкими к простиранию структуры, III - III и IV IV по две скважины с тем же интервалом между ними. Возбуждение колебаний вдоль радиальных профилей выполняется с шагом DX_в 25 м.

Указанное плановое положение и плотность приемных скважин и возбуждений обеспечивают достаточное для оконтуривания изогипс целевых горизонтов количество информации.

Собранная, в результате отработки информация одвергается обработке и помимо стандартных процедур содержит накапливание на оптимальных вертикальных базах, соответствующих величине зоны Френеля, для данной глубины залегания отражающих границ, что способствует повышению надежности прослеживания целевых горизонтов. Кроме этого, регистрация вертикальным приемным устройством обеспечивает возможность анализа волнового поля по сейсмограммам ОПВ, зарегистрированным на различных глубинных уровнях. Выполняются эталонирование наблюденных данных, сопоставление волновых полей, зарегистрированных в различные промежутки времени, выявление изменений в них и на основе этого изменения емкостных свойств продуктивного пласта, выявление перемещения контура нефтегазоносности и корректировка режима эксплуатации.

Таким образом, в отличие от прототипа предлагаемый способ обеспечивает получение информации о динамических характеристиках изучаемого объекта и его емкостных свойствах за счет использования технологии, создающей увеличение помехоустойчивости и разрешенности сейсморазведочных данных, что позволяет выполнить сравнительный анализ изменения волнового поля и емкостных свойств продуктивного пласта в процессе его разработки, смещение в плане контура продуктивности пласта и корректировку режима эксплуатации скважин.

Экономический эффект от использования данного способа обуславливается повышением полноты и достоверности сейсмических данных их на базе этого параметров емкостных свойств, рационального размещения скважин, создание оптимального режима их эксплуатации, увеличение добычи нефти и газа на разрабатываемой площади.

Использование: в области детализационной сейсморазведки, для оптимизации добычи нефти и газа, увеличения дебита скважин, а также для увеличения добычи нефти и газа путем рационального размещения глубоких скважин и создания оптимального режима их эксплуатации за счет использования технологии, обеспечивающей увеличение помехоустойчивости и разрешенности сейсморазведочных данных, позволяющих получить надежную информацию о динамических характеристиках изучаемого объекта. Сущность изобретения: способ включает возбуждение упругих колебаний и регистрацию отраженных волн вертикальными приемными устройствами при отработке профилей МОВ с получением непрерывно увязанных годографов ОПВ. Регистрацию сейсмической информации осуществляют совокупностью вертикально-ориентированных приемных устройств, стационарно расположенных в мелких скважинах, по серии радиальных профилей возбуждения, пересекающихся в опорной точке вблизи эксплуатационной скважины и пересекающих известный контур продуктивности пластов в пределах удалений взрыв - прием, обеспечивающих регистрацию информации в оптимальном диапазоне углов падения волн, определяющим максимальную степень различия волн, отраженных от границ продуктивного пласта и за его пределами, на основе повторных наблюдений, предварительного эталонирования данных, их последовательного сравнения и корректирования режима эксплуатации. 4 ил.

Способ сейсмического контроля изменения емкостных свойств и положения контура продуктивности нефтегазового пласта в процессе его разработки, включающий возбуждение упругих колебаний и регистрацию отраженных волн вертикальными приемными устройствами при отработке профилей методом отраженных волн с получением непрерывных увязанных годографов общего пункта взрыва, отличающийся тем, что возбуждение колебаний осуществляют по серии радиальных профилей, пересекающихся в опорной точке, расположенной около эксплуатационной скважины и известного контура продуктивности, регистрацию сейсмической информации производят в оптимальном диапазоне углов падения волн совокупностью вертикально-ориентированных приемных систем, стационарно размещенных в мелких скважинах, выполняют эталонирование данных, затем осуществляют повторные наблюдения, сравнение этих наблюдений и корректирование режима эксплуатации.