СПОСОБ РАЗВЕДКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2000 года по МПК G01V1/00 

Изобретение относится к области геофизических методов разведки, в частности вибросейсморазведки, и может быть использовано при традиционных схемах геологических разведочных работ по поиску и исследованию залежи нефтегазовых месторождений, преимущественно для участков с известным строением земной коры.

Геологические поисково-разведочные работы по поиску и исследованию нефтегазовых месторождений можно разложить на два этапа: полевые, в первую очередь сейсмические, исследования и бурение скважин. Стоимость первого этапа несравнима со стоимостью второго. Кроме того, бурение скважин в любом случае нарушает экологическую обстановку в окружающем районе, причем в районах с развитой структурой поселений или в районах с повышенной чувствительностью к внешним воздействиям (в частности, в зоне вечной мерзлоты) бурение скважин, тем более заложенных ошибочно, может привести к экологической катастрофе. По этим причинам в последнее время максимальное внимание уделяют развитию полевых, в первую очередь сейсмических, методов, позволяющих более точно определить перспективность района поиска, а также места заложения скважины.

Известен способ вибросейсморазведки нефтегазовых месторождений (RU, патент 2045079, G 01 V 1/00, 1995). Согласно известному способу предложено генерировать сейсмические колебания с частотой 1 - 20 Гц, регистрировать сейсмический фон Земли как до, так и после генерирования колебаний по трем компонентам не менее чем двумя сейсмоприемниками одновременно и по появлению после генерирования колебаний резкого увеличения амплитуды амплитудно-частотной характеристики сейсмического фона Земли на частотах 2-6 Гц судят о наличии нефтегазового месторождения. Хотя известный способ и позволяет повысить точность прогнозирования при определении наличия нефтегазового месторождения, а также места заложения скважины, он не лишен недостатков. Поскольку при регистрации сейсмического фона Земли приходится располагать сейсмоприемники достаточно близко друг от друга (порядка сотни метров), способ требует больших затрат времени. Кроме того, отсутствие серийных вибраторов, способных генерировать колебания практически в инфрачастотном диапазоне, заставляет использовать малоприспособленные для этого применения серийные вибраторы, которые неточно выдерживают частоту генерирования сейсмических колебаний.

Наиболее близким аналогом настоящего изобретения следует признать способ сейсмического прогнозирования наличия нефтегазового месторождения (Рудницкая Д. И. и др. Опыт использования системы REAPACK при изучении месторождений нефти и газа Западной Сибири. "Геофизика", 1996, N 3, с. 19-24). Известный способ направлен на рациональное комплексирование работ по поиску и разведке нефтегазовых месторождений. Он относится к направлению поиска, при котором более дешевые сейсмические методы опережают бурение скважин. Известный способ относится к интерпретационным технологиям, использующим сейсмические и скважинные данные. Основу методики REAPACK составляет методика реставрации геологической модели по сейсмическим данным, реализованная как последовательность компьютерных программ и процедур, в которой могут быть выделены четыре блока: обработка сейсмических данных, обработка скважинных данных, геологическая интерпретация и картопостроение. Для проведения указанного комплекса работ проводят сейсмическое исследование предполагаемого района нефтегазового месторождения и скважинные исследования на скважинах, заложенных в условиях аналогичного строения земной коры. Входными данными являются разрезы, полученные по методу общей глубинной точки (ОГТ) и скважинная информация, выходными - детальные сейсмолитостратиграфические разрезы или геологические модели разрезов сейсмических профилей и карты, в частности структурные, палеоструктурные, динамических параметров, построенные по любому набору границ, составляющих модели. В качестве границ могут быть использованы стратиграфические, литологические, фациальные и формационные. Недостатком известного способа следует признать его недостаточную точность, что приводит к заложению лишних разведочных и поисковых скважин.

Техническая задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, состоит в разработке способа разведки нефтегазовых месторождений с повышенной точностью прогнозирования.

Технический результат, получаемый в результате реализации изобретения, состоит в уменьшении себестоимости разведки нефтегазовых месторождений, а также улучшении экологической обстановки в регионе поисков нефтегазовых месторождений.

Для получения указанного технического результата предложено использовать следующую технологию. Традиционными способами сейсморазведки получают сейсмический разрез или куб. Над сейсмическим разрезом осуществляют стандартные операции трансформации: полосовая фильтрация 4-частотными нуль-фазовыми трапецеидальными фильтрами в различных диапазонах частот, когерентная фильтрация, гомоморфная фильтрация. Затем посредством преобразования Гильберта над исходным разрезом и полученными в результате трансформациями строят разрезы мгновенных частот, мгновенных амплитуд и мгновенных фаз. Получают характеристики каждой геометрической точки исходного разреза набором свойств, представляющих собой значения величин, разрезы которых были получены ранее, а именно результаты полосовой, когерентной, гомоморфной фильтрации, преобразования Гильберта, результаты скоростного анализа, стратиграфической конволюции, поинтервального динамического анализа и других. Эти свойства точек будут рассмотрены как координаты точек в многомерном пространстве свойств.

На основании полученных ранее свойств (координат точек) проводят классификацию объектов предпочтительно с использованием методов кластерного анализа и/или поиска связных элементов в пространстве свойств. Под классификацией понимают объединение элементов пространства, близких по своим свойствам, и, наоборот, нахождение разделительных границ между группами элементов пространства, которые различаются друг от друга. Для этой цели вводят понятие меры близости между элементами пространства, которая может быть, в частности, эвклидовым, чебышевским, махолонобисовским расстоянием или (как в методе поиска связных элементов) кратчайшим незамкнутым путем между элементами пространства.

В результате классификации получают разрез, содержащий разбиение точек на заранее заданное число классов, список наиболее информативных свойств, ранжированных по степени информативности, а также оценка качества классификации. Заранее заданное число классов определяется интерпретатором, исходя из его представлений о литолого-тектонических и генетико-морфологических особенностях исследуемой геологической среды. Например, наличие в геологическом разрезе песчано-глинистых (терригенных), карбонатных и метаморфических пород определяет как минимум три заданных класса, на которые будет автоматически разбит разрез. Наличие в терригенных породах глин, песчаников, алевролитов и аргиллитов расширяет число заранее заданных классов до шести, а наличие среди карбонатных пород известняков, доломитов и присутствие в разрезе каменной соли увеличивает число заранее заданных классов до восьми. Интерпретатор имеет возможность экспериментировать с заранее заданным числом классов, увеличивая или уменьшая дробность разделения геологического пространства в зависимости от того, хочет ли он выяснить детали строения или, наоборот, подчеркнуть блоковую или пластовую общность целых групп пород.

При разбиениях геологического пространства осуществляют оценку надежности полученных построений - классификаций. При этом оказывается возможным произвести анализ исходных данных по степени вклада в надежную классификацию, описанную выше. По итогам классификации осуществляют привязку полученного разреза к геологическим реперам или литологическим колонкам в скважинах с получением экстраполяции геологических реперов или литологических типов на весь разрез. Сравнивают полученные характеристики зоны, на которой снимали сейсмический разрез с характеристиками известных нефтегазовых месторождений со сходным геологическим строением и выносят суждение о наличии или отсутствии в зоне снятия разреза или куба нефтегазового месторождения и его характеристиках.

Наряду с осуществлением преобразования Гильберта над исходным разрезом или кубом возможно построение на основании моделей различных физических величин в скважинах или априорных представлений о минимальных и максимальных значениях этих величин разрезов или кубов ПАК для этих величин. В качестве указанных значений предпочтительно используют акустическую жесткость для продольных волн и иные величины (скорость акустических продольных волн и пористость). В случае наличия данных об аномальных значениях гравитационного и магнитных полей и данных о значениях скоростей продольных волн строят разрезы или кубы указанных полей и их производных на различные направления стандартными способами продолжения гравитационных и магнитных полей вниз.

Перед классификацией объектов их ранее определенные свойства могут быть подвергнуты дополнительному анализу главных компонент и анализу главных факторов, в частности, методом минимальной нагрузки. Это позволяет выбрать совокупность главных компонент или главных факторов, объясняющих значительную часть дисперсии. В результате из всего набора свойств будут выбраны только те свойства, которые являются линейной комбинацией исходных свойств и линейно независимы друг от друга.

Анализ полученного в результате классификации разреза может быть проведен с использованием полученных на стадии формирования сейсмического разреза данных геологических исследований скважин (ГИС). В этом случае при использовании данных ГИС может быть осуществлена привязка полученного, а следовательно, и исходного разреза к данным ГИС, а также экстраполяции геологических реперов на разрез. Может быть использован регрессивный анализ зависимости данных ГИС от разрезов и кубов, характеризующих свойства объектов или произведена интерполяция данных ГИС в пространстве свойств с построением разрезов или кубов прогнозов данных ГИС и оценок их неопределенности.

Изобретение может быть иллюстрировано следующим примером реализации.

На фиг. 1 приведен исходный сейсмический временной разрез по профилю 33 Восточно-Уренгойского месторождения Западной Сибири, полученный традиционным путем. Материал плохого качества, поскольку осложнен аппаратурными помехами, и не может быть использован для прогнозирования наличия или отсутствия нефтегазовой залежи и ее свойств. Тем не менее на представленном разрезе видно клиноформное строение песчано-глинистых морских меловых неокомских отложений на временах 2350 - 2600 мс. Хорошо трассируется максимумами положительной фазы баженовская глинисто-аргиллитовая толща на временах около 2600 мс.

Над указанным сейсмическим разрезом осуществляют стандартные операции трансформации: полосовая фильтрация 4-частотным нуль-фазовым трапецеидальным фильтром с частотами 7,5, 12,5, 37,5 и 62,5 Гц, когерентная фильтрация гомоформная фильтрация, гомоформная деконволюция, минимально-фазовая деконволюция, нуль-фазовая деконволюция, устранение линейных трендов амплитуд и средних значений. При этом получают множество образов геологического разреза.

На фиг. 2 приведен результат одной из трансформаций исходного временного сейсмического разреза - разрез мгновенных фаз, полученный посредством исключения линейным трендом амплитуды с выполнением впоследствии преобразования Гильберта. Мгновенные фазы позволяют значительно четче идентифицировать литолого-стратиграфические комплексы, как протяженные, так и косослоистые клиноформные, налегающие на баженовскую свиту, подстилающую их. Мгновенные фазы подчеркивают общность элементов залегания геологических объектов. При этом баженовская свита, а также ниже- и вышележащие пласты сильно дифференцированы в поле мгновенных фаз, что позволяет сделать вывод об их большой неоднородности в рамках геологических границ выделенных пластов. Разрез мгновенных фаз позволяет получить еще один образ, кроме исходного временного сейсмического разреза, геологической реальности.

После проведения преобразования Гильберта по отношению к разрезу мгновенных фаз получают еще один образ геологической реальности - разрез мгновенных амплитуд. Указанный разрез подчеркивает особенности вещественного состава пластов, то есть литологию, реагируя на характер геологических тел в исследуемом разрезе, а также на возможный характер насыщения песчаников (вода, газ или нефть). Очень четко обозначена глинисто-аргиллитовая баженовская свита, а также различия в составе и насыщении песчаников. Насыщение песчаников газом, нефтью, водой или их сочетаниями характеризуется мгновенными значениями амплитуд.

Мгновенная частота является производной от мгновенной фазы, она не зависит от мгновенной амплитуды и несет дополнительную по сравнению с мгновенной фазой и амплитудой информацию о проницаемости пластов и, следовательно, об их пористости. На фиг. 3 представлен разрез мгновенных частот, который является третьим образом геологического разреза.

Подобным образом может быть сформировано множество образов геологического разреза, включающее результаты трансформаций. Множество образов геологического разреза эквивалентно набору свойств, характеризующих каждую точку двухмерного сечения по профилю.

Методом компонентного анализа вышеупомянутые свойства могут быть представлены в виде линейных комбинаций новых линейно-независимых ортогональных свойств - главных компонент. При этом дополнительно получают сведения о вкладе главных компонент в информацию о среде. На фиг. 4 приведен разрез первой главной компоненты, значительно информативнее характеризующий геологический разрез по сравнению с исходным сейсмическим временным разрезом. В результате набор исходных свойств в каждой точке заменяют набором главных компонент - ортогональных свойств, ранжированных по степени вклада в информацию о среде.

На фиг. 5 представлено окончательное разбиение исходного сейсмического временного разреза на 10 классов посредством анализа связности в многомерном пространстве главных компонент, как описано ранее. Видно сложное строение неоднородной песчано-алевролито-глинисто-аргиллитовой толщи. Различными способами выделены песчаники, глины, аргиллиты, алевролиты, а также промежуточные и переходные литотипы. В разрез также вмонтированы скважины с литографическими колонками, которые организуют связь между компьютерным таксонометрическим разбиением и литографической реальностью.

На фиг. 6 - 8 представлены результаты разделения фрагмента исследуемого разреза - клиноформы 6 - различными методами математического анализа: методом анализа связности и некоторыми стандартными методами кластерного анализа.

Точность прогнозирования наличия нефтегазовой залежи может быть повышена посредством сравнения полученного окончательного разбиения исходного сейсмического разреза на классы для исследуемого участка с аналогично полученным разбиением исходного сейсмического разреза для участка с аналогичным составом литотипов для участка с известной нефтегазовой залежью.

Использование: при поисках и разведке нефтегазовых месторождений. Сущность изобретения: формируют сейсмический разрез или куб, вычисляют отношение спектральной мощности низкочастотной части спектра к полной спектральной мощности исследуемых горизонтов. Посредством преобразований Гильберта строят разрезы мгновенных частот, мгновенных амплитуд и мгновенных фаз. Сравнивают данные результатов интерпретации с данными известных месторождений и на основе такого анализа судят о наличии месторождения. Технический результат: повышение надежности оценок и снижение затрат. 4 з.п.ф-лы, 8 ил.

1. Способ разведки нефтегазовой залежи, включающий формирование сейсмического разреза, отличающийся тем, что над сейсмическим разрезом осуществляют трансформации посредством преобразования Гильберта, строят разрезы мгновенных частот, мгновенных амплитуд и мгновенных фаз с получением набора свойств для каждой точки, классифицируют объекты на основании полученных свойств с получением в результате разреза с заранее заданным числом классов, списка наиболее информативных свойств, ранжированных по степени информативности, сравнивая полученные результаты с результатами известных нефтегазовых залежей со сходным геологическим строением судят о наличии залежи. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после осуществления преобразования Гильберта на основании моделей различных физических величин в скважинах или априорных представлений о минимальных и максимальных значениях этих величин в скважинах строят разрезы псевдоакустики для этих величин. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве указанных физических величин используют акустическую жесткость для продольных волн. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что после построения разрезов псевдоакустики анализируют главные компоненты разрезов и главные факторы разрезов. 5. Способ по пп.1 - 4, отличающийся тем, что в случае известности данных ГИС после классификации сравнивают полученные данные с данными ГИС.