СПОСОБ ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СВОЙСТВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2000 года по МПК G01V1/00 

Изобретение относится к геофизическим методам 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 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 определения эксплуатационных свойств нефтегазовой залежи с повышенной точностью прогнозирования.

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

Для получения указанного технического результата предложено использовать следующую технологию. Традиционными способами сейсморазведки получают сейсмический разрез или куб. Вычисляют отношение спектральной мощности низкочастотной части спектра к полной спектральной мощности для исследуемых горизонтов. Дополнительно могут быть использованы стандартные трансформации: полосовая фильтрация 4-частотными нуль-фазовыми трапецеидальными фильтрами в различных диапазонах частот, когерентная фильтрация, гомоморфная фильтрация. 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. 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 связанных элементов в пространстве свойств. В результате классификации получают разрез, содержащий разбиение точек на заранее заданное число классов, список наиболее информативных классов, ранжированных по степени информативности, а также оценка качества классификации.

По итогам классификации осуществляют привязку полученного разреза к геологическим реперам или литографическим 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: пористости пород, их проницаемости и т.д., в дальнейшем определяющих возможности эксплуатации залежи. 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 значении 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 выбора свойств будут выбраны только те свойства, которые являются линейной комбинацией исходных свойств и линейно независимы друг от друга. Анализ полученного в результате классификации разреза или куба может быть проведен с использованием полученных на стадии формирования сейсмического разреза или куба данных геофизических исследований скважин (ГИС). В этом случае при использовании данных ГИС может быть осуществлена привязка полученных, а следовательно, и исходных данных разреза или куба к данным ГИС, а также экстраполяции геологических реперов на разрез или куб. Может быть использован регрессионный 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.

В соответствии с теоретическими предпосылками об объединении высокочастотной части спектра отраженных волн за счет образования медленных продольных волн в проницаемой пористой среде частотные параметры характеризуют условия генерации медленных продольных волн, т.е. в первую очередь проницаемость и флюидонасыщенность породы целевого горизонта (т.е. горизонта, в котором предполагается нахождение нефтегазовой залежи). Амплитудные параметры и ПАК-преобразования в соответствии с общепринятыми представлениями характеризуют акустический импеданс породы целевого горизонта. В совокупности эти два класса параметров могут охарактеризовать свойства породы, определяющие акустический импеданс и проницаемость, например пористость и глинистость для терригенных пород или пористость и трещинность для карбонатных пород. Одного типа параметров может быть недостаточно для получения такой характеристики, поскольку, например, зависимость импеданса от пористости существенно изменяется при изменении глинистости. Исследования зависимости петрофизических свойств пород от указанных видов параметров вышеуказанными методами таксономии и кластерного анализа позволяют выделить слабые и маскируемые другими факторами аномалии. Использование результатов дополнительных операций трансформаций может дать дополнительную полезную информацию.

Изобретение может быть проиллюстрировано следующим примером реализации.

На фиг. 1 приведены нормированные амплитудные спектры отраженной упругой продольной волны на общей глубинной точке 142 от пласта плотных непроницаемых пород на временах t=1400-1550 мс (штриховая линия) и от проницаемого и, следовательно, пористого юрского горизонта Ю1 на временах t=1750-1900 мс (сплошная линия). Однозначно следует, что спектр отраженной от проницаемого пласта волны сдвинут в более низкочастотную область по сравнению со спектром отраженной от непроницаемых глин продольной упругой волны, что подтверждает сделанные ранее оценки о существенности связи проницаемости и частотных характеристик отраженных волн.

На фиг. 2 показано разделение толщи Ю1 по программе кластеризации, где в качестве одного из существенно используемых входных данных был использован разрез мгновенных частот, что позволяет использовать эффект, отраженный на фиг. 1. Хорошо видно, что толща Ю1 дифференцирована и распадается на три пласта, изображенные светло-серым, темно-серым и черным цветами, что коррелируется с представлениями о наличии здесь пластов Ю1-1, Ю1-2, Ю1-3.

Дальнейшие расчеты привели к построению разреза пористости, изменяющегося в пределах от 5 до 17% как по латерали, так и по вертикали в пределах пласта Ю1 (фиг. 3). В качестве исходных данных использовали мгновенные частоты, амплитуды, фазы и другие характеристики сейсмических полей, а также данные потенциальных полей и их трансформаций в транспредставлении. На фиг. 4 представлены следующие совмещенные образы:
исходный временной разрез (внизу);
разбиение юрского горизонта Ю1 на пласты Ю1-1, Ю1-2, Ю1-3 (вверху);
разрез пористости (посередине).

Вышеизложенное подтверждает, что применение способа позволяет уменьшить количество ошибочно пробуренных скважин, а также заранее определить возможности разработки залежи, что снижает себестоимость поиска и разработки при улучшении экологической обстановки.

Использование: в геофизике. Способ направлен на повышение точности оценок и снижение затрат. Сущность изобретения: формируют сейсмический разрез или куб. Вычисляют отношение спектральной мощности низкочастотной части спектра к полной мощности спектра для исследуемых горизонтов. С использованием математической обработки данных строят разрезы мгновенных частот и/или мгновенных амплитуд, и/или мгновенных фаз. Анализируют полученные разрезы. Сравнивая результаты анализа с характеристиками известных залежей, судят об эксплуатационных характеристиках залежи. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ оценки эксплуатационных свойств нефтяной залежи, включающий формирование сейсмического разреза или куба, отличающийся тем, что вычисляют отношение спектральной мощности низкочастотной части спектра к полной спектральной мощности для исследуемых горизонтов, над сейсмическим разрезом или кубом осуществляют трансформации посредством преобразования Гильберта строят разрезы мгновенных частот, и/или мгновенных амплитуд, и/или мгновенных фаз с получением набора свойств для каждой точки, классифицируют объекты на основании полученных ранее свойств с получением в результате разреза с заранее заданным числом классов, списка наиболее информативных свойств, ранжированных по степени информативности, сравнивая полученные результаты с ранее известными нефтегазовыми залежами, судят о наличии залежи и ее эксплуатационных свойствах. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после осуществления преобразования Гильберта на основании моделей различных физических величин в скважинах или априорных представлениях 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.2, отличающийся тем, что после построения разрезов псевдоакустики анализируют главные компоненты разрезов и главные факторы разрезов. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае известности данных ГИС после классификации сравнивают полученные результаты с данными ГИС.