СПОСОБ ПОИСКА, РАЗВЕДКИ И ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2000 года по МПК G01V11/00 

Изобретение относится к области геофизических исследований, в частности области поиска нефтегазовых месторождений, и может быть использовано как при поиске на известных нефтегазовых провинциях, так и при поиске на иных перспективных участках земной поверхности, а также определении возможностей разработки залежи.

В настоящее время при поиске нефтегазовых залежей в основном используют методы сейсморазведки. Методы сейсморазведки наиболее обеспечены инструментально и, кроме того, снабжены достаточно разработанным математическим аппаратом. Однако следует отметить, что традиционные методы сейсморазведки достаточно дорогостоящие и, кроме того, не чисты экологически. При проведении сейсмических методов разведки необходимо генерировать сейсмические колебания, а также регистрировать их. Традиционно сейсмические колебания генерируют либо с использованием взрывов, либо с использованием вибратора. Оба указанных способа являются дорогостоящими и не экологичными. Для перемещения вибратора в зону поисков необходимо либо строить дороги, либо использовать вертолет. Использование взрывов приводит к нарушению экологии в районе поиска.

Известны также способы гравиметрической и магнитометрической разведки, применяемые при поиске нефтегазовой залежи. Однако эти способы, хотя и являются экономичными и экологически чистыми, практически не используются в настоящее время в связи с низкой точностью прогноза наличия залежи углеводородов.

Известен, в частности, способ гравиметрической разведки (SU, авторское свидетельство 1163297, G 01 V 7/00, 1985), включающий измерение приращения силы тяжести по различным направлениям с преобразованием результатов измерений в значении горизонтальных градиентов силы тяжести, причем на местности при измерении приращений силы тяжести образуют обособленные треугольные полигоны, измерение приращения силы тяжести проводят посредством обхода каждого полигона в отдельности, а градиент силы тяжести относят к точке пересечения медиан треугольного полигона. Недостатком приведенного способа следует признать его низкую точность, поскольку приращение силы тяжести может быть вызвано различными причинами.

Известен также способ поиска месторождений нефти и газа (SU, авторское свидетельство 1264122, G 01 V 3/00, 1986), включающий синхронную регистрацию вариации компонент электромагнитного поля Земли в пунктах, расположенных на поверхности в пределах исследуемой области, причем дополнительно выбирают пункты, образующие измерительную сетку замкнутых контуров, регистрируют последовательно для каждого контура, синхронно во всех его пунктах, вариации горизонтальных магнитных составляющих электромагнитного поля Земли, определяют их амплитуды и частоты, вычисляют для каждого контура суммарное аномальное поле, строят карту суммарного аномального поля, по которой судят о наличии и границах залежи. Недостатком известного решения следует признать невысокую точность прогноза наличия или отсутствия залежи.

Техническая задача, решаемая посредством настоящего изобретения, состоит в разработке экологически чистого, точного способа поиска и разведки нефтегазовой залежи, а также проектирования ее разработки.

Технический результат, получаемый в результате реализации изобретения, состоит в снижении себестоимости способа поиска и разведки нефтегазовой залежи за счет исключения дорогостоящих мероприятий по сохранению состояния окружающей среды, а также появлении возможности оценки перспективности эксплуатации.

При реализации способа проводят измерение гравиметрических и/или магнитометрических характеристик предполагаемого месторождения с их последующей математической и технологической обработкой, по итогам которой судят о наличии или отсутствии нефтегазовой залежи, а также о ее параметрах, причем дополнительно проводят сейсмическую разведку района поиска, измеренные гравиметрические и/или магнитометрические характеристики с внесенными известным образом поправками за рельеф местности подвергают пересчету на кровлю и подошву целевого горизонта или на поверхности внутри целевого горизонта (сечения горизонта). (Под целевым горизонтом подразумевается горизонт, ориентировочно содержащий искомую залежь). Глубину кровли и подошвы этого горизонта определяют известным путем (по результатам бурения, сейсмическим исследованиям или по результатам бурения с учетом данных сейсморазведки). Дополнительно проводят пересчет первых, вторых и третьих частных производных каждого поля по координатным направлениям. Для каждого поля вычисляют градиент, нормированный по среднему значению для глубины или по значению в фиксированной точке. Вычисляют вторую и третью производные от каждого поля по направлению градиента поля с получением характеристики каждого объекта исходного целевого горизонта. На основе полученных характеристик классифицируют полученные объекты посредством математической обработки, по итогам которой строят разрез и судят о наличии или отсутствии нефтегазовой залежи, а также ее фильтрационно-емкостных свойствах и технологических параметрах, сравнивая полученные данные с заранее известными данными по нефтегазовым залежам путем экстраполяции или интерполяции или пользуясь принятыми зависимостями, полученными на основе лабораторных или теоретических исследований.

Кроме сейсмической разведки могут быть использованы и скважинные данные. При классификации обычно используют метод поиска связных элементов в пространстве свойств или методы кластерного анализа. После получения количественной характеристики каждого объекта их дополнительно могут подвергнуть анализу главных компонент или главных факторов. При наличии профильной и трехмерной сейсмической информации по месту поиска может быть произведен перерасчет сейсмических данных из временного в глубинное представление с предварительным вычислением стандартных трансформант, включая преобразования Гильберта и ПАК преобразования, причем полученную информацию переносят с профилей и кубов на плоскость исследования и используют при математической обработке и классификации полученных объектов. При наличии данных ГИС с использованием полученных разрезов или кубов осуществляют привязку полученных разрезов или кубов к геологическим и географическим реперам или литографическим колонкам. Обычно используют разрезы в стандартных трансформантах.

В случае наличия электроразведочной и/или дистанционной аэрокосмической информации по месту поиска осуществляют ее привязку к глубинному представлению потенциальных и/или сейсмических данных посредством ее интерполяции.

При использовании метода поиска связных элементов предполагается, что полный набор свойств всех возможных объектов представляет собой множество распадающихся на несколько областей компонент связности в пространстве свойств. При этом производят реконструкцию области по конечной выборке объектов. Разбиение осуществляют путем исключения из кратчайшего незамкнутого пути (КНП), соединяющего все объекты в пространстве свойств, отрезков (возможно, многомерных), обеспечивающих наибольшую связность неразделенных объектов. Эта связность возрастает с возрастанием суммарной длины оставляемых отрезков КНП, с увеличением отношения длин самого длинного отрезка и самого короткого отрезка в местах разделения КНП и, возможно, с увеличением однородности получающихся классов с точки зрения количества объектов. Кластерные методы анализа могут быть использованы как эталонные (в качестве эталонов выбирают особенности записи характеристик съемки - максимумы, минимумы, точки перегиба), так и безэталонные. После классификации получают карту или 3D-образ как результат разбиения объектов на заранее заданное количество классов, список наиболее информативных с точки зрения разбиения свойств, ранжированных по степени информативности, а также оценку качества классификации. По карте или 3D-образу судят о наличии или отсутствии нефтегазовой залежи, а также ее фильтрационно-емкостных свойствах, сравнивая полученные данные с заранее известными данными по нефтегазовым залежам или пользуясь принятыми зависимостями, полученными на основе лабораторных или теоретических исследований.

После получения характеристик каждой точки (объекта) целевого горизонта полученные характеристики могут быть подвергнуты анализу главных компонент и анализу главных факторов методом минимальной нагрузки. При этом выбирают совокупность главных компонент или главных факторов, объясняющих значительную часть дисперсии. В результате этого из всего набора свойств выбирают те свойства, которые являются линейной комбинацией свойств объектов и при этом линейно независимы между собой. Эти свойства также учитывают при классификации объектов. При наличии интегральной сейсмической информации по целевому горизонту (карт амплитуд, частот, затуханий и других сейсмических параметров) ее используют совместно с вышеуказанными результатами пересчета гравитационного и магнитного полей для исследования участка целевого горизонта. При наличии в совокупности или по отдельности петрофизического, петрографического или палеонтологического анализа керна, испытаний пласта, эксплуатационных характеристик исследуемого объекта в виде интегральных значений в толще целевого горизонта или в толще его литолого-стратиграфических подразделений - их используют в качестве эталонов как для кластерных, регрессионных методов, а также для численных подходов, например, решения петрофизических уравнений и других методов количественного анализа и прогноза подсчетных, эксплуатационных и физических параметров: эффективных мощностей, пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, дебитов, линейных объемных запасов и др.

При наличии данных электроразведки и других площадных наземных дистанционных аэрокосмических методов геолого-геофизических исследований, при осуществлении вышеуказанных процедур их используют совместно с вышеуказанными результатами пересчета гравитационного и магнитного полей для исследования намеченных участков целевого горизонта.

Изобретение иллюстрируется двумя следующими примерами, первый из которых демонстрирует возможность численного прогноза на основе изложенных выше подходов к геофизическим полям, а второй показывает эффективность классификации площади исследования.

В первом случае изобретение реализовано при доразведке нефтегазовой залежи с определением возможности нефтегазоотдачи залежи в одном из районов Западной Сибири.

Первоначально в районе расположения залежи обычным путем провели гравиметрическую, магнитную и дополнительно сейсмическую разведку. В полученные гравиметрические и магнитометрические данные были внесены соответствующие вышеоговоренные поправки с последующим проведением их предварительной обработки и получением исходных карт аномальных гравиметрического и магнитного полей.

На фиг. 1 представлена карта магнитного поля.

По скважинным и сейсмометрическим данным целевой пласт Ю1-1 находится в интервале глубин 2115 м (подошва) и 2085 м (кровля).

На фиг. 2 приведена карта магнитного поля района поиска, пересчитанного вниз на середину целевого горизонта - 2100 м.

Аналогичный результат получается здесь и как среднее арифметическое из пересчетов поля на глубину 2085 и 2115 м. Отчетливо видна большая дифференцированность поля по сравнению с поверхностным полем на фиг. 1. Это свидетельствует о наличии уже большей адекватности магнитовозмущающим объектам (фиг. 2). В западной части района присутствует большое четкое плавное субгоризонтальное изменение поля, тогда как в южной и восточной частях присутствуют резкие перепады поля, что может быть обусловлено изменчивостью минералогического состава пласта юрской толщи. По карте (фиг. 2) были произведены вычисления производных разных порядков, в том числе по направлению градиента, что расширило базу исходных данных. Карта, приведенная на фиг. 2, обладает, как показал анализ, наивысшим индексом информативности в числе других информативных данных (признаков): карт первой и второй производных гравитационного и магнитных полей, структурных карт по целевым, а также и выше и нижележащим горизонтам, карты средних скоростей по сейсмической разведке.

Эта комбинация карт была использована для регрессионного анализа подсчетных параметров и других характеристик пласта. На основании этого анализа была проведена классификация разреза по степени нефтегазоностности и в выделенных зонах была определена эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора пласта Ю1-1 (фиг. 3) и другие параметры, в частности, нефтенасыщенность, водонасыщенность, проницаемость. При регрессии был проведен вышеуказанный анализ информативности признаков.

На фиг. 3 видна значительная изменчивость эффективной нефтенасыщенной толщины (H_эф) по площади при общей тенденции смещения области развития (H_эф) в северо-восточном направлении, что никак не следует из исходных данных. Без проведения последовательности вышеуказанных операций с исходными данными по пересчету полей вниз, расчету трансформант, выбору информативных признаков, классификации площади, содержательным расчетам коллекторских данных, получение характеристик, приведенных на фиг. 3, невозможно. Результаты прогноза подтверждены бурением. Дебит скважин оказался близким к ожидаемому.

Второй пример реализации изобретения относится к поиску и разведке нефтегазовой залежи в одном из районов Оренбургской области.

Первоначально в районе поиска были проведены высокоточные магнитометрические и гравиметрические измерения в масштабе 1:50000, а затем дополнительно высокоточная 3D сейсмическая разведка. По данным сейсмической разведки и геофизическим исследованиям скважин целевой артинский горизонт расположен на глубине 4000 - 4100 м. Для глубин 4100 и 4100 м рассчитывают (пересчитывают вниз) в координатах x и y значения аномалии силы тяжести (dG) и ее трансформант, в частности, первой производной по направлению градиента поля, что представлено на фиг. 4 и 5. На картах, характеризующих аномалии силы тяжести и ее трансформант, в частности, на картах первой производной, отчетливо видно субмеридиональное расположение тел внутри объекта исследования, что свидетельствует о наличии протяженной органогенной постройки.

Карта разности между двумя первыми производными по направлению градиента dG на глубинах 4000 - 4100 м (фиг. 6) еще более подчеркивает субмеридиональный характер поля в интервале глубин 4000 - 4100 м, который характеризует исследуемую артинскую толщу. Дополнительно к полученным результатам по гравиметрическому полю можно присовокупить весьма четкую картину субмеридионального дугового расположения органогенной постройки с использованием срезов сейсмического 3D куба мгновенных амплитуд, рассчитанных по преобразованию Гильберта для тех же глубин 4000-4100 м, приведенных на фиг. 7 и 8, в качестве исходных данных для классификации. Отчетливо видны сложное ячеистое внутреннее строение и возрастные слои (кольца) органогенной постройки, предположительно рифа.

Вышеуказанные карты, а также карты мгновенных частот и фаз, коэффициентов затухания, пластовых скоростей на срезах кубов, карты вторых производных гравитационного и магнитного полей были использованы для безэталонной классификации области исследования методом анализа связности. На фиг. 9 приведен ее результат. Это позволяет отчетливо увидеть лагунную часть на востоке планшета и выпуклую субмеридиональную слоистую органогенную постройку на западе, которая является мощной нефтегазовой ловушкой.

Указанные работы и накопленный банк материалов, представленных на фиг. 4 - 8, позволяет с большой точностью предсказать точки последующего бурения, а также осуществить опережающий количественный прогноз подсчетных параметров: пористости, коэффициента нефтенасыщенности, эффективной нефтенасыщенности и т. д. подобно тому, как это было выполнено в примере, представленном на фиг. 1 - 3.

Использование изобретения позволяет повысить точность прогноза заложения промысловой скважины и ее рентабельности. Кроме того, использование способа позволяет уменьшить число поисковых и разведочных скважин, что приносит значительный экономический эффект, а также не нарушает экологическую обстановку в зоне поиска.

Использование: в области геофизики. Способ направлен на повышение точности оценок и снижение затрат. При реализации способа измеряют гравиметрические и/или магнитометрические и сейсмические характеристики в зоне поиска. Гравиметрические и/или магнитометрические характеристики пересчитывают на кровлю и подошву целевого горизонта. Рассчитывают производные каждого поля по координатным направлениям. Классифицируют полученные объекты по результатам предыдущей математической обработки. По результатам классификации судят о наличии залежи, а также о ее характеристиках. 8 з.п.ф-лы, 9 ил.

1. Способ поиска, разведки и проектирования разработки нефтегазовой залежи, включающий измерение гравиметрических и/или магнитометрических характеристик предполагаемого месторождения с их последующей математической и технологической обработкой, по итогам которой выносят суждение о наличии нефтегазовой залежи, а также о ее параметрах, отличающийся тем, что дополнительно проводят сейсмическую разведку района поиска, измеренные гравиметрические и/или магнитометрические характеристики с внесенными поправками за рельеф подвергают пересчету на кровлю и подошву целевого горизонта, в котором предположительно расположена искомая залежь, причем глубину кровли и подошвы определяют по данным сейсморазведки или интерполяции скважинных данных или совместном использовании скважинных данных и данных сейсморазведки, проводят пересчет первых, вторых и третьих частных производных каждого поля по координатным направлениям, для каждого поля вычисляют градиент, нормированный по среднему значению для глубины или по значению в фиксированной точке, вычисляют вторую и третью производные от каждого поля по направлению градиента поля с получением характеристики каждого объекта исходного целевого горизонта с последующей классификацией полученных объектов посредством математической обработки, по итогам которой строят разрез и судят о наличии нефтегазовой залежи, а также ее фильтрационно-емкостных свойствах и технологических параметрах, сравнивая полученные данные с заранее известными данными по нефтегазовым залежам путем экстраполяции или интерполяции или пользуясь принятыми зависимостями, полученными на основе лабораторных или теоретических исследований. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при классификации используют метод поиска связных элементов в пространстве свойств. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при классификации используют методы кластерного анализа. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что после получения количественной характеристики каждого объекта их дополнительно подвергают анализу главных компонент или главных факторов. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии профильной сейсмической информации по месту поиска производят пересчет сейсмических данных из временного в глубинное представление с предварительным вычислением стандартных трансформант, включая преобразования Гильберта и ПАК преобразования, причем полученную информацию переносят с профилей на плоскость исследования и используют при математической обработке и классификации полученных объектов. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при наличии данных ГИС с использованием полученных разрезов осуществляют привязку полученных разрезов к геологическим и географическим реперам или литологическим колонкам. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют разрезы в стандартных трансформантах. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии электроразведочной информации по месту поиска осуществляют ее привязку к глубинному представлению гравиметрических и/или магнитометрических и/или сейсмических данных посредством ее интерполяции. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии дистанционной аэрокосмической информации по месту поиска осуществляют ее привязку к глубинному представлению гравиметрических и/или магнитометрических и/или сейсмических данных посредством ее интерполяции.