СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОПРОДУКТИВНОСТИ ТРЕЩИННЫХ ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ТРЕХМЕРНОМ МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ Российский патент 2005 года по МПК G01V11/00 

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемых объектах по комплексу данных наземной трехмерной сейсмической разведки 3D продольными волнами методом общей глубинной точки (МОГТ), электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического каротажа, изучения керна и испытания скважин.

Известен способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта (Патент на изобретение №2098851).

Однако он может быть применен только для изучения гранулярных (пористых) коллекторов без заметного влияния трещинной составляющей, поскольку гидропроводность и затем нефтепродуктивность определяются на основе знания радиуса поровых каналов и эффективной удельной емкости по эталонным данным бурения и ГИС, а в межскважинном пространстве - по данным двумерной сейсморазведки 2D, не учитывающей пространственный сейсмический снос и не обладающей необходимой детальностью, особенно в сложных сейсмогеологических условиях и на этапе проведения эксплуатационного бурения.

Известен также способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве (Патент на изобретение №2225020), выбранный в качестве ближайшего аналога.

Однако и этот способ характеризуется принципиальными недостатками. Он также предусматривает проведение спектрально-временного анализа (СВАН) временных сейсмических разрезов с получением сван-колонок, энергетических спектров и определением спектрально-временных параметров (СВП) по сейсмическим профилям сейсморазведки 2D с последующим пересчетом СВП в коэффициенты емкостной дифференциации (КЕД) и нефтепродуктивности (Кнпр) с построением карт в изолиниях СВП, КЕД и Кнпр, т.е. двумерного изображения величин СВП, КЕД и Кнпр на горизонтальной плоскости. При этом потеря точности работ происходит и на конечном этапе при проведении изолиний и применении интерполяции значений параметров между профилями в связи с недостаточной детальностью полевых сейсморазведочных работ 2D, кроме того, надежность сейсмических СВП обосновывается, без использования естественного аналога - вертикального (по стволу скважины) распределения СВП кривых ГИС (акустических, радиоактивных, электрических).

В силу указанных недостатков могут быть допущены ошибки при прогнозировании нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве и, как следствие, неоптимальное размещение скважин, увеличение затрат на освоение объекта.

Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и обоснованности геологических условий заложения новых разведочных и эксплуатационных скважин на основе определения главного параметра - нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве.

Способ определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве включает проведение трехмерных сейсморазведочных работ 3D продольными волнами по методу общей глубинной точки (МОГТ), бурение скважин, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, испытание скважин и исследование керна.

По данным бурения и ГИС судят о наличии трещинных глинистых коллекторов, их емкостной дифференциации и нефтепродуктивности с определением КЕД и Кнпр.

КЕД представляет собой, в отличие от всех известных характеристик неоднородности коллекторов (Башиев Б.Т., Батурин Ю.Е., Вайнберг Я.М. и др. “Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр”, МНП, РД-39-0147035-214-86, М., 1986; Вендельтштейн Б.Ю., Козяр В.Ф., Яценко Г.Г. и др. “Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежи нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробования и испытания продуктивных пластов”, ГКЗ, Мингео, МНП, НТО “Союзпромгеофизика”, Калинин, 1990), отношение суммарной емкости продуктивных трещинных глинистых коллекторов к суммарной емкости пластов, каждый из которых обладает емкостью в 2 и более раза большей, чем средняя емкость целевого интервала.

где n - общее количество пластов, К_n - коэффициент пористости, h - толщина пласта,

КЕД прямо характеризует структуру пустотного пространства трещинных глинистых коллекторов, т.е. относительное количество протяженных, плоских горизонтальных включений, в которых может находиться нефть (Бродов Л.Ю., Кузнецов В.М., Овчаренко А.В. “Внутренняя структура глинистого коллектора по данным геофизических исследований” SEG, ЕАГО, EAGE, Санкт-Петербург, 1995, т.III; Кузнецов В.М. “Многоволновая поляризационная сейсморазведка в применении к изучению трещинных сред”, М., ВНИИгеофизика, 2001). Чем больше КЕД, тем больше емкостная дифференциация (контрастность) трещинных глинистых коллекторов и вероятность образования трещинных зон в виде сочетания преимущественно вертикальных микротрещин с единым доминирующим направлением и относительно протяженных плоских горизонтальных включений, образующих нефтяные природные резервуары (Зубков М.Ю., Бондаренко П.М. “Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования”, М., 1999).

По данным акустического, сейсмического, радиоактивного каротажа и лабораторных исследований керна устанавливают жесткостные модели целевого интервала геологического разреза, рассчитывают синтетические сейсмические трассы, по которым проводят СВАН, определяют модельные сейсмические СВО нефтепродуктивных трещинных глинистых отложений. По данным ГИС проводят СВАН и определяют скважинные СВО целевых отложений (Копилевич Е.А., Давыдова Е.А. и др. “Способ типизации и корреляции нефтегазопродуктивных горных пород по скважинным спектрально-временным параметрам”. Патент на изобретение №2201606, 2003).

По данным наземной трехмерной сейсморазведки МОГТ 3D в районе скважин определяют экспериментальные СВО нефтепродуктивных трещинных глинистых коллекторов на основе СВАН соответствующего временного интервала сейсмической записи.

Производят количественную оценку модельных сейсмических, скважинных и экспериментальных сейсмических СВО с использованием произведения удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетических частотного и временного спектров на частоту и время их максимумов, либо средневзвешенные значения частоты и времени, а также отношения энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен.

Таким образом, для модельных сейсмических и скважинных СВО получается по шесть спектрально-временных атрибутов (СВА), а для экспериментальных сейсмических СВО - шесть объемных спектральных сейсмических атрибутов (ОССА). Из шести атрибутов три частотных (по оси частот) и три временных (по оси времен).

Модельные и скважинные СВА, а также экспериментальные ОССА должны быть одинаковыми с коэффициентами взаимной корреляции КВК>0,75, что свидетельствует об обоснованном выборе СВО и надежности ОССА по данным сейсморазведки 3D. По наибольшим КВК выбирают оптимальные для конкретных сейсмогеологических условий, наиболее надежные ОССА.

СВО данных сейсморазведки 3D - временного куба, т.е. зависимости сейсмических амплитуд от трех координат - x, y, t - A=f(x, y, t) - представляет собой четырехмерную зависимость сейсмических амплитуд от координат x, y, f, t, или два куба зависимостей A=f(x, f, t) и A=f(y, f, t), где f - переменная центральная частота спектров сейсмической записи; t - ось времен; х, y - пространственные координаты.

СВО характеризуется количественно с использованием ОССА по каждому из двух кубов, с возможностью получения шести кубов ОССА, т.е. трехмерной зависимости ОССА от трех координат - OCCA=f(x, y, t).

ОССА в количестве шести атрибутов определяются по энергетическим частотному (по оси частот - f) и временному (по оси времен - t) спектрам трехмерных результатов СВАН - кубам СВО.

ОССА по оси частот:

где S(A²)(t) - спектральная плотность частотного энергетического спектра, пропорциональная квадрату амплитуды сейсмической записи в целевом временном интервале (Δt); f_н - начальная (низкая) частота спектра на уровне 10% от его максимума; f_к - конечная (высокая) частота спектра на уровне 10% от его максимума;

Таким образом, OCСA₁ это отношение энергии высоких частот к энергии низких частот энергетического частотного спектра.

где Δf=f_к-f_н; - средневзвешенная частота.

Таким образом, ОССА₂ это произведение удельной спектральной плотности энергетического частотного спектра на средневзвешенную частоту.

где f^max - максимальная частота энергетического частотного спектра на уровне 30-70% от его максимума.

Таким образом, ОССА₃ это произведение удельной спектральной плотности энергетического частотного спектра на максимальную частоту с выбором уровня (30-70%) ее определения.

ОССА по оси времен:

где S(A²)(f), t_н, t_к, Δt, t_cp, - те же параметры энергетического спектра, только по оси времен (t).

Значения ОССА по оси t определяются сдвигом целевого временного интервала (Δt) на постоянную избранную величину τ≥1-2 мс (шаг дискретизации сейсмической записи).

Таким образом, из двух кубов СВО можно получить шесть кубов OCCA_1-6 в координатах x, y, t.

Оптимальные, наиболее надежные экспериментальные эталонные ОССА в районе скважин, либо комплексный ОССА, представляющей собой свертку оптимальных ОССА по известным современным алгоритмам кокрайкинга или искусственных нейронных сетей, коррелируются с КЕД и нефтепродуктивностью (Кнпр) трещинных глинистых коллекторов по данным бурения и ГИС с построением регрессионных зависимостей ОССА^opt=f(КЕД) и КЕД=f(Кнпр).

При значениях КВК≥0,75 кубы оптимальных или комплексного ОССА пересчитываются в кубы КЕД и Кнпр трещинных глинистых коллекторов в координатах x, y, t.

Таким образом, настоящее предложение позволяет определять нефтепродуктивность трещинных глинистых коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства.

Это обеспечивает резкое снижение затрат на бурение последующих разведочных и эксплуатационных скважин.

Изобретение может быть использовано в нефтегазовой геологии для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемых нефтегазоперспективных объектах. Способ включает проведение трехмерных сейсморазведочных работ 3D, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, испытание скважин. Сейсморазведочные работы проводят в трехмерном межскважинном пространстве продольными волнами по методу общей глубинной точки. По данным бурения и геофизических исследований скважин определяют эталонные модельные сейсмические и скважинные спектрально-временные образы трещинных глинистых коллекторов и их спектрально-временные атрибуты. По данным трехмерной сейсморазведки 3D в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы и их объемные спектральные сейсмические атрибуты на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки 3D в целевом интервале записи и количественной оценки его результатов. Осуществляют последующую взаимную корреляцию величин коэффициентов емкостной дифференциации и нефтепродуктивности по данным бурения и геофизических исследований скважин с эталонными модельными сейсмическими, скважинными спектрально-временными атрибутами и объемными спектральными сейсмическими атрибутами по данным сейсморазведки 3D. Выбирают оптимальные объемные спектральные сейсмические атрибуты с наибольшими коэффициентами взаимной корреляции и строят регрессионные зависимости оптимальных объемных спектральных сейсмических атрибутов, либо комплексного атрибута, с величинами коэффициентов емкостной дифференциации и нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов по данным бурения и геофизических исследований скважин. По всем трассам сейсмического временного куба проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальным объемным спектральным сейсмическим атрибутам, либо комплексному атрибуту, с построением кубов атрибутов и последующим их пересчетом по регрессионным зависимостям в кубы коэффициентов емкостной дифференциации и нефтепродуктивности. Технический результат: повышение надежности и точности обоснования геологических условий размещения разведочных и эксплуатационных скважин.

Способ определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве, включающий проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротажи, испытание скважин и суждение по полученным данным о наличии трещинных глинистых коллекторов, их емкостной дифференциации и нефтепродуктивности, отличающийся тем, что сейсморазведочные работы проводят в трехмерном межскважинном пространстве продольными волнами по методу общей глубинной точки, по данным бурения и геофизических исследований скважин определяют эталонные модельные сейсмические и скважинные спектрально-временные образы трещинных глинистых коллекторов и их спектрально-временные атрибуты, а по данным трехмерной сейсморазведки 3D в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы и их объемные спектральные сейсмические атрибуты на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки 3D в целевом интервале записи и количественной оценки его результатов, представляющей собой отношение энергии спектров высоких частот и больших времен к энергии спектров низких частот и малых времен, а также произведение удельных по частоте спектральных плотностей энергетического частотного спектра на средневзвешенную и максимальную частоты, и произведение удельных по времени спектральных плотностей энергетического временного спектра на средневзвешенное и максимальное времена, с последующей взаимной корреляцией величин коэффициентов емкостной дифференциации и нефтепродуктивности по данным бурения и геофизических исследований скважин с эталонными модельными сейсмическими, скважинными спектрально-временными атрибутами и объемными спектральными сейсмическими атрибутами по данным сейсморазведки 3D; выбором оптимальных объемных спектральных сейсмических атрибутов с наибольшими коэффициентами взаимной корреляции и построением регрессионных зависимостей оптимальных объемных спектральных сейсмических атрибутов, либо комплексного атрибута, с величинами коэффициентов емкостной дифференциации и нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов по данным бурения и геофизических исследований скважин; затем по всем трассам сейсмического временного куба проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальным объемным спектральным сейсмическим атрибутам, либо комплексному атрибуту, с построением кубов атрибутов и последующим их пересчетом по регрессионным зависимостям в кубы коэффициентов емкостной дифференциации и нефтепродуктивности, т.е. определением нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства.