СПОСОБ РАЗМЕЩЕНИЯ НАКЛОННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ СПЕКТРАЛЬНОЙ ДЕКОМПОЗИЦИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ Российский патент 2008 года по МПК G01V11/00 

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для размещения скважин на нефтегазовых объектах в трехмерном пространстве по комплексу данных сейсморазведки 3Д, электро-, магнито-, гравиразведки; бурения скважин с отбором керна, электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического, магнитного, гравитационного каротажа; изучения керна и испытания скважин.

Известен способ размещения скважин, включающий определение зон равных продуктивных, эффективных объемов залежи и заложение скважин в их центрах (Авторское свидетельство СССР №610979).

Недостатком данного способа является то, что в нем не учитываются возможные отклонения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов в межскважинном пространстве от интерполяционных и экстраполяционных. Это приводит к бурению скважин за пределами нефтегазовых объектов.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ размещения скважин по спектрально-временным параметрам нефтегазопродуктивных типов геологического разреза (Патент на изобретение №2205435). В этом способе скважины размещают по принципу максимальных, эффективных продуктивных объемов на изолиниях спектрально-временных параметров сейсмической записи, соответствующих нефтегазопродуктивным типам геологического разреза, в доверительном интервале 10,5 сечения карт.

Недостатками способа являются:

- использование только сейсмических данных без отображения свойств нефтегазовых объектов в полях силы тяжести (гравиразведка), магнитном (магниторазведка), электрическом (электроразведка);

- определение спектрально-временных параметров (СВП) по профилям сейсморазведки 2Д, т.е. в плоскости, а не в пространстве изучаемого геологического тела;

- определение местоположения скважины на плоскости без учета изменения ФЕС в трехмерном пространстве;

- использование отдельных СВП без их комплексирования на основе современных методов геостатистики, что понижает надежность результатов.

В силу указанных недостатков могут быть допущены существенные ошибки при размещении скважин и, как следствие, увеличены затраты на освоение объектов.

Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и обоснованности определения геологических условий размещения наклонных и горизонтальных скважин на основе повышения надежности и точности определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов нефтегазовых объектов по комплексу геофизических методов на основе спектральной декомпозиции всей геофизической информации.

В результате предложенного способа производят построение кубов удельной емкости, гидропроводности, коэффициента нефтепродуктивности и трассировку стволов наклонных и горизонтальных скважин через зоны максимальных ФЕС целевых отложений в трехмерном межскважинном пространстве.

Таким образом, решается задача использования несравнимо более полной характеристики межскважинного пространства, чем это предусмотрено в способах-аналогах. Это позволяет получить более надежное и точное определение геологических условий заложения скважин на поверхности и трассировки ствола в трехмерном пространстве, что обеспечивает значительное повышение эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

Способ размещения наклонных и горизонтальных нефтегазовых скважин на основе спектральной декомпозиции геофизических данных включает проведение сейсморазведки 3Д, электроразведки, магниторазведки, гравиразведки; бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический, магнитный и гравитационный каротаж; изучение керна, испытание скважин.

По совокупности данных бурения и ГИС по известным критериям судят о наличии коллекторов, их емкости, проницаемости, гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне ВНК, местоположении нефтяных полей, а также корреляционной связи между емкостью, гидропроводностью и нефтепродуктивностью (дебиты, коэффициенты нефтепродуктивности).

По данным акустического, сейсмического, электрического, радиоактивного, магнитного и гравитационного каротажа, лабораторных исследований керна формируют жесткостные, электрические, магнитные и гравиметрические модели целевого интервала геологического разреза в скважинах, рассчитывают геофизические синтетические трассы, по которым проводят спектральную декомпозицию (спектрально-временной анализ СВАН), определяют модельные спектрально-временные образы (СВО) целевых отложений и их спектрально-временные атрибуты (СВА).

Спектрально-временные атрибуты (СВА) представляют собой отношение энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен, а также произведения удельной спектральной плотности на средневзвешенные частоту и время либо на максимальные частоту и время энергетических спектров СВАН-колонки по оси частот и времен (Патент на изобретение № 2255358).

Для трехмерного пространства СВА представляют собой:

СВА по оси частот

где t₂-t₁=Δt^куб - высота куба, временной интервал, в котором со сдвигом τ определяется этот атрибут во временном окне Δt₀=t_к-t_н. Количество таких определений

где τ_min - шаг дискретизации геофизической информации.

или

СВА по оси времен:

или

где f_н, f_к, t_н, t_к - начальные и конечные частоты и времена энергетических частотного и временного спектров на уровне 0,1 от максимума спектра; f_cp и t_cp - средние частота и время; и - средневзвешенные частота и время; f_i, t_j, A_i, A_j - текущие частота, время и амплитуда; f_max и t_max - максимальные частота и время на уровне 0,7 от максимумов спектров; t₁ и t₂ - начальное и конечное время атрибутных кубов; Δf=f_к-f_н; Δt₀=t_к-t_н.

Эти СВА характеризуют энергетические спектры трехмерных СВАН-колонок сейсмической, электро-, магнито-, гравиметрической информации.

СВА двумерных СВАН-колонок кривых ГИС и моделирования имеют точно такое же математическое выражение, только без суммирования по высоте куба Δt^куб=t₂-t₁, т.е. имеют вид двойных сумм.

Модельные, скважинные и экспериментальные СВА должны быть подобными с коэффициентом взаимной корреляции КВК>0,7, что свидетельствует об обоснованном и надежном определении СВА по данным наземной сейсморазведки, электроразведки, магниторазведки и гравиразведки.

По всем трассам сейсмического временного куба в целевом интервале записи определяют псевдоакустические скорости (V_ПАК) с использованием известных алгоритмов. Надежность V_ПАК устанавливается путем сопоставления с акустическими скоростями (V_АК). КВК V_ПАК=f(V_AK) должен быть >0,7, что свидетельствует о надежном определении V_ПАК по данным сейсморазведки в интервале нефтяного пласта.

Сертификация геофизических атрибутов, т.е. выбор оптимальных из 6 спектрально-временных, производят по наибольшим КВК с емкостью, гидропроводностью и нефтегазопродуктивностью коллекторов по данным бурения и испытания скважин.

Объединение сертифицированных СВА различных геофизических методов и V_ПАК в единый информационный массив производится на основе корреляции отражающих горизонтов (ОГ), электрических, магнитных, гравиметрических реперов и увязки их с данными бурения на СВАН-колонках, которые по сравнению с отдельными трассами являются существенно более инвариантными к воздействию различных искажающих (фильтрующих) факторов, т.е. именно СВАН-колонки являются наилучшей информацией для выявления подобия, увязки, а следовательно, и интеграции данных сейсморазведки, ГИС и других геофизических методов.

В процессе реализации СВАН трассы на выходе каждого из фильтров нормируются и в совокупности составляют единое отображение, на котором исходные соотношения различных частот по энергии на входе фильтров фактически снивелированы и уже не влияют на вид и структуру СВАН-колонки.

Тем самым, по сравнению с геофизической трассой, СВАН-колонка является существенно более инвариантной к воздействию различных фильтрующих факторов.

Это обстоятельство используют для корреляции ОГ, электрических, магнитных и гравитационных реперов с последующей их спектральной декомпозицией.

Единый информационный, взаимно увязанный массив геофизических СВА и V_ПАК подается на вход искусственных нейронных сетей (ИНС) с использованием алгоритма "с обучением" для проведения комплексной интерпретации и получения фильтрационно-емкостной (гидропроводность, удельная емкость) и нефтегазопродуктивной моделей.

Эти геологические модели используют для выявления нефтегазовых объектов по наибольшим значениям емкости, гидропроводности и прогнозной нефтегазопродуктивности с учетом уровней водонефтегазовых контактов и благоприятных структурно-тектонических факторов.

Расположение наклонных и горизонтальных скважин производят по максимальным значениям удельной емкости, гидропроводности и коэффициента нефтегазопродуктивности целевых отложений в трехмерном пространстве. Таким образом достигается резкое повышение геологической и экономической эффективности бурения на нефть и газ.

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для оптимизации размещения скважин на исследуемом объекте. Сущность: проводят сейсморазведочные 3Д, электроразведочные, гравиразведочные и магниторазведочные работы. Бурят скважины с отбором керна и выполняют в них электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический, магнитный и гравитационный каротаж. Изучают керн. Испытывают скважины и судят по полученным данным о наличии нефтегазовых объектов. Технический результат: повышение надежности и обоснованности определения геологических условий размещения наклонных и горизонтальных скважин.

Способ размещения наклонных и горизонтальных нефтегазовых скважин на основе спектральной декомпозиции геофизических данных, включающий проведение сейсморазведки 3Д, электроразведочных, гравиразведочных и магниторазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический, магнитный и гравитационный каротаж, изучение керна, испытание скважин и суждение по полученным данным о наличии нефтегазовых объектов, отличающийся тем, что трассы сейсмических временных кубов, данные электроразведки, магниторазведки и гравиразведки, кривые геофизических исследований скважин в целевом интервале преобразуют путем спектральной декомпозиции в многоканальные спектрально-временные колонки, каждая из которых становится многоканальной единицей геофизической информации, отображающей свойства геологической среды, определяют многомерные взаимные корреляционные зависимости между спектрально-временными колонками как внутри каждого геофизического метода, так и между методами, формируют единый информационный массив, увязанный с данными бурения, на основе комплексного применения искусственных нейронных сетей, статистических и спектрально-корреляционных алгоритмов преобразуют этот массив в фильтрационно-емкостную, нефтегазопродуктивную трехмерные геологические модели в виде кубов удельной емкости и гидропроводности коллекторов, коэффициентов их нефтегазопродуктивности, с учетом уровней водонефтегазовых контактов и структурно-тектонического фактора выявляют нефтегазовые объекты и по максимальным значениям фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и их нефтегазопродуктивности определяют местоположение скважин на местности и трассировку наклонных и горизонтальных стволов скважин в трехмерном пространстве.