СПОСОБ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПОРОД Российский патент 2008 года по МПК G01V1/00 

Изобретение относится к геофизическим методам исследований, в частности к области сейсмических исследований при поиске углеводородов, и может быть использовано при поиске и разведке месторождений углеводородов любого происхождения.

Анализ результатов поисково-разведочных работ последних десятилетий свидетельствует, что возможности открытия достаточно крупных антиклинальных ловушек нефти и газа на территории многих регионов России практически исчерпаны.

В то же время каротирование малоразмерных нефтеперспективных объектов с помощью традиционных сейсмических методов, основанных на регистрации сейсмических колебаний, генерируемых вибраторами или взрывами в шурфах или скважинах, с последующей математической обработкой полученных данных, находится на пределе возможностей.

Применяемые технологии поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений, включающие 3D-сейсморазведку и бурение скважин, оказываются все более затратными, т.к. коэффициент успешности предсказания составляет 0,5.

Кроме того, данные работы отрицательно влияют на состояние экологии в зоне поиска и разведки.

Известен способ сейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений (см., например, патент РФ №2054697, кл. G01V 1/00, 1996), согласно которому определяют длину волны L преобладающего сейсмического фона на бесперспективном участке, при которой корреляционная связь между одноименными компонентами ослабляется более, чем в два раза. На исследуемом участке располагают не менее двух трехкомпонентных установок на расстоянии L/4. Регистрируют по всем компонентам естественный сейсмический фон на частотах 1-20 Гц. О наличии месторождения судят по сдвигу в сторону низких частот максимума частотного спектра сейсмического сигнала, зарегистрированного на исследуемой площади по сравнению с максимумом частотного спектра, полученного на бесперспективной площади.

Однако известный способ недостаточно информативен и достоверен, т.к не учитывает меняющегося во времени уровня микросейсмических шумов.

Известен способ поиска углеводородов (см., например, патент РФ №2217778, кл. G01V 1/00, 2003), согласно которому регистрируют сейсмический шум Земли с последующим анализом. На известном месторождении углеводородов определяют стандартную форму информационного сигнала, в качестве которого используется рассчитываемый энергетический спектр. На предполагаемом месторождении определяют тот же информационный сигнал. Разбивают временной диапазон регистрации на дискретные участки, анализируют каждый дискретный участок на наличие стандартной формы информационного сигнала, а также на наличие искажений информационного сигнала, имеющих техногенную природу, исключают из дальнейшего рассмотрения дискретные участки, не содержащие стандартной формы информационного сигнала, а также участки, содержащие искажения. Проводят анализ оставшихся дискретных участков, по которым судят о наличии или отсутствии месторождения углеводородов.

При этом способе не учитывается меняющийся во времени уровень микросейсмических шумов, а также отсутствуют специальные исследования на параметрических пунктах, расположенных вблизи скважин с известными параметрами нефтегазоносности. Способ не позволяет произвести оценку суммарной толщины нефтенасыщенных пластов.

Наиболее близким по технической сущности к предложенному является способ поиска углеводородов и способ определения глубины залегания продуктивных пластов (см., например, патент РФ №2251716, кл. G01V 1/00, 2004), включающий регистрацию сейсмических колебаний в низкочастотном диапазоне от нескольких приемников, расположенных на расстоянии от 50 до 500 м друг от друга, регистрацию проводят по всем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного на перспективной площади сигнала на синхронизованные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки, анализируют полученные результаты на наличие информационного сигнала, излучаемого продуктивным пластом, о наличии и продуктивности залежи судят по изменению спектральной мощности информационного сигнала.

Известный способ имеет низкую информативность и недостаточную достоверность, связанные с неучетом меняющегося во времени уровня микросейсмических шумов, а также отсутствием специальных исследований на параметрических пунктах, расположенных вблизи скважин с известными параметрами нефтегазоносности. Способ не позволяет произвести оценку суммарной толщины нефтенасыщенных пластов.

Предложенный способ направлен на решение задачи повышения точности определения продуктивности нефтегазоносных пластов с оценкой их суммарной мощности.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе оценки нефтегазоносности пород, включающем регистрацию сейсмических колебаний в низкочастотном диапазоне от нескольких приемников, расположенных на некотором расстоянии друг от друга, регистрацию проводят по всем измеряемым компонентам, анализируют полученные результаты на наличие информационного сигнала, излучаемого продуктивным пластом, о наличии и продуктивности залежи судят по изменению спектральной мощности информационного сигнала, проводят микросейсмическую съемку (МСС) на нефтеперспективных участках в диапазоне от 0,5 до 20 Гц с использованием двух систем широкодиапазонных вертикальных датчиков скоростей смещения, при этом одна из систем, стационарно расположенная на опорном пункте (площадке), осуществляет непрерывную регистрацию поля микросейсм и выравнивание на этапе обработки уровня сейсмозаписей для учета меняющихся микросейсмических условий, вторая система широкодиапазонных сейсмодатчиков в виде пространственной группы последовательно перемещается от первой на расстояние от 750 м до 2,5 км по всем намеченным пунктам измерений, в число которых входят параметрические пункты наблюдений (не менее 5-6), которые располагают вблизи скважин с известными параметрами нефтеносности, по результатам обработки наблюдений на параметрических пунктах определяют корреляционную зависимость между интенсивностью глубинного микросейсмического излучения и суммарными толщинами нефтенасыщенных пластов, методом частотного сканирования выполняют обработку ММС данных, производят оценку интенсивности глубинного микросейсмического излучения во всех точках наблюдения и по полученной корреляционной зависимости для параметрических пунктов прогнозируют суммарные нефтенасыщенные толщины нефтегазоносных пластов.

Заявленная совокупность признаков «...проводят микросейсмическую съемку (МСС) на нефтеперспективных участках в диапазоне от 0,5 до 20 Гц с использованием двух систем широкодиапазонных вертикальных датчиков скоростей смещения...» позволяет без проведения разведочного бурения определить наличие или отсутствие залежей углеводородов, составить корреляционную зависимость между интенсивностью глубинного микросейсмического излучения и суммарными толщинами нефтенасыщенных пластов-коллекторов, позволяет составить карты нефтеперспективных участков с нанесением суммарных толщин нефтенасыщенных пластов-коллекторов без проведения разведочного бурения. В результате значительно сокращаются как трудовые, так и финансовые затраты, существенно уменьшается ущерб, наносимый окружающей среде.

Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации, и выявление источников, содержащих сведения об аналогах предложенного изобретения, показали, что в рассмотренных источниках не содержится сведений о совокупности признаков заявленного способа.

Следовательно, заявленное изобретение соответствует требованию «новизны».

Результаты поиска показали также, что заявленное изобретение не вытекает явным образом из известного уровня техники, т.е. предложенное техническое решение соответствует условию «изобретательский уровень».

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 приведен пример различных конфигураций расстановки сейсмоприемников при проведении МСС, на фиг.2 показана корреляционная связь интенсивности глубинного микросейсмического излучения и суммарной толщины нефтенасыщенных пластов, на фиг.3 даны результаты прогноза нефтенасыщенности пород для рифогенной структуры на Истокской нефтеносной площади в Пермской области.

Способ осуществляется следующим образом.

Проводится микросейсмическая съемка (МСС) с одновременным использованием двух площадных мобильных цифровых многоканальных сейсмометрических комплексов с комплектами высокочувствительных вертикальных сейсмических датчиков (например, СМ3-КВ) с рабочим диапазоном регистрируемых частот 0,5-20 Гц. Один из комплексов стационарно устанавливается на опорном пункте для непрерывной регистрации поля микросейсм (сейсмического фона земли). Данные, полученные на опорном пункте, используются на этапе обработки для взаимной увязки результатов наблюдений по исследуемой площади.

Второй комплекс в виде пространственной группы из трех, четырех или шести датчиков (например, СМ3-КВ) последовательно перемещается по площади работ на расстояние от 750 м до 2,5 км от первого по всем намеченным пунктам измерений, в число которых также входят параметрические пункты наблюдений (не менее 5-6), которые располагаются вблизи скважин с известными параметрами нефтеносности (см. фиг.1, поз.1-6). Пространственная конфигурация расстановок определяется конкретными условиями исследуемой местности (наличие просек, участков вырубок, полян и т.п.).

Время непрерывных мониторинговых наблюдений на каждом пункте определяется конкретными микросеймическими условиями. Применяемое программное обеспечение позволяет проводить экспресс-анализ качества получаемых данных прямо в процессе регистрации. Наблюдения продолжаются до получения необходимого объема достоверных данных (как правило от 6 до 15 часов).

Данные МСС подвергают цифровой обработке с целью оценки нефтенасыщенности пород по методике, включающей

- отбраковку «зашумленных» временных интервалов, содержащих интенсивные помехи;

- многоэтапную фильтрацию данных (частотную и скоростную);

- выравнивание интенсивности записанной информации с учетом наблюдений на опорных пунктах;

- анализ полученных данных;

- оценку показателя I_а, пропорционального интенсивности глубинного микросейсмического излучения нефтяных залежей (см. фиг.2);

- прогноз суммарных толщин нефтенасыщенных пластов-коллекторов ΔH_Σ с использованием корреляционной зависимости

ΔН_Σ=а; I_а=в,

где а и в - параметры, оцениваемые по результатам обработки данных МСС на параметрических пунктах вблизи опорных скважин (см., например, Шубик Б.М., Киселевич В.Л., Николаев А.В., Рыкунов Л.Н. Микросейсмическая активность в гидротермальной области. // Физические основы сейсмического метода. М.: Наука, 1991. - С.143-158; Маловичко А.А. «Кинематическая интерпретация данных цифровой сейсморазведки в условиях вертикально-неоднородных сред» - Свердловск: УрО АН СССР, 1990 и Александров С.И., Мирзоев К.М. Мониторинг эндогенного микросейсмического излучения в районе Ромашкинского нефтяного месторождения // Проблемы геотомографии. М.: Наука, 1997. - С.176-188).

Предложенный способ был использован при ведении работ по договорам с ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» на объектах Пермской обл.: Шатовском месторождении нефти, Куморской рифогенной структуре, а также на рифогенных объектах в пределах Истокской площади.

На фиг.3 приведены данные, полученные для рифогенной структуры Истокской площади. Результаты обработки данных МСС по трем локальным участкам в пределах этой рифогенной структуры (М3-1, М3-2, М3-3) дали значения суммарных нефтенасыщенных толщин от 6,3 до 12,5 м, представляющие практический интерес.

Как показали результаты работ, использование предложенного способа позволило повысить точность определения наличия или отсутствия залежей углеводородов на исследуемой площади и составить карты нефтеперспективных участков с нанесением суммарных толщин нефтенасыщенных пластов-коллекторов без применения разведочного бурения.

Способ оценки нефтегазоносности пород относится к геофизическим методам исследований, в частности к области сейсмических исследований при поиске углеводородов, и может быть использовано при поиске и разведке месторождений углеводородов любого происхождения. Сущность изобретения состоит в том, что в способе оценки нефтегазоносности пород, включающем регистрацию сейсмических колебаний в низкочастотном диапазоне от нескольких приемников, расположенных на некотором расстоянии друг от друга, регистрацию проводят по всем измеряемым компонентам, анализируют полученные результаты на наличие информационного сигнала, излучаемого продуктивным пластом, о наличии и продуктивности залежи судят по изменению спектральной мощности информационного сигнала, проводят микросейсмическую съемку (МСС) на нефтеперспективных участках в диапазоне от 0,5 до 20 Гц с использованием двух систем широкодиапазонных вертикальных датчиков скоростей смещения, при этом одна из систем, стационарно расположенная на опорном пункте (площадке), осуществляет непрерывную регистрацию поля микросейсм и выравнивание на этапе обработки уровня сейсмозаписей для учета меняющихся микросейсмических условий, вторая система широкодиапазонных сейсмодатчиков в виде пространственной группы последовательно перемещается от первой на расстояние от 750 м до 2,5 км по всем намеченным пунктам измерений, в число которых входят параметрические пункты наблюдений (не менее 5-6), которые располагают вблизи скважин с известными параметрами нефтеносности, по результатам обработки наблюдений на параметрических пунктах определяют корреляционную зависимость между интенсивностью глубинного микросейсмического излучения и суммарными толщинами нефтенасыщенных пластов, методом частотного сканирования выполняют обработку ММС данных, производят оценку интенсивности глубинного микросейсмического излучения во всех точках наблюдения и по полученной корреляционной зависимости для параметрических пунктов прогнозируют суммарные нефтенасыщенные толщины нефтегазоносных пластов. Техническим результатом является решение задачи повышения точности определения продуктивности нефтегазоносных пластов с оценкой их суммарной мощности. 3 ил.

Способ оценки нефтегазоносности пород, включающий регистрацию сейсмических колебаний в низкочастотном диапазоне от нескольких приемников, расположенных на некотором расстоянии друг от друга, регистрацию проводят по всем измеряемым компонентам, анализируют полученные результаты на наличие информационного сигнала, излучаемого продуктивным пластом, о наличии и продуктивности залежи судят по изменению спектральной мощности информационного сигнала, отличающийся тем, что проводят микросейсмическую съемку (МСС) на нефтеперспективных участках в диапазоне от 0,5 до 20 Гц с использованием двух систем широкодиапазонных вертикальных датчиков скоростей смещения, при этом одна из систем, стационарно расположенная на опорном пункте (площадке), осуществляет непрерывную регистрацию поля микросейсм и выравнивание на этапе обработки уровня сейсмозаписей для учета меняющихся микросейсмических условий, вторая система широкодиапазонных сейсмодатчиков в виде пространственной группы последовательно перемещается от первой на расстояние от 750 до 2,5 км по всем намеченным пунктам измерений, в число которых входят параметрические пункты наблюдений (не менее 5-6), которые располагают вблизи скважин с известными параметрами нефтеносности, по результатам обработки наблюдений на параметрических пунктах определяют корреляционную зависимость между интенсивностью глубинного микросейсмического излучения и суммарными толщинами нефтенасыщенных пластов, методом частотного сканирования выполняют обработку ММС данных, производят оценку интенсивности глубинного микросейсмического излучения во всех точках наблюдения и по полученной корреляционной зависимости для параметрических пунктов прогнозируют суммарные нефтенасыщенные толщины нефтегазоносных пластов.