СПОСОБ ПРОГНОЗА ПАРАМЕТРОВ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Российский патент 2016 года по МПК G01V1/30 

Область техники

Изобретение относится к газовой промышленности, к области комплексной интерпретации данных сейсморазведки - бурения и создания геологических моделей газовых залежей для подсчета запасов углеводородов, проектирования и мониторинга разработки.

Уровень техники

Основным промысловым параметром газовой залежи, определяющим запасы и продуктивность, является эффективная газонасыщенная толщина (Нэфг).

Известны различные способы прогноза Нэфг по данным сейсморазведки: AVO-анализ, сейсмическая инверсия, анализ кинематических атрибутов (скорости ОГТ Vогт, интервальной скорости Vинт, временной мощности ΔТ).

В ходе AVO-анализа изучаются изменения амплитуд отраженной волны при различном удалении от источника возбуждения колебаний. Теоретической основой метода является отличие отношения скорости продольных и поперечных волн (Vp/Vs) в газонасыщенных и водонасыщенных пластах, а также в подстилающих и перекрывающих преимущественно глинистых отложениях. AVO-атрибуты (флюид-фактор FF, коэффициент отражения R₀, градиент коэффициента отражения G) могут коррелироваться с газонасыщенной толщиной [1. Rutherford S.R., Williams R.H. Amplitude-versus-offset variations in gas sands. - Geophysics, 1989, v. 54, N 6, pp. 680-688. 2. Иноземцев A.H., Коростышевский M.Б., Воскресенский Ю.H., Баранский H.Л., Бадейкин A.H. Влияние спектральных характеристик сейсмических сигналов на образ и класс AVO-аномалий в тонкослоистых средах // Геофизика. - спец. выпуск. Технологии сейсморазведки-II - 2003. - С. 167-172].

Недостатком метода является техническая сложность, увеличение стоимости работ и не всегда достаточно высокая точность прогноза Нэфг.

Сейсмическая инверсия включает два основные вида: инверсия после суммирования и инверсия до суммирования. Результатом первой разновидности инверсии является расчет акустического импеданса (PI), представляющего произведение скорости продольной волны (Vp) и плотности породы (р), и отражающего свойства пластов. Поэтому для PI характерно наличие связей с литологией и флюидонасыщением.

Синхронная инверсия до суммирования, в которой используются множественные угловые или офсетные суммы, в дополнение к акустическому импедансу рассчитывает сдвиговый импеданс (SI) и плотность. Количество пород с одинаковой комбинацией свойств в поле акустического и сдвигового импеданса относительно невелико, что позволяет добиться лучшего разделения литологических разностей и коллекторов с различным насыщением [1. Yakovlev I., Stein Y., Barkov A., Filippova K., Fedotov S. 3D geological model for a gas-saturated reservoir based partial stack onsimultaneous deterministic inversion. First Break. - June 2010. P. 125-133. 2. Haas A., Dubrule O. Geostatistical inversion - a sequential method of stochastic reservoir modeling constrained by seismicdata. 1994. First Break. V. 12, N. 11. P. 561-569].

Недостатком сейсмической инверсии является техническая сложность и высокая стоимость, а также ограничения применения, касающиеся полноты и качества каротажных данных, а также типа пород на площади исследования, среди которых не исключены слабо дифференцированные по физическим свойствам разности.

Наиболее близким аналогом является анализ кинематических атрибутов, таких как скорость суммирования и рассчитанные от нее производные скорости, указывает на возможные нефтяные и газовые залежи [1. Авербух А.Г. и др. Аномалии кинематических и динамических характеристик волн, отраженных от нефтегазовых залежей. Прикладная геофизика, вып. 95, "Недра", 1978, с. 62-75. 2. Авербух А.Г. Выявление макронеоднородностей состава и свойств пород при сейсморазведке в нефтегазоносных бассейнах. / Диссертация, 1984].

Однако метод используется преимущественно для прямых поисков залежей УВ и не направлен на высокоточный прогноз газонасыщенной толщины. Приемы анализа временной толщины ΔT при оценке Нэфг используются довольно ограниченно и произвольно и не собраны в оформленный метод сейсмогеологических исследований в этом направлении.

Раскрытие изобретения.

Задачей, на выполнение которой направлено заявляемое техническое решение, является повышение эффективности геологоразведочных работ на месторождениях с газовыми залежами в сеноманских и апт-альбских терригенных отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, повышение срока эксплуатации и газоотдачи залежей.

Поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении достоверности прогноза основных параметров газовой залежи - эффективной газонасыщенной толщины и литологической неоднородности, в снижении времени и сокращении материальных затрат при оценке запасов и подготовке газовых залежей к эксплуатации за счет уменьшения количества разведочных скважин, в уменьшении техногенной нагрузки на окружающую среду.

Указанный технический результат достигается тем, что способ прогноза эффективной газонасыщенной толщины и литологической неоднородности в газовых залежах апт-альб-сеноманского терригенного комплекса по кинематическим атрибутам сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д характеризуется тем, что прослеживают по сейсмическим данным от двух и более отражающих горизонтов, один из которых расположен над газовой залежью, другой (другие) - ниже нее, рассчитывают карты временной толщины (ΔT) и определяют связь кинематических аномалий интервального времени ΔT с эффективной газонасыщенной толщиной Нэфг в скважинах. Проводят нормирование серии карт временной толщины ΔT и их сложение с целью усиления полезных аномалий, из полученной карты комплексного параметра выделяют составляющую высоты залежи и локальные аномалии второго порядка, связанные с литологической неоднородностью, определяют связь карты локальных составляющих с параметром литологии - коэффициентом песчанистости, изменяя параметры фильтрации тренда ΔT, добиваются высокой сходимости локальных составляющих с параметром литологии и прогнозируют его распределение по площади, оценивают результат прогноза с априорной степенью литологической неоднородности, распространяют прогноз на модель подсчета запасов и выделяют участки повышенной песчанистости и ожидаемой высокой продуктивности газовой залежи для планирования бурения эксплуатационных скважин.

Причинно-следственная связь между существенными признаками технического решения и заявляемым техническим результатом следующая: корреляция горизонтов, построение набора карт временной толщины ΔТ, выделение полезных составляющих в аномалиях ΔТ в итоге позволяют зафиксировать эффекты скорости отраженных волн, вызванные интегральным влиянием высоты и литологии газовых залежей. Благодаря высокой корреляционной связи извлеченных из волнового поля параметров временной мощности и эффективной газонасыщенной толщины в скважинах обеспечивается переход к точному прогнозу строения залежи и оценке основного подсчетного параметра - газонасыщенной толщины.

Согласно способу по материалам сейсморазведки МОГТ 2Д и 3Д в интервале до 700 мс картируют временную толщину нескольких сейсмокомплексов с хорошо выраженными границами, внутри которых заключена исследуемая газовая залежь. После анализа результатов и исключения стратиграфического фактора в приращениях временной толщины проводят комплексирование карт кинематического атрибута методом их нормирования и суммирования. Это позволяет усилить полезную составляющую, напрямую связанную с газонасыщенной толщиной, и подавить аномалии, вызванные неоднозначностью корреляции отражающих горизонтов. В результате ожидается рост корреляционной связи комплексного кинематического атрибута с газонасыщенной толщиной. Уравнение регрессии зависимости Нэфг=f(ΔТ) используют для пересчета кинематического атрибута ΔТ в карту эффективной газонасыщенной толщины.

Анализ локальных составляющих ΔТ позволяет выделить из интегральной газонасыщенной толщины области с различной долей коллекторов или выполнить оценку распределения коэффициента песчанистости в газовой залежи.

Краткое описание иллюстративных материалов

На фиг. 1 изображен проходящий через газовую залежь фрагмент временного разреза по линии 2760 сейсморазведки МОГТ 3D, выровненного на отражающий горизонт Г (отражающие горизонты: Г - кровля сеномана, ГВК - газоводяной контакт, ГПК9 - кровля пласта ПК9, ГПК10 - кровля пласта ПК10, М′ - кровля аптского комплекса; стороны света: З - запад, В - восток).

На фиг. 2 изображена схема, иллюстрирующая способ прогноза параметров газовой залежи, а именно: эффективной газонасыщенной толщины и литологической неоднородности сеноманской залежи. Использованы следующие обозначения: "+", "-".

Осуществление изобретения

Данные сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д несут информацию об эффективной газонасыщенной толщине (Нэфг) и литологической неоднородности в залежах, приуроченных к высокопористым пескам и песчаникам апт-альб-сеноманского возраста. Высокоемкие породы-коллекторы при их заполнении газом существенно влияют на кинематические атрибуты сейсмической записи (скорость отраженных волн (ОВ), вариации времени между отражающими горизонтами). Аномалии временной толщины (ΔТ) между сейсмическими границами, согласно исследованиям на многих месторождениях ЯНАО, напрямую связаны с начальной или текущей газонасыщенной толщиной в залежах.

На временные толщины (ΔТ) влияют еще три фактора: компрессионный, седиментационный и поверхностный (фиг. 1). Компрессионный фактор - снижение скорости ОВ в своде структур из-за разуплотнения и роста трещиноватости. Степень влияния компрессионного фактора прямо пропорциональна величине исследуемого интервала.

Седиментационный фактор обусловлен угловыми несогласиями поверхностей. Он может быть исключен простым вычетом седиментационного тренда.

Поверхностный фактор связан с неоднородностями в зоне многолетнемерзлых пород (ММП). Мерзлотные аномалии ΔТ увеличиваются на больших дистанциях между горизонтами из-за различного искривления неглубоких и глубоких горизонтов. Поверхностный фактор становится слабовыраженным при разумном ограничении интервала исследования.

Из трех рассмотренных факторов неоднородности ММП рассматриваются как малозначимые, седиментационный фактор легко исключить, компрессионный фактор можно ограничить, используя для анализа относительно небольшие временные интервалы или серию интервалов в комплексе. Таким образом, вклад газонасыщенных толщин в приращения и вариации ΔТ максимальный и может быть расчетами с картами интервального времени, что позволяет выходить на высокоточный прогноз такого важного промыслового параметра, как Нэфг.

Способ осуществляют следующим образом

По данным сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д анализируют особенности волновой картины в области массивных газовых залежей. Оценивают качество отражающего горизонта (ОГ), связанного с газо-водяным контактом (ГВК) залежи. При хорошей динамической выраженности, непрерывности горизонта ГВК и отсутствии значительных зон неоднозначности прослеживания выбирают способ прогноза параметров газонасыщенной толщины залежи.

Для этого по временным сейсмическим разрезам прослеживают уверенно следящийся отражающий горизонт над залежью (например, ОГ Г (фиг. 1)) и горизонт ГВК. Затем строят карты времени этих горизонтов и как разность (ГВК-Г) рассчитывают карту временной толщины ΔТ. Путем построения кроссплота определяют количественную связь ΔТ и Нэфг в скважинах. При высоком коэффициенте корреляции связи устанавливают линейное уравнение регрессии и используют его для пересчета параметра ΔТ в Нэфг (например, Нэфг=0,8238*ΔТ+9,41). В результате получают карту прогнозной газонасыщенной толщины Нэфг, которая включает две составляющие: высоты залежи (м) и литологических неоднородностей (отн. ед.).

Далее оценивают литологическую составляющую, которая важна для выделения зон высокой продуктивности залежи, например через параметр коэффициента песчанистости (Кпесч), представляющего отношение эффективной газонасыщенной толщины к высоте залежи. Для этого из ранее полученной карты ΔТ путем сильного сглаживания или фильтрации сетки получают карту тренда ΔТтренд. Вычитая из наблюденного временного интервала ΔТтренд получают карту локальных составляющих интервала ΔТлок. Высокочастотные локальные составляющие отражают приращения и сокращения времен второго порядка, вызванные литологическими особенностями (фиг. 2).

Затем оценивают связь ΔТлок с Кпесч в скважинах. Предварительно из выборки скважин исключаются данные приконтурных скважин (из-за искажения тренда результаты в этой зоне наименее достоверные).

При недостаточной тесноте связи строят новый тренд с измененными параметрами фильтрации и повторяют процедуру вычисления ΔТлок и оценки зависимости этого параметра от Кпесч до тех пор, пока коэффициент корреляции связи не станет удовлетворительным. При подборе фильтра следует с осторожностью относиться к сверхшумным (сверхчастотным) результатам расчета ΔТлок, зачастую обладающим повышенной коррелятивностью, но не соответствующим реальной литологической неоднородности.

Вариант карты ΔТлок с максимальной связью с Кпесч, отвечающий ожидаемой априорной степени неоднородности, используют для определения уравнения линейной регрессии и построения по нему карты прогнозного коэффициента песчанистости.

На заключительном этапе прогнозные карты Нэфг и Кпесч увязывают с данными бурения путем расчета невязок в точках скважин, построения карт невязок и суммирования их с предварительными картами. Результирующие карты проверяют на предмет их соответствия реальному коэффициенту песчанистости, пределы которого не могут превышать 1.

В случае слабой выраженности и неоднозначном прослеживании горизонта, связанного с ГВК массивных залежей, при прогнозе Нэфг используют комплексный подход: по временным сейсмическим разрезам прослеживают один отражающий горизонт выше залежи и несколько наиболее выраженных горизонтов ниже залежи в интервале порядка 300-700 мс (см. фиг. 1). Рассчитывают карты времени горизонтов. Из карт времени горизонтов, имеющих выраженный седиментационный наклон (ОГ М′ на фиг. 1), вычитают региональный седиментационный тренд. Как разность вычисляют карты временных интервалов, например ГВК-Г, ГПК9-Г, М′-Г (см. фиг. 1). Далее карты нормируют - приводят к единым пределам измерения, например от 0 до 1. Затем их складывают и получают карту комплексного кинематического параметра. При этом устойчивые локальные аномалии ΔT, связанные с литологическими неоднородностями в залежи, усиливаются, а случайные вариации нивелируются (см. фиг. 2). Этим достигается увеличение корреляционной связи комплексного параметра с эффективной газонасыщенной толщиной.

Далее, как и при анализе одного интервала с уверенными сейсмическими границами, выполняют описанные выше действия: построение кроссплота, определение связи с Нэфг и уравнения регрессии, пересчет карты комплексного параметра в карту прогнозной Нэфг. Литологические неоднородности в залежи картируются по локальным аномалиям ΔT в последовательности, изложенной выше.

После увязки прогнозных карт с данными Нэфг и Кпесч по скважинам получают итоговые карты, которые с высокой точностью отражают участки повышенной песчанистости и ожидаемой высокой продуктивности газовой залежи для планирования бурения эксплуатационных скважин, тем самым уменьшая сроки проведения разведочных работ и их стоимость, а также техногенную нагрузку на окружающую среду.

Изобретение относится к способам комплексной интерпретации данных сейсморазведки и может быть использовано для прогноза параметров газовых залежей. Сущность: используя данные сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д, прогнозируют эффективную газонасыщенную толщину и литологическую неоднородность в газовых залежах апт-альб-сеноманского терригенного комплекса по кинематическим атрибутам. При этом прослеживают от двух и более отражающих горизонтов, один из которых расположен над газовой залежью, а другой или другие - ниже нее. Рассчитывают карты временной толщины ΔT и определяют связь кинематических аномалий интервального времени временной толщины ΔT с газонасыщенной толщиной Нэфг в скважинах. При этом при невысоком качестве горизонта, связанного с подошвой газовой залежи, проводят нормирование серии карт временной толщины ΔT и их сложение с целью усиления полезных аномалий, связанных с Нэфг, и нивелирования неинформативных случайных аномалий. В результате получают карту комплексного кинематического параметра, пересчитываемую по уравнению регрессии в прогнозную карту газонасыщенной толщины Нэфг. Из карты комплексного кинематического параметра выделяют составляющую высоты залежи и локальные аномалии второго порядка, связанные с литологической неоднородностью. Определяют связь карты локальных составляющих с параметром литологии. Изменяя параметры фильтрации тренда временной толщины ΔT, добиваются высокой сходимости локальных составляющих с параметром литологии, прогнозируют его распределение по площади сейсморазведки. Оценивают результат прогноза с априорной степенью литологической неоднородности. Распространяют прогноз на модель подсчета запасов и выделяют участки повышенной песчанистости и ожидаемой высокой продуктивности газовой залежи для планирования бурения эксплуатационных скважин. Технический результат: повышение достоверности прогноза основных параметров газовой залежи, снижение времени при оценке запасов и подготовке газовых залежей к эксплуатации за счет уменьшения количества разведочных скважин, уменьшение техногенной нагрузки на окружающую среду. 2 ил.

Способ прогноза параметров газовых залежей на основе данных сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д, включающий прогноз эффективной газонасыщенной толщины и литологической неоднородности в газовых залежах апт-альб-сеноманского терригенного комплекса по кинематическим атрибутам, отличающийся тем, что прослеживают от двух и более отражающих горизонтов, один из которых расположен над газовой залежью, другой или другие - ниже нее, рассчитывают карты временной толщины ΔT и определяют связь кинематических аномалий интервального времени временной толщины ΔT с газонасыщенной толщиной Нэфг в скважинах, при этом при невысоком качестве горизонта, связанного с подошвой газовой залежи, проводят нормирование серии карт временной толщины ΔT и их сложение с целью усиления полезных аномалий, связанных с Нэфг, и нивелирования неинформативных случайных аномалий, в результате получают карту комплексного кинематического параметра, пересчитываемую по уравнению регрессии в прогнозную карту газонасыщенной толщины Нэфг, из карты комплексного кинематического параметра выделяют составляющую высоты залежи и локальные аномалии второго порядка, связанные с литологической неоднородностью, определяют связь карты локальных составляющих с параметром литологии, изменяя параметры фильтрации тренда временной толщины ΔT, добиваются высокой сходимости локальных составляющих с параметром литологии, прогнозируют его распределение по площади сейсморазведки, оценивают результат прогноза с априорной степенью литологической неоднородности, распространяют прогноз на модель подсчета запасов и выделяют участки повышенной песчанистости и ожидаемой высокой продуктивности газовой залежи для планирования бурения эксплуатационных скважин.