Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011
Подождите немного. Документ загружается.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
На рис.5 представлены результаты кроссплот анализа, выполненного в области газовой залежи,
выделенной на рис.4 красным цветом. Результаты кроссплот анализа наглядно демонстрируют более
высокую стабильность и низкую дисперсию результатов при использовании двухкомпонентных
данных.
Рисунок 5. Результаты кроссплот анализа. Традиционная морская сейсмокоса (слева) и
двухкомпонентная морская сейсмокоса (справа)
Выводы.
В докладе были представлены преимущества использования данных двухкомпонентной морской
сейсмокосы в наиболее значимых аспектах изучения геолого-геофизических свойств резервуара.
Расширенный частотный диапазон сейсмических данных двухкомпонентной сейсмокосы
обеспечивает повышение глубинности и разрешенности сейсмических данных. Расширение спектра
сейсмических данных в области низких частот позволяет повысить устойчивость и стабильность
вычисления упругих свойств. Кроме того необходимость априорной информации, при расчете
упругих свойств может быть существенно снижена за счет использования низкочастотной
составляющей сейсмических данных и минимизации влияния низкочастотной модели.
Благодарности
Авторы хотели бы поблагодарить PGS за разрешение на публикацию, а также
всех сотрудников PGS
принимавших участие в создании данной работы.
Литература
1. Cambois, G., B. Osnes, A. Day and A. Long, 2009, Dual Sensor Streamer Increases Data Bandwidth
Leading to Improved Penetration and Higher Resolution. EAGE Marine Seismic Workshop
2. Carlson, D., W. Söllner, H. Tabti, E. Brox, and M. Widmaier, 2007, Increased resolution of seismic
data from a dual-sensorstreamer cable: 77th Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts,
3. Engelmark, F and Reiser, C. Extending the low frequency content for improved processing, imaging,
inversion and characterization, SEG Low Frequency workshop in Snowbird, Utah August 2010.
4. Long, A., D. Mellors, T. Allen, and A. McIntyre, [2008] A calibrated dual-sensor streamer
investigation of deep target signal resolution and penetration on the NW Shelf of Australia, 78th
Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts,
5. Reiser, C. and C. Ribeiro, 2010, Dual-Sensor Streamer Acquisition and its impact on Reservoir
Characterization Studies, 72
nd
EAGE Conference and Exhibition, Barcelona
6. Reiser C., Anderson E., Balabekov Y., Engelmark F., 2011: Improved Quantitative Interpretation
with Broadband Seismic. 73
nd
EAGE Conference and Exhibition, Vienna
7. Tenghamn, R., S. Vaage, and C. Borresen, 2007, A dual-sensor, towed marine streamer; it’s viable
implementation and initial results: 77th Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 989–
993.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГЛУБИННЫХ ТРЕНДОВ УПРУГИХ СВОЙСТВ ПРИ КАЧЕСТВЕННОМ
И КОЛИЧЕСТВЕННОМ АНАЛИЗЕ ЛИТОЛОГИИ И ПОРОВОГО ФЛЮИДА НА ПРИМЕРЕ
НОРВЕЖСКОГО ШЕЛЬФА БАРЕНЦЕВА МОРЯ
Алексеенко Д., Забродотская О., Кларнер С., Поляева Е. (ООО «ПГС Евразия»)
Введение
Коллекторa Баренцева моря могут быть представлены как комплексными минералогическими
соединениями со сложной диагенетической историей, так и глинисто-песчаными
субфациями,
являющимися переходными в ряду глины-песчаники. Эти литологические комплексы коллекторов
обладают широким рядом упругих свойств, отличающихся от стандартных ситуаций в чистых
зернистых кварцевых коллекторах. Не учет этих специфических свойств пород может привести к
неверной амплитудной интерпретации и, впоследствии, к бурению безуспешных разведочных и
добывающих скважин.
Целью данного проекта является
установление локальных трендов физических свойств для сложных
пород-коллекторов, влияющих на их сейсмические свойства, и затем с использованием выявленных
зависимостей расчет кубов вероятностных литотипов из сейсмических данных. Как пример, здесь
будут представлены результаты по Триасовым отложениям.
В представленном проекте были использованы данные по 6 скважинам с полным комплексом
каротажных измерений, включая кривые
скоростей как продольных, так и поперечных волн снятых в
Триасовом комплексе норвежской части Баренцева моря. По этим скважинам были установлены
эмпирические зависимости Vp-Vs для сложных коллекторов данного региона. Эти зависимости
использовались для восстановления S-волны в скважинах с неполным комплексом ГИС. В качестве
сейсмических данных для инверсии послужила 3D съемка PGS из внутренней библиотеки
компании.
Съемка расположена в бассейне Хаммерфест в районе открытого нефтегазовового месторождения
Snohvit в блоке 7121. Также были обработаны порядка 10 скважин в области данной съемки, в
которых были смоделированы упругие параметры.
Методы
Исследования физики горных пород выполняются для того чтобы лучше понять, позволяют ли
свойства пород, вскрытых в скважине, проследить характер литологии и
поровых флюидов
продуктивных отложений на сейсмике; а также дать оценку погрешности, связанной с
интерпретацией амплитуд и соответствующих упругих откликов. Перед началом анализа физических
свойств была проведена обширная петрофизическая обработка и интерпретация скважинных данных,
чтобы подготовить данные для расширенного анализа. Первым шагом в анализе физических свойств
является получение литологически-зависимых трендов
для водонасыщенных коллекторов и
вмещающих пород с изучением того, как изменяются эти свойства с глубиной вследствие уплотнения
и диагенеза. Для этого в случае нефтегазонасыщенных пород выполняется флюидозамещение на воду
по Гассману. Второй шаг анализа – это исследование влияния порового флюида, для чего,
моделируются различные сценарии нефтегазонасыщения. После того как выявлены физические
свойства
главных литофаций, можно провести оценку поведения физических свойств пород,
сложенных из разных пропорций этих литофаций на любой глубине. Каждая флюидо-фациальная
комбинация путем стохастического моделирования, может быть представлена функциями
распределения плотности вероятности (M.G. Lamont, T.A. Thompson and C. Bevilacqua, 2008),
которые впоследствии используются для вероятностной статистической (Байесовой) классификации
литотипов и флюидов.
Следующим этапом является синхронная сейсмическая инверсия. Инверсия
выполняется методом
CSSI (CSSI – constraint sparse spike inversion). Одним преимуществом применяемого метода является
привлечение сейсмических скоростей геостатистическим путем. Второй особенностью является
работа с низкочастотным трендом. Эти два этапа объединяет скважинную и сейсмическую
информацию, таким образом контролируя возможные вариации скоростных и низкочастотных
трендов. Сами параметры инверсии и масштабирование результатов определяются привязкой к
имеющейся скважине и статистическим подбором
низкочастотной модели. Результатом инверсии
могут быть любые упругие параметры (кубы Vp, Vs, AI, SI, Vp/Vs, плотность, λρ, μρ и т.д.). Как
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
каждый метод количественной интерпретации, применимый нами подход зависит как от качества
входных данных (полнота и качество скважинных кривых; достоверная их петрофизическая
интерпретация; оптимальные параметры полевой записи сейсмических данных; их качественная
цифровая обработка), так и от самих упругих свойств пород (в основном, физическое расчленение
разных литотипов).
Рис.1 Технологическая схема метода
Результаты
Анализ упругих свойств и построение глубинных трендов.
Значения общей пористости изученных коллекторов в сильной степени зависит от состава и степени
отсортированности зерен. Следует отметить (рис. 2. слева), что вне зависимости от возраста
отложений скорость продольных волн для разных значений глинистости, понижена по сравнению с
моделями
Хана, которые отражают влияние пористости и глинистости на акустические свойства и
хорошо работают для многих других провинций по всему миру (Han 1986). Скорость поперечных
волн была проанализирована для выявления физического свойства, дискриминирующего на
различные литотипы (рис. 2, справа). В чистых песчаниках значения Vs для одних и тех значений Vp
выше, нежели же чем в глинистых песчаниках
или глинах, что делает соотношение Vp/Vs
физическим параметром, дискриминирующим на литотипы в данном регионе. Тем не менее, для
большей части исследованных коллекторов мы наблюдаем пониженные значения скорости
поперечных волн по сравнению с эмпирическими зависимостями Гринберга-Кастаньи для кварцевых
песчаников (Greenberg, M.L. & Castagna, J.P. 1992). В связи с этим в скважинах, в которых
необходимо было восстановить скорость
поперечных волн, мы использовали эмпирические
зависимости, полученные нами из анализа данных зарегистрированной S-волны по 6 скважинам в
данном регионе. После расчета теоретического отклика водонасыщенных коллекторов мы
смоделировали 80%-ное насыщение нефтью и газом, а затем проанализировали результаты по кросс-
плотам AI –Vp/Vs. Рисунок 3 иллюстрирует пример глубинных моделей зависимости акустического
импеданса от соотношения Vp/Vs на уровнях 1200м
, 2000м и 2800м для пород разного
литологического состава и порового флюида. Эти полученные тренды физических свойств были
использованы для обоснования целесообразности синхронной инверсии и реализации лито- флюидо-
классификации по сейсмическим данным.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рис.2 Зависимость скорости продольных волн Vp от общей пористости φ (слева) и зависимость
скорости поперечной волн Vs от скорости продольной волны Vp (справа) для Триасовых песчаников
(красные), глинистых песчаников (оранжевые) и неколлекторов (черные). Плохая
отсортированность является причиной пологого тренда распределения скоростей от пористости,
известного как тренд осадконакопления. Скорость S-волны показывает литологически зависимое
распределение
, что делает этот параметр пригодным для различения литотипов.
Рис.3 Пример глубинно зависимых стохастических моделей акустического импеданса и
соотношения Vp/Vs для различного состава пород и порового флюида. Эллипсы описывают 2
стандартных отклонения распределения анализируемой величины (95% всех возможных значений
величины) на определенной глубине. Слева: водонасыщенный коллектор; желтый = чистые
песчаники, темно-желтый = 25% глинистость, оранжевый = 50% глинистость, светло-зеленый =
75% глинистость, темно-зеленый = чистая глина. Справа: песчаник с 25% содержанием глины,
красный = 80% газа, зеленый = 80% нефти, голубой = вода, темно-зеленый = глины.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Синхронная инверсия и лито- флюидо- классификация. CSSI инверсия проводилась на основе
откалиброванной моделью с использованием сейсмических скоростей. Параметры инверсии и
масштабирование результатов определялись привязкой к имеющимся скважинам и статистическим
подбором низкочастотной модели. В данном проекте наиболее информативные являются кубы Vp/Vs
и AI. Анализ результатов инверсии проводился по кросс-плоту Vp/Vs - AI, на котором наиболее четко
выглядит различие между фациями разного состава. Из модельных скважинных трендов были
определены три литотипа: глины, водонасышенный песчаник и углеводородонасыщенной песчаник,
которые и были определяющими для создания кубов вероятностных литотипов.
Рис.5 Слева: На фоне куба вероятности глин (желтый = глины, чем ярче цвет, тем выше
вероятность) показаны результаты литофлюидклассификации по кросс-плоту справа. Красный =
углеводородонасыщенные песчаники, синий = водонасыщенные песчаники, зеленый = глины. кросс-
плот AI – Vp/Vs (справа) демонстрирует, что отдельные литофации частично перекрываются по
упругим свойствам (зеленый. = глин, синий = водонасыщенные песчаники, красный. + бордовый =
углеводородонасыщенные песчаники
), но тем не менее, могут быть реально классифицированы по
сейсмике.
Заключение
Триасовые терригенные коллектора норвежской части Баренцева моря представляют собой
комплексные соединения со сложной минералогической и зернистой структурой. Несмотря на это
нам удалось эмпирически получить глубинные тренды упругих свойств для главных литотипов в
данном регионе. На основе анализа имеющихся данных
были построены стохастические модели для
различных литологий с различными емкостными свойствами и поровыми флюидами, чтобы охватить
более широкий спектр возможного строения геологической среды. Важной особенностью данной
работы является количественное привлечение глубинных трендов при интерпретации результатов
инверсии, что значительно увеличивает их прогнозную ценность и сужает неопределенность
результатов. Изучение упругих свойств пород статистическими
методами позволяет включить
возможность прогноза параметров, пока не установленных глубоким бурением (т.к. это ограниченная
точечная выборка); а также ожидаемый разброс физических параметров. Это касается и пород,
залегающих на бóльших глубинах, и пород отличающихся по пористости и флюидонасыщению от
встреченных пока в скважинах.
Мы предлагаем в дальнейшем привлечь опыт
работы с данными Баренцева моря Норвежского
сектора при изучении перспективности Российскогй части Баренцева моря.
Ссылки на использованную литературу:
Greenberg, M.L. & Castagna, J.P. 1992. Shear-wave velocity estimation in porous rocks; theoretical
formulation, preliminary verification and applications. Geophysical Prospecting, 40, 195–209.
Han, D., 1986, Effects of Porosity and Clay Content on Acoustic Properties of sandstones and
Unconsolidated Sediments: Ph. D. dissertation, Stanford University.
M.G. Lamont, T.A. Thompson and C. Bevilacqua, 2008. Drilling success as a result of probabilistic
lithology and fluid prediction — A case study in the Carnarvon Basin, WA (APPEA Journal)
Козлов Е.А.,2006 г. Модели среды в разведочной сейсмологии.–Тверь; Издательство ГЕРС-480с. с ил.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОЛНОВОГО ПОЛЯ В СКВАЖИНЕ, ПЕРЕСЕКАЕМОЙ
ВЕРТИКАЛЬНОЙ ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА.
Максимов Г.А.* (АКИН), Лесонен Д.Н. (АКИН)
Технология гидроразрыва является одним из наиболее эффективных методов интенсификации
нефтеотдачи пласта, нашедших в последе время широкое применение. Однако применение этой
технологии сопряжено с риском пересечения трещиной гидроразрыва водных горизонтов и потерей
скважины. Поэтому контроль параметров трещины гидроразрыва (размеров и пространственного
положения) является крайне актуальной задачей.
В предыдущих работах авторов [1-2] обосновывается активный метод определения параметров
трещины гидроразрыва, основанный на регистрации первичных и вторичных гидроволн в скважине
при падении на трещину гидроразрыва внешней сейсмической волны. Вторичные гидроволны
являются результатом взаимодействия со скважиной медленной моды, которая генерируется на краю
заполненной жидкостью трещины при падении на него внешней сейсмической волны. Время
задержки между первичными гидроволнами от точки пересечения скважины и трещины и
вторичными гидроволнами от края трещины позволяет оценить линейный размер трещины
гидроразрыва.
Ключевым вопросом предыдущих исследований [1-2] был вопрос о возможности регистрации
вторичных гидроволн на фоне помех, который сводится к оценке их амплитуды в случае, когда
скважина пересекает трещину гидроразрыва в одной точке. Такая оценка предполагает, однако,
возможность модельного расчета соответствующих волновых полей, которая, принимая во внимание
соотношение между длиной сейсмической волны и другими характерными размерами задачи (радиус
скважины, раскрытие и линейный размер трещины, расстояние до источника), недоступна для
прямых конечно-разностные расчетов в трехмерной постановке. Тем не менее, на основе
эффективных длинноволновых уравнений для поля давления в скважине и трещине, а также
эффективных граничных условий на краю трещины [1-2], удалось показать, что амплитуда
вторичных гидроволн от края трещины может иметь тот же порядок, что и амплитуда первичных
гидроволн от точки пересечения. Данное обстоятельство позволяет рассматривать предлагаемую
технологию мониторинга параметров трещины гидроразрыва в качестве вполне реалистичной.
Следует, однако, отметить что из-за литостатического давления трещины гидроразрыва
образуются преимущественно в вертикальной плоскости, в следствие чего возникает конечная
область их пересечения с вертикальной скважиной. Данный вариант неоднократно рассматривался в
литературе [3], однако только для случая внутрискважинного возбуждения полей. Поэтому
представляется актуальным обобщение развитого ранее подхода к моделировани
Как и в предыдущих исследованиях волновое поле давления в скважине
t
P описывается
неоднородным волновым уравнением [4]
)(
2
1
1
2
2
2
2
2
2
2
ii
N
i
ext
efff
tt
tw
zzA
t
E
z
P
t
P
c
−=
∂
∂
−
∂
∂
−
∂
∂
∑
=
δ
σρ
(1)
Аналогично
,
поле
давления
в
трещине
fr
P
также
описывается
неоднородным
эффективным
волновым
уравнением
[1-2]
[ ]
)(
1
1
2
2
2
ii
N
i
zzfrfr
fr
f
rrBPHP
t
P
c
rr
−=−+∆−
∂
∂
∑
=
Σ
⊥
δσ
(2)
с
псевдодифференциальным
оператором
вида
r
rrtc
trPrd
t
E
PH
eff
S
f
′
′
−−
′′
∂
∂−
=
∫
r
r
r
rr
)(
),(
1
][
2
2
22
δ
π
ν
δ
ρ
где
f
ρ
и
f
c -
плотность
флюида
и
скорость
звука
в
нем
,
tw
c -
скорость
гидроволны
в
скважине
,
через
ν
и
E
обозначены
коэффициент
Пуассона
и
модуль
Юнга
упругой
среды
,
а
интегрирование
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ведется
по
поверхности
трещины
S
с
раскрытием
δ
.
Неоднородные
слагаемые
в
(1)
и
(2)
учитывают
как
наличие
внешнего
сейсмического
поля
через
эффективные
сжимающие
напряжения
,
действующие
на
скважину
ext
eff
σ
и
трещину
Σ
zz
σ
,
так
и
наличие
точечных
источников
в
точках
пересечения
скважины
и
трещины
(
слагаемые
с
дельта
функциями
в
правых
частях
уравнений
).
Граничные
условия
в
точках
пересечения
скважины
и
трещины
),(
ii
rz
r
соответствуют
равенству давлений и потоков
)()(
ifrit
rPzP
r
=
,
δ
δ
πδπ
+
−
=
∂
∂
=
∂
∂
i
i
i
z
z
t
Rr
fr
z
P
R
r
P
R
2
222
(3)
Граничные условия на краю трещины были взяты из работы [8]
0
0
0
0
nlnn
l
f
uci
n
P
i
c
P
ρωσ
ωρ
ρ
−−=
∂
∂
+ (4)
Неоднородные граничные условия смешанного типа (4) были
ранее верифицированы путем сравнения с прямыми конечно-
разностными расчетами при возбуждении полей на краю трещины
[5].
Решение задачи (1) – (4) может быть получено на основе
полуаналитического подхода, основанного на приближении
Кирхгофа, учитывающего только однократно отраженные от
периметра трещины волны.
На рис. 1 показана геометрии задачи, для которой
приводились расчеты по сформулированной выше
полуаналитической модели (1) – (4). Размер трещины вдоль
скважины составлял 66 м, 12 м из которых были
проперфорированы. Длина падающей плоской продольной волны
составляла 45 м. На рис.1 открытыми красными и синими
кружками показаны положения регистрирующих приемников в
трещине и скважине, соответственно. Сплошными красными
кружками показана область перфорации скважины. Зелеными
стрелками показаны три различных направления падения на
трещину внешнего сейсмического поля, для которых проводился
расчет. Результаты расчетов поля давления в скважине и трещине
для различных направлений падения внешнего поля показаны,
соответственно, на рис.2 – рис.4.
На рис.2 представлены поля давления в трещине а) и в скважине б), регистрируемые
указанными на рис.1 системами приемников при нормальном падении внешней волны на плоскость
трещины. Волновое поле в трещине (рис.2а) кроме прихода внешней падающей волны содержит
достаточно богатую картину собственных мод, сгенерированных на краю трещины, а также
сгенерированных интервалом пересечения со скважиной. При этом амплитуды волн,
сгенерированных на краю трещины, имеют большие амплитуды по сравнению с волнами,
сгенерированными интервалом пересечения. Волновое поле в скважине (рис.2б) кроме
одновременного прихода внешней падающей волны в качестве основного вклада содержит цуги
первичных восходящих и нисходящих гидроволн, порождаемых интервалом перфорации, а также
цуги восходящих и нисходящих вторичных гидроволн, источником которых является периметр
трещины.
Рис.1 Геометрия задачи
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
0 100 200 300
time, ms
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
0 100 200 300
time, ms
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
а) б)
Рис.2. Поле давления в трещине а) и в скважине б) при нормальном падении внешней волны на
плоскость трещины.
0 100 200 300
time, ms
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
0 100 200 300
time, ms
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
а) б)
Рис.3. То же, что на рис. 2, но при падении внешней волны вдоль трещины перпендикулярно
скважине.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
0 100 200 300
time, ms
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
-200
0
200
0 100 200 300
time, ms
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
-100
0
100
а) б)
Рис.4. То же, что на рис. 2, но при падении внешней волны вдоль скважины и вдоль трещины.
На рис.3 приведены аналогичные расчеты для случая, когда внешняя волна падает на трещину
гидроразрыва сбоку и перпендикулярно скважине. В этом случае амплитуды первичных гидроволн в
скважине от интервала перфорации (рис.3б) оказываются существенно подавленными по сравнению
со случаем нормального падения (рис.2б), и доминирующими оказываются вторичные гидроволны.
На рис.4 приведены аналогичные результаты при падении внешней волны вдоль скважины
сверху. В этом случае эффективно возбуждаются восходящие первичные гидроволны, тогда как
аналогичные нисходящие гидроволны сильно подавлены.
В заключение еще раз отметим, что прямое конечно-разностное или конечно-элементное
моделирование волновых полей для скважины с вертикальной трещиной гидроразрыва в настоящее
время практически недоступно из-за принципиально трехмерной геометрии задачи и
принципиальной разномасштабности ее структурных элементов. Тем не менее, разработанный
эффективный подход позволяет преодолеть указанные трудности.
Литература
1. Деров А.В. , Максимов Г.А. Возбуждение гидроволн в скважине, пересекаемой трещиной
конечного размера, под действием внешеней сейсмической волны // Технологии сейсморазведки.
2008, Т.4, стр.60-63.
2. Максимов Г.А., Деров А.В., Каштан Б.М., Лазарьков М.Ю. Определение параметров трещины
гидроразрыва на основе анализа поля гидроволн при ВСП. // Акуст. журн. 2011, Т.57, №4, с.521-
533.
3. Medlin, W.L., D.P. Schmitt, Fracture diagnostics with tube-wave reflection logs // JPT. 1994. P.239-248.
4. Ionov A.M., Maximov G.A. Propagation of tube waves generated by an external source in layered
permeable rocks. // Geophys. J. Int. 1996, V.124, N 3, p.888-906.
5.
Максимов Г.А., Ионов А.М. О граничном условии на дне скважины при моделировании прямых
задач вертикального сейсмического профилирования. // Акуст. журн. 1998, Т.44, №4, с.510-518.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ КЛИНОФОРМНОГО
КОМПЛЕКСА БС
9
УВАТСКОГО РАЙОНА НА ОСНОВЕ ДИНАМИЧЕСКИХ
ПАРАМЕТРОВ 3D, АКУСТИЧЕСКОЙ ИНВЕРСИИ.
Халимова Р.Р.* (ООО «ТННЦ»), Черновец Л.В. (ООО «ТННЦ»), Хамитуллин И.М. (ООО
«ТННЦ»)
Несомненный интерес представляет поиск и разведка природных резервуаров в ачимовских
отложениях Западной Сибири, потому как в них сосредоточены огромные запасы. В 2004, 2005 годах
на территории Уватского проекта были выявлены признаки нефтеносности клиноформного
комплекса БС
9
по результатам разведочного бурения. Отложения связаны с ачимовскими пластами
АчБС
9
1
, АчБС
9
2
, входящими в состав клинофомрного комплекса БС
9
как две сейсмофациальные
единицы более низкого ранга. Доказана нефтеносность на Радонежской, Среднекеумской площадях,
где дебит нефти в разведочных скважинах составляет до 14 м
3
/сут.
Полученные нефтепроявления являлись началом дальнейшего изучения ачимовских отложений.
Основой для нового анализа стали сейсморазведочные работы 3D, новые геофизические
исследования скважин, керновый материал. Данная работа построена на прогнозе коллекторских
свойств по результатам динамического, фациального анализов и данных акустической инверсии.
Рисунок 1. Временной сейсмический композит через скважины 105, 122 Радонежские.
Отложения пласта БС
9
представляют собой клиноформный песчано-глинистый комплекс и
представлены песчано-алевритовыми телами шельфового генезиса, индексируемыми БС
9
и песчано-
алевритовыми телами клиноформного генезиса Ач (БС
9
)
1
, Ач (БС
9
)
2
(рис.1). Мощность депоцентра
клиноформы достигает 280 м.
Эффективная толщина отложений Ач (БС
9
)
1
меняется от 1 м до 14,8 м. Коэффициент пористости
меняется от 11,5 % до 19,2 %. Проницаемость изменяется от 12 до 58 мД. Неколлекторами здесь
являются карбонатные песчаники с кальцитовым цементом, которые образуют прослой толщиной
около 1,2 м. Диапазон изменения эффективных толщин отложений Ач (БС
9
)
2
составляет от 1 м до
22,7 м. Диапазон изменения дебитов нефти составляет от 0,4 м
3
/сут до 14,36 м
3
/сут.
БС
9
1
БС
9
БС
9
2