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.
битуминозными глинисто-кремнисто-карбонатными образованиями. На протяжении
позднефранского и раннезадонского веков в периоды относительно стабильного положения уровня
моря (в ветласянское время, в евлановское и раннезадонское время) сформировались толщи
заполнения, которые постепенно компенсировали сформировавшуюся прежде впадину.
В периоды подъема уровня моря на террасах толщ заполнения обращенных в глубоководную
впадину формировались цепочки
органогенных построек, объединяемых в рифогенные зоны. Пример
подобной постройки установлен в пределах Баяндыской структуры.
В пределах Северо-Ипатской структуры так же, как и на расположенной к северу Баяндыской
структуре, выделены органогенные постройки задонского возраста, маркирующие бровку франской
евлано-ливенской толщи заполнения. Вопрос о цоколе для данных построек на настоящий момент
однозначно
не решен. Результаты анализа волнового поля позволяют наравне с прослеживанием
толщи заполнения выделить и биогермные постройки. Очевидно, что в результате сходства
палеогеографических обстановок осадконакопления в евлано-ливенское время в пределах
Баяндыской и Северо-Ипатской структур сформировалась цепочка одиночных биогермных построек,
развивавшихся в относительно глубоководных условиях. В ливенско-волгоградское время в
результате стабилизации уровня моря и формирования толщи заполнения был создан единый
неоднородный цоколь. Неоднородность данного цоколя заключается в том, что на отдельных
участках задонские биогермы формировались над франскими органогенными постройками, а где-то
над толщей заполнения.
На Верхнебаяндыской структуре вскрыты задонские органогенные постройки, развитые на бровке
ливенско-волгоградской толщи заполнения
.
Севернее Восточно-Ламбейшорской структуры наблюдается коленообразный изгиб зоны развития
раннефаменских биогермов со сменой простирания на субширотное. Кроме того по сейсмическим
данным предполагается одиночная постройка в районе скв. 11-Мишваньская.
Проведённые сейсмические исследования и, последовавшее за ними поисково-разведочное бурение,
позволили открыть залежи нефти в рифогенных отложениях задонского возраста нижнефаменского
подъяруса верхнего
девона на Баяндыском и Восточно-Ламбейшорском месторождениях, что
подтверждает высокую перспективность нефтегазоносности
объектов в структурно-рифогенных
ловушках.
В институте геологии УрО РАН были проведены работы по реконструкции формирования
углеводородной системы и образования залежей углеводородов на примере Баяндыского
месторождения, на основании аналитических исследований керна и нефтей.
Определен генетический тип нефтяных флюидов. Установлено проявление двух генетических типов
битумов – силурийского и доманикового. Нефти задонской залежи Баяндыского месторождения, в
основном, сформированы
за счет аллохтонных углеводородов из силурийских толщ. Примесь
углеводородов доманикового типа отмечается в нефти каменноугольных отложений. Материнским
источником могли являться органические массы карбонатных, глинисто-карбонатных толщ силура и
верхнего девона.
На основании корреляции нефтей различных стратиграфических горизонтов Колвинского вала и
Денисовской впадины установлена близость их к силурийскому генотипу.
Предложена модель
формирования залежей углеводородов на открытых месторождениях в
верхнедевонских отложениях на основании модели погружения и стадиальной эволюции
преобразования ОВ. Рассматриваются три этапа формирования залежей. Первый – за счет УВ,
поступивших из ордовикских толщ, второй – за счет УВ из верхнедевонских толщ и третий – за счет
УВ из силурийских толщ в юрское время. Существенный вклад
внесли УВ силурийских материнских
пород.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Таким образом, перспективы лицензионного участка Денисовская впадина после интенсивного
проведения сейсморазведочных работ 2D и 3D увеличились, что позволило повысить изученность,
наметить ряд перспективных объектов, выявить новые и подготовить к глубокому бурению ранее
выявленные объекты. На сегодня выявлено 11 и подготовлено 18 структур, ресурсы нефти категории
С3 составляют 90 млн.т, Д1 – 22 млн.т.
На Баяндыском
месторождении компанией ООО «Фугро Геосайенс ГмбХ» выполнены работы по
прогнозу коллекторских свойств в интервале франско-фаменских рифогенных отложений по
результатам комплексной интерпретации данных 3Д ОГТ и материалов ГИС, ВСП на основе
детерминистических и геостатических сейсмических инверсий Фугро-Джейсон, а также выделению
зон трещиноватости, малоамплитудных разломов с использованием результатов глубинной престек-
миграции
дуплексных волн. Эти работы проведены с ипользованием сейсмических инверсий в
рамках созданной ранее СК «ПетроАльянс» структурно-тектонической и скоростной модели
месторождения.
Основным результатом работ, проведенных компанией ООО «Фугро Геосайенс ГмбХ» является
рекомендация бурения эксплуатационной скважины 15-Баяндыская, в которой установлена
максимальная мощность коллекторов и, соответственно, получен высокий дебит – 578 м
3
/сут на 20
мм штуцере. Что является подтверждением необходимости проведения таких работ в дальнейшем на
новых рифогенных объектах для прогнозирования распространения коллекторов и размещения как
поисково-разведочного, так и эксплуатационного бурения.
Эффективность ГРР во многом будет зависеть от внедрения прогрессивных методов разведки,
успешно применяемых в Нефтяной компании «ЛУКОЙЛ».
Рисунок 2. Временной разрез по линии I-I.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 1. Структурная карта по отражающему горизонту IIIzd.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ПРОЯВЛЕНИЕ ПРЕИМУЩЕСТВЕННОЙ ОРИЕНТАЦИИ МИКРОНЕОДНОРОДНОСТЕЙ В
АЗИМУТАЛЬНОМ РАСПРЕДЕЛЕНИИ ЭНЕРГИИ РАССЕЯННЫХ ВОЛН
Тузовский А.А., Шиликов В.В., Мерзликина А.С.* (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть),
Чеверда В.А. (ИНГГ СО РАН)
Введение
Необходимость получения геологической информации об объектах исследований в сложных
сейсмогеологических условиях делает актуальным разработку и применение новых эффективных
способов построения волновых изображений
среды. При этом важное значение имеет процесс
создания и использования таких приемов обработки сейсмических данных, которые ориентировались
бы на выделение геологических объектов с заданными свойствами или, другими словами, были бы
объектно–ориентированными, в частности, для определения направленности трещин в зонах
развития карбонатных коллекторов.
Детальное изучение структуры резервуара требует привлечения всех
типов волновых полей,
так как каждое из них отображает различные его свойства – отраженные волны отвечают за его
правильное позиционирование в пространстве, в то время как рассеянные несут информацию о его
внутренней структуре. В данной работе представлено актуальное направление изучения внутреннего
строения резервуаров по рассеянному волновому полю, а именно, изучение азимутальной
направленности
трещин на основе данных численного моделирования волновых полей в
трещиноватых средах.
Алгоритм построения азимутально-ориентированных полей рассеянных волн
Алгоритм азимутального анализа полей рассеянных волн основан на применении интегральных
операторов продолжения волнового поля [2]:
(){}
dPPMtPIUFPMIKtMIW
D
t
∫
+⋅= ),(,,),,(),,(
000
τ
,
где
),,( tPIU - сейсмическое поле от источника, расположенного в точке
I
, зафиксированное
приемником, расположенным в точке
P
;
D
P
∈ ; D - некоторая область расстановки приемников;
t
F - некоторый оператор, действующий по переменной времени t ;
),,(
0
PMIK - ядро оператора продолжения волнового поля;
),,(
0
tMIW - волновое поле, продолженное во внутреннюю точку среды
0
M ;
),(
0
PM
τ
- время распространения волны между точками PM ,
0
.
Как самостоятельный объект, безотносительно к решению тех или иных краевых задач, такой
оператор был впервые предложен С.В. Гольдиным. Его свойства исследовались в работах С.В.
Гольдина, А.А. Тузовского, других авторов [1,3].
Выделение полей рассеянных волн в продолженном поле осуществляется за счет выбора
области интегрирования
D
. Рис. 1 иллюстрирует способ выбора области
D
.
Рассмотрим произвольную точку
0
M , в которую осуществляется продолжение поля от
источника
I
, зафиксированное на поверхности наблюдений приемниками
P
. В окрестности точки
P
выхода на поверхность наблюдений предполагаемого отраженного в точке
0
M луча PM
0
мы
можем построить зоны Френеля любого порядка для доминирующей длины волны. Как известно,
основной вклад в отраженную волну вносит интегрирование по первой зоне Френеля.
Интегрирование по смежным, примыкающим друг к другу, зонам приводит к ослаблению
отраженной волны, в отличие от рассеянной волны с источником в окрестности точки
0
M , ввиду
того, что фронт (годограф)
),(
0
PM
τ
касается фронта отраженной волны, а с фронтом рассеянной –
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
совпадает. Это обуславливает возможность выделения рассеянной волны на фоне отраженной –
необходимо исключить из области интегрирования первые зоны Френеля, где амплитуды отраженной
волны особенно велики, и обеспечить попадание в область интегрирования
D
нескольких
последовательных зон Френеля для еще большего ослабления отраженных волн (рис. 7.2, желтая
область).
Для обеспечения азимутальной зависимости продолженных полей рассеянных волн
предлагается ограничить область интегрирования только зоной обратного рассеяния в сторону
источника, учитывая, что, как правило, в этом направлении рассеянная волна наиболее интенсивна.
Эта зона определяется углом рассеяния
α
(угол между лучами
21
, RR ) и азимутом, определяющим
направление
I
P от источника
I
к приемнику
P
.
Таким образом, для построения в точке
0
M поля волны с обратным рассеянием, необходимо
ограничить область интегрирования
D
соответствующими зонами Френеля, построенными в
окрестности точки выхода предполагаемого отраженного луча, и сектором обратного рассеяния (рис.
1, заштрихованная желтая область).
Рис. 1 Схема выбора области интегрирования
D
Алгоритм продолжения поля рассеянных волн в пространственно-временной области для
трехмерных задач сейсмики написан на языке FORTRAN и интегрирован в сейсмическую
обрабатывающую систему ProMAX. В потоке системы ProMAX реализована «посейсмограммная»
обработка данных.
Входными данными алгоритма являются исходные трехмерные сейсмограммы общей точки
взрыва, прошедшие предварительную обработку. Выходными данными алгоритма являются
трехмерные сейсмограммы продолженного поля
рассеянных волн, рассчитанные в области,
определяемой соответствующими параметрами. При этом этикетки сейсмических трасс содержат
информацию об азимутах обратного рассеяния (SR_AZIM).
Апробация алгоритма на модельных данных
Апробация алгоритма осуществлялась на модельных данных, описывающих трещиноватый
объект. Основной целью проводимых численных экспериментов является возможность определения
ориентации микронеоднородностей, область расположения которых перекрыта мощной
высококонтрастной пачкой
слоёв.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Была взята модель, приближенная к среде одной из частей ЮТМ, размером 6000 м х 4000 м х
2500 м. Для изучения процессов формирования и распространения в реалистичных трёхмерно-
неоднородных средах рассеянных волн и выделения устойчивых и информативных сейсмических
атрибутов, в исходную модель вмещающей среды, представленную на рис. 2, добавлены
распределённые случайным образом микронеоднородности. Ими
был заполнен предпоследний по
глубине высокоскоростной слой. Вводимые микронеоднородности являются параллелепипедами с
размерами 25м х 5м х 25м и заполнены жидкостью (водой) с плотностью 1000 кг/м3 и скоростью
распространения волн 1500 м/сек. Их концентрация была выбрана равной 5%. Заметим, что размеры
этих включений составляют 0,1 (в плоскости XZ) – 0,02 (в плоскости YZ) от доминирующей длины
продольной
волны и примерно 0,2 от поперечной волны, распространяющихся в целевом слое.
Полученные синтетические сейсмограммы 3D вертикальной компоненты смещения (Z-
компоненты) от одного пункта взрыва, расположенного в центре площади (выделен желтым цветом)
(рис.2) были использованы для расчета рассеянного поля.
Рис. 2 Модель трещиноватого объекта
На рис. 3, показаны слайсы изображения среды в рассеянных волнах. Вход в трещиноватую
среду начинается со времени 650 мс.
На слайсах очень четко прослеживаются все процессы, происходящие в среде:
а) подход к границе зоны трещиноватости; б) формирование эллиптической формы фронта
свидетельствует о направленности трещин; в), г) формирование направленного
распространения
рассеянной энергии – вдоль ориентации трещин; д) граница трещиноватой зоны; е) затухание
рассеянных волн.
Также был проведен анализ распределения энергии рассеянных волн в зоне трещиноватости
по азимутам (рис. 4).На рисунке четко прослеживаются максимумы по направлению 90-270 градусов
(вдоль трещиноватости) и 0-180 градусов (ортогонально). Наличие в пласте системы
ориентированных вертикальных трещин (в данной
модели заполненных жидкостью) приводит к
горизонтально трансверсально-изотропной (HTI) эффективной среде, ось симметрии которой
ортогональна поверхности трещин. Как показывают проведённые нами расчёты, результаты которых
представлены выше, скорость распространения волн при этом минимальна в направлении,
ортогональном ориентации трещин и максимальна вдоль них (на слайде соответственно вертикальное
и горизонтальное направления). Таким образом, фронт рассеянного
волнового поля по мере
приближения к целевому слою, содержащему семейство ориентированных вертикальных трещин,
приобретает всё более отчётливо выраженную эллиптическую форму. При этом эллипс вытянут
вдоль направления, совпадающего с ориентацией трещин.
Кроме того, как показали проведённые нами расчёты интенсивность рассеянных волн вдоль
направления, совпадающего с ориентацией трещиноватости, существенно выше, чем в
ортогональном к нему направлении. Этот факт уверенно прослеживается на рассеянных полях –
отчётливо видны формирования вытянутых вдоль направления трещиноватости структур с
повышенным уровнем рассеянной энергии на глубине, соответствующей целевому пласту.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
a) б)
в) г)
д) е)
Рис. 3 Time Slice рассеянных волн
Рис. 4 Распределение энергии рассеянных волн по азимутам
Список литературы
1. С.В. Гольдин Интегральные продолжения волновых полей // Геология и геофизика, № 4. 1985 г.
2. А.А. Тузовский Интегральные операторы продолжения полей в двумерные неоднородные среды
//Геология и геофизика, №3. 1992 г.
3. А.А. Тузовский, А.А. Мерецкий, В.М. Киселев Численное
решение обратной задачи продолжения
сейсмического поля // Вестник Красноярского государственного университета (физико-
математические науки) № 7. 2005 г.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАК ОСНОВА
ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
О.Б. Кузьмичев, к.ф.-м.н. (ООО «КогалымНИПИнефть»)
К.Г. Скачек, к.г.-м.н. (ТПП «Когалымнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)
Полученные при оперативной интерпретации данных ГИС характеристики пластов-коллекторов,
которые берутся за основу при обосновании прироста запасов, не всегда
согласуются с принятыми
геологическими моделями месторождений, положением водо-нефтяных контактов, толщинами и
характером насыщения коллекторов, коэффициентами нефтегазонасыщенности.
Для объективного обоснования этих параметров необходима площадная (сводная)
переинтерпретация данных ГИС с учетом принятых ранее геологических построений, результатов
испытания и опробования пластов, керновых данных и другой геолого-технологической информации,
а также соответствующее графическое
представление полученной информации (геофизических
планшетов, схем корреляции) /1/.
Кроме того, новые данные, полученные в ходе выполнения сейсморазведочных работ, а также
бурения скважин и испытания перспективных интервалов, требуют уточнения геологического
строения залежей углеводородов /2/.
Основным целевым назначением проектируемых работ является уточнение строения залежей
углеводородов, геофизических характеристик и подсчетных параметров коллекторов на основе
анализа новых данных, полученных в ходе выполнения сейсморазведочных работ, бурения и
испытания скважин, и переинтерпретации скважинного материала и данных сейсморазведки по
подсчетным объектам месторождений ТПП «Когалымнефтегаз».
Для переинтерпретации данных ГИС и сейсморазведки, уточнения строения залежей нефти и
геофизических и подсчетных параметров коллекторов, используются следующие материалы:
- результаты выполненного комплекса геофизических
исследований в эксплуатационных
скважинах, инклинометрия (гироскопия), в цифровом виде;
- координаты устьев скважин и пластопересечений в системе координат 1963 года;
- принятые ранее для подсчета и обоснования прироста запасов геологические построения
по подсчетным объектам (подсчетные планы, карты толщин), с вынесенными на них
координатами исследуемых скважин;
- результаты обработки и интерпретации данных сейсморазведочных
работ, результаты
испытания, исследования вскрытых продуктивных горизонтов (пластов), данные по
эксплуатации (интервалы перфорации, первоначальный состав притока, накопленная
добыча);
- результаты анализов физико-химических свойств пластовых флюидов.
Выполнение планируемых работ осуществляется по следующим направлениям:
- анализ эффективности и качества используемого фактического материала;
- анализ имеющегося петрофизического обеспечения для количественной интерпретации
данных
ГИС;
- проработка имеющейся геолого-геофизической информации по геологическим и
подсчетным объектам;
- анализ данных сейсморазведочных работ по изучаемым площадям, уточнение строения
залежей нефти;
- обработка и количественная интерпретация данных ГИС с получением подсчетных
параметров (Н эфф, Н нефт., Кп, Кпр, Кн) пластов-коллекторов;
- подготовка графических и табличных приложений,
демонстрирующих полученные
результаты интерпретации;
Объектами исследований являются перспективные интервалы месторождений, определяемые
по согласованию с Заказчиком.
Для примера рассмотрим геолого-геофизический мониторинг юрских отложений западного
участка Повховского месторождения в районе вновь пробуренной разведочной скважины.
В 2009 году на Западно-Повховском участке были проведены сейсморазведочные работы по
методике 3D, которые уточнили строение залежи (
рис.1).
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рис. 1. Структурная карта по кровле коллекторов пласта ЮВ
1
1
Повховского месторождения
(топооснова взята с литооттисков). Сейсморазведочные работы по методике 3D на Западно-
Повховском участке (2009г.).
Пласт ЮВ
1
1
залегает непосредственно под пачкой глин георгиевской свиты, достаточно
выдержан по площади и по разрезу. Коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с
повышенной слюдистостью, пиритизацией и карбонатизацией. Наличие указанного материала
дополнительно увеличивает неоднородность пласта, что в конечном итоге приводило к
неравномерному заполнению ловушек углеводородами на стадии формирования залежей. Всего в
пласте ЮВ
1
1
выделено 10 залежей нефти.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
В основу методики интерпретации ГИС были положены петрофизические зависимости,
обоснованные в отчете «Пересчет запасов нефти и растворенного газа Повховского месторождения»
(исполнитель ООО «КогалымНИПИнефть», 2004 г.) утвержденном ГКЗ в 2005 г. Методика
интерпретации «керн-ГИС» изложена в работе /3/.
Результаты интерпретации представлены на рис.2.
Рис. 2. Результаты интерпретации ГИС разведочной скважины на Западно-Повховском участке.
В пределах залежи по результатам бурения 48 эксплуатационных скважин и результатам
интерпретации материалов ГИС уточнены средневзвешенные значения коэффициентов пористости и
нефтенасыщенности.
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.5 м. (скв.7355) до 13.0 м (скв.7321). 127
скважин введены в эксплуатацию на пласт ЮВ11 по залежи. Первоначальные дебиты нефти
составляют от 2 т/сут – до 249 т/сут, обводнённость от 1 % до
73,6 % и 80,5%/
Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности рассчитаны отдельно по ЧНЗ и ВНЗ. По
категориям В и С1 по ЧНЗ данные параметры приняты как среднезвзвешенные по ГИС по
пробуренным скважинам, которые составили, соответственно, 0.17 д. ед. и 0.62 д. ед.. По ВНЗ
коэффициенты также рассчитаны по данным ГИС по всем пробуренным скважинам и составляют,
соответственно, 0.17 д. ед. и 0.59 д.ед.
Пересчётный коэффициент и плотность нефти приняты как ранее утвержденные ГКЗ (0.785,
0.839). Новые глубинные пробы нефти не отбирались.
Изменения запасов нефти связаны с уточнением нефтенасыщенных объемов пород данного
участка по результатам бурения эксплуатационных скважин, а также с переводом содержащихся в
данных объемах запасов категории С1 в
категорию В, и из категории С2 в категории С1 (рис. 3.).
Указанные участки находятся в нефтяной и водонефтяной зонах пласта. КИН для расчета
извлекаемых запасов категорий В и С1 в нефтяной зоне и водонефтяной принимается в соответствии
с утвержденным ГКЗ (протокол № 1122-дсп от 07.12.2005 г.) для залежи значением 0.376. в
соответствии с «Технологической
схемой разработки Повховского месторождения» (протокол ЦКР
№620 от 26.04.05г.).