Сучасний підхід до вивчення резервуарів на базі многоволновой сейсморозвідки з точковими датчиками

Андрій Нізьев, Ігор Керусов, к.г.-м.н., Євген Петров, «ПетроАльянс Сервісіс Компані Лімітед»

Сьогодні очевидно, що вплив технологій площинної сейсморозвідки (3D сейсморозвідки) на технології розвідки і розробки вуглеводневих родовищ перевершило все, навіть найбільш оптимістичні прогнози. Так, завдяки її використання, перш за все, збільшилося значення такого важливого показника, як відсоток успішного буріння, істотно зросла ізвлекаемость сировини і т.д. Все це в результаті кардинально скоригував економічні показники видобувних проектів, зробило їх більш привабливими для надрокористувачів. Крім того, 3D сейсморозвідка вперше надала геологам, геофізикам і промисловикам можливість отримувати інформацію про будову середовища в межскважінном просторі, що формується за результатами динамічного аналізу сейсмічного хвильового поля, що проводиться на базі свердловини точної інформації.

Вже протягом не одного десятка років завдання, що виникають при експлуатації вуглеводневих родовищ, практично не зазнають змін. Запропоновані в останні роки фахівцями методи вирішення цих завдань, базуються в основному на сейсморозвідці 3D, і до цього дня можна віднести до цілком ефективним. У той же час все більш жорсткі вимоги до надійності одержуваних геофізиками результатів, обумовлені, перш за все, збільшенням складності будови колекторів і верхньої частини розрізу, не завжди можуть бути задоволені в повній мірі. Крім того, технології площинної сейсморозвідки обмежені фізичними межами сейсмічних методів. Дані обставини пояснюють той факт, що сьогодні увага дослідників все частіше зосереджується на інших методах, що дозволяють описувати пласти більш детально.

З моменту першого використання багатокомпонентна сейсморозвідка (3С) динамічно впроваджується у виробництво. У міру розвитку самої технології та накопичення досвіду її використання до дослідників приходить більш глибоке розуміння можливостей багатокомпонентних вимірів, що приводить до розширення сфери застосування 3С-даних. Безумовно, мова не йде про повну заміну багатокомпонентними роботами «класичної» однокомпонентної сейсморозвідки на поздовжніх хвилях при вирішенні більшості виробничих завдань. Таких, наприклад, як виділення структур. Застосування унікальної інформації, що отримується при багатокомпонентної сейсморозвідці 3С, виходить далеко за рамки вирішення завдань структурних побудов. У цьому випадку ми говоримо про інформацію, що характеризує внутрішню будову резервуара. Тобто про внутрішні характеристики резервуару, здатних забезпечити не тільки детальне розуміння структури, але й успіх його подальшої експлуатації.

На сьогоднішній день многоволновая сейсморозвідка вже займає свою відокремлену нішу на світовому ринку геофізичних послуг. З її допомогою вирішується цілий спектр проблем, які неможливо вирішити за допомогою «класичної» сейсморозвідки на базі тільки поздовжніх хвиль.

З всіх існуючих методів многоволновой сейсморозвідки найбільш широке поширення набув метод, що використовує відбиті обмінні хвилі. Практика показує, що з точки зору скорочення часових та економічних витрат на виконання робіт його застосування найбільш доцільно для вирішення більшості поставлених геологічних завдань.

В першу чергу в силу того, що роботи на обмінних хвилях не вимагають ніяких додаткових витрат. Вони використовують спрямовану вниз подовжню Р-хвилю з обміном, змінює в найглибшій точці проникнення свій тип на висхідну поперечну S-хвилю. Тим самим для порушення обмінної хвилі потрібно лише джерело поздовжніх хвиль, а для реєстрації - приймачі для поперечних хвиль. Тобто при багатокомпонентних роботах, порушуючи поздовжні хвилі, реєструється, крім поздовжніх хвиль, поле обмінних хвиль, що містить в собі інформацію про поперечних хвилях.

Цілком закономірно, що одночасно з перевагами обмінні хвилі мають і ряд негативних аспектів. Перш за все, це асиметрія шляху променя PS-хвилі, що є наслідком відмінності величин швидкостей сейсмічної хвилі на шляху вниз і вгору. У першому випадку це швидкість поздовжньої хвилі, а в другому -- поперечної.

Крім того, обмінні хвилі, в порівнянні з поздовжніми і поперечними, краще простежуються в іншому діапазоні вилучень і для них важливі інші хвилі-перешкоди.

Для поперечних хвиль характерно сильне поглинання у верхній частині розущільнення розрізу і властиві S-хвилях дуже низькі швидкості. Це зумовлює великі величини статичних поправок, які в ряді випадків неможливо визначити з прийнятною точністю.

При роботі з даними обмінних хвиль, на відміну від поздовжніх, складним завданням є поділ етапів обробки та інтерпретації. Це пов'язано з тим, що обробка є многоітераціонним процесом, і за результатами кожної ітерації обробки і подальшої інтерпретації даних будується модель розподілу пружних параметрів у середовищі. На наступному етапі обробки побудована модель виконує функції вхідних параметрів, забезпечуючи тим самим все більшого уточнення кінематичної моделі.

Додатковим факторів, що ускладнюють використання сейсмічних методів на базі обмінних хвиль, є нестійкість і несамодостатність процесу обробки і інтерпретації отриманих даних. Це вимагає залучення апріорної інформації про розподіл швидкостей поздовжніх і поперечних хвиль у середовищі.

Однак все ж переваги від практичного використання методів багатокомпонентної сейсморозвідки значною мірою компенсують наявні труднощі роботи з обмінними хвилями. Зупинимося коротко на основних з них.

Отримання поверхонь акустично слабоконтрастних для поздовжніх хвиль, але з істотними змінами для поперечних хвиль

Розрізи різних типів хвиль відображають дещо різні властивості геологічного середовища, тому що формуються хвильові пакети відрізняються навіть при оптимальних для кожного типу хвиль умовах спостереження. Додавання в аналіз зсувне компоненти збільшує інформативність реєстрованого сейсмічного хвильового поля. У ньому виявляються нові, не видимі в області РР-хвиль геологічні об'єкти, а видимі об'єкти включають додаткові кінематичні та динамічні характеристики (рис. 1).

В ряді випадків у полі поздовжніх хвиль (наприклад під газовою шапкою) формується зона тіні, і побудова структурних поверхонь не представляється можливим. На поперечну хвилю, на відміну від поздовжньої, насичення практично не впливає, надаючи тим самим можливість структурних побудов в газонасичених інтервалах.

Додавання додаткових параметрів при інтерпретації

Перш за все слід говорити про додавання швидкостей повздовжньої та поперечної хвиль, а також динаміки поперечної хвилі. Така інформація необхідна для сталого вирішення завдань прогнозування літології, колекторних властивостей продуктивних пластів, оцінки насичення і типу флюїда. Використання методів динамічного аналізу сейсмічних полноволнових даних, зокрема AVO-аналізу за обмінним хвилях, дозволяє робити прогноз піщанистого і пористості продуктивних пластів (рис. 2). Ступінь достовірності прогнозу з використанням динаміки обмінної хвилі висока. Як видно з представленого на рис. 2 прикладу, коефіцієнт кореляції результатів прогнозу з сейсмічних даних з свердловинні даними високий. Це пояснюється тим, що динаміка обмінної хвилі несе в собі інформацію про поперечних хвилях, відбиваючи внутрішні характеристики колектора, його будови.

Поділ у хвильовому поле ефектів, пов'язаних з насиченням і зміною внутрішнього будови колектора за рахунок спільного використання AVO-аналізу для поздовжніх і обмінних хвиль

Різні варіації в колекторі, пов'язані зі зміною властивостей або зміною насичення, формують різні динамічні ефекти у хвильових полях поздовжніх і обмінних хвиль. Спираючись на різні характерні особливості у поведінці динаміки поздовжніх і обмінних хвиль, можна виділяти і розділяти різні ефекти. Наприклад, проводити так звану разбраковку «яскравих плям», які формуються в полі поздовжніх хвиль. Крім того, дана можливість підвищує достовірність одержуваних результатів.

Залучення поперечних хвиль дозволяє визначати дещо інші властивості колектора, ніж тільки з подовжнім хвилях. У результаті поєднання поздовжніх і поперечних хвиль дозволяє отримати ту інформацію, яка недоступна кожної з них в окремо.

Інтерпретація співвідношення Vp/Vs

Співвідношення Vp/Vs, отримане шляхом аналізу часу проходження поздовжнього й обмінної хвиль через однойменний інтервал розрізу між виділеними реперами у хвильових полях різних типів хвиль, в основному використовується при обробці. Однак його застосування можливо і для прогнозу літології. Наприклад, визначення співвідношення глинястості і піщанистого досліджуваного інтервалу. У цьому випадку слід враховувати, що отримання інформації про розподіл Vp/Vs у конкретному шарі-колекторі стає неможливим в силу інтегрального характеру поведінки функції Vp/Vs.

Отримання інформації про будову верхньої частини розрізу

В умовах, коли на багатьох добре вивчених територіях об'єктами пошуку є малоамплітудние підняття і крайові частини родовищ, точне відновлення структурної поверхні глибоких горизонтів стає надзвичайно важливим завданням. Зазвичай перешкодою тут є висока мінливість властивостей відносно тонкого, з точки зору традиційних методів сейсморозвідки, інтервалу відкладень у верхній частині розрізу, викривляє реальні структурні плани. Обладнання для багатокомпонентних робіт дозволяє використовувати методику польових спостережень хвильового поля з будь-яким як завгодно малим кроком між точковими датчиками. Ця особливість забезпечує детальне розчленування хвильового поля в ВЧР і досягнення високої кратності (рис. 3). Такі хвильові поля поздовжніх і обмінних хвиль містять інформацію про розподіл швидкостей поздовжніх і поперечних хвиль на малих глибинах, в умовах вічної мерзлоти. Її використання дозволяє досягати точної тимчасової геометрії горизонтів верхній частині і детально відновлювати значення швидкостей поздовжньої і поперечної хвиль (рис. 4).

Реєстрація повного хвильового поля

За результатами робіт дослідники отримують всі проекції хвильового поля (X, Y, Z). Відомо, що, маючи повне хвильове поле, можна виділяти або придушувати будь-який тип хвиль - подовжню, обмінну або поверхневу. Розроблені алгоритми адаптивної фільтрації позбавляють від поверхневих хвиль. При цьому сама адаптивна фільтрація не тільки є єдиним інструментом боротьби з поверхневими хвилями, але й не спотворює динаміку відбитих хвиль в конусі поверхневих хвиль. Придушення поверхневих хвиль на ближніх виносах для поздовжніх хвиль розширює корисний діапазон вилучень.

Розширення спектру сигналу корисних хвиль

Використання обладнання нового покоління на основі технології мікроелектромеханічних систем (МЕМС) характеризується постійною у всьому діапазоні амплітудної і фазової характеристики, що розширює динамічний діапазон. Крім того, точне відновлення вектора поляризації, притаманне такого устаткування, дає чітке зображення з високою роздільною здатністю. Найчастіше якість поздовжніх хвиль вище, ніж якість сигналу, що отримується при використанні стандартних груп приймачів.

Підвищення продуктивності зйомки за рахунок технологічності використовуваного устаткування

При проведення польових робіт використовуються точкові датчики, більш універсальні як за характеристиками, так і за розмірами. Крок між датчиками визначається розв'язуваних задач і складає, як правило, 5 м або 10 м. У підсумку відмова від групування істотно скорочує обсяги транспортується обладнання.

Дослідження анізотропії, орієнтації і щільності тріщин

Дослідження тріщинуватих колекторів базується на вивченні поляризації поперечних хвиль. Поляризація виникає в результаті взаємодії поля поперечних хвиль зі структурою тріщинуватості в породі і призводить до розщеплення поперечної хвилі на швидку і повільну хвилі. Піддаючи горизонтальні компоненти обмінної хвилі X математичної ротації, визначається поляризація поперечної хвилі. Напрямки векторів швидкої та повільної хвиль вказують на напрям тріщин, а різниця між швидкою і повільною хвилею - на їх кількість, тобто щільність тріщин.

Слід зауважити, що проведення такого аналізу можливо і за допомогою однокомпонентної сейсмічної зйомки, але для цього її необхідно проводити на основі спеціально спроектованої і досить дорогий, в порівнянні з багатокомпонентними роботами, зйомки. Крім того, було встановлено, що вимір компонент поперечних хвиль дає значно більш надійний результат. На ряді родовищ різкі зміни властивостей тріщинуватості припускають ключові зміни у властивостях колекторів, які контролюють рух флюїдів, які було б важко або навіть практично неможливо прогнозувати тільки за свердловинні даними.

Всі перераховані вище переваги многоволновой реєстрації точковими датчиками очевидні і загальновизнана. Досвід практичного застосування даної технології в умовах Західного Сибіру доводить її ефективність у реальних умовах. Включення результатів робіт в об'ємну геологічну модель родовища показує, що в цьому випадку уточнюються параметри продуктивних резервуарів і очікується підвищення ефективності розвідки і розробки покладів вуглеводнів (рис. 5).

В силу недостатніх обсягів проведених робіт сьогодні залишається відкритим питання промислового впровадження та визначення реального місця многоволновой сейсморозвідки в послідовності робіт з побудови геологічної моделі родовищ на сучасному етапі. Найбільш стримуючим моментом такого впровадження є відносно більш висока вартість робіт. Однак можна обгрунтовано припустити, що цей фактор буде подолано вже в найближчі роки. Динамічний накопичення досвіду і демонстрація унікального інформаційного наповнення геологічної моделі в сукупності з безперервно що проводяться удосконаленням обладнання, методів обробки та інтерпретації, безумовно, призведе до бурхливого зростання обсягів багатокомпонентних зйомок.

Список літератури

Для підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://www.oilcapital.ru/