УДК 550.83:553.982

Применение геофизических методов при доразведке и разработке нефтяных месторождений

Г.Н. ГОГОНЕНКОВ, В.Н. МОИСЕЕВ (ЦГЭ Миннефтепрома), Н.А. САВОСТЬЯНОВ (Миннефтепром)

В последние годы отмечается активное применение методов полевой и промысловой геофизики для целей доразведки и разработки нефтяных месторождений.

Сейсморазведка. Среди методов разведочной геофизики, традиционно применяемых при поисках нефтяных и газовых месторождений, основное место занимает сейсморазведка. Интенсивное развитие технико-методической базы метода создало предпосылки значительного расширения круга проблем, решаемых с использованием сейсмических данных на всех стадиях геологоразведочного процесса. Однако для специфических задач Миннефтепрома, связанных с эксплуатацией месторождений, наибольшее значение имеют новые возможности использования результатов сейсморазведки на этапах детального изучения выявленных месторождений, подсчета запасов и проектирования технологических схем разработки. В связи с вовлечением в разработку и эксплуатацию значительного числа сложно построенных месторождений с неоднородными коллекторами, литологическими замещениями, выклиниваниями, блоковым строением залежей УВ потребность и народнохозяйственная значимость внедрения новых, более точных методов детального изучения месторождений нефти и газа существенно возросли.

Традиционная методика изучения геологического строения продуктивных тел и получения параметров, необходимых для проектирования разработки, базируется на сети разведочных скважин. Промысловые геофизические методы, обладая высокой точностью и детальностью описания геологического разреза по вертикали в точке пересечения скважины и продуктивного интервала, дают неоднозначную информацию о строении месторождения в области между скважинами. Метод линейной межскважинной интерполяции приемлем только в условиях однородных и стабильных по параметрам на значительной площади продуктивных пластов. В более сложных реальных ситуациях пространственная модель месторождения содержит существенные ошибки, приводящие к непроизводительным затратам при разработке.

В то же время сейсмические данные, обладая существенно меньшей вертикальной разрешенностью, чем информация по скважинам, дают возможность изучать строение продуктивных толщ в плане практически непрерывно. Это создает предпосылки для комплексирования детальной сейсморазведки с результатами разведочного бурения и позволяет строить более точную пространственную модель продуктивных пластов, обоснованнее проводить подсчет запасов, рациональнее проектировать технологические схемы разработки.

Использование скважинной информации на этапе геологической интерпретации исключает или существенно уменьшает погрешности, присущие сейсморазведке, как любому дистанционному методу, а главное, дает возможность «настроить» специальные интерпретационные алгоритмы на количественный прогноз строения разреза. Особую важность при этом приобретают акустический каротаж (АК) и плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК). Указанные методы позволяют непосредственно измерить два физических параметра пород - скорость распространения упругих волн и объемную плотность, которые определяют форму и энергию отраженных волн, регистрируемых при сейсморазведке.

Геофизическими предприятиями Миннефтепрома накоплен определенный опыт по доразведке нефтяных месторождений. В решении этой сложной задачи видны значительные перспективы дальнейшего повышения эффективности сейсмического метода.

Примером эффективного промышленного применения детальной сейсморазведки являются месторождения Южного купола Татарского свода, где практически любой антиклинальный перегиб продуктивных пластов карбона и девона служит самостоятельной ловушкой. Размещение УВ определяет детальный структурный план пластов. Картирование его по сейсмическим данным позволяет существенно откорректировать схемы размещения добывающих скважин, спроектированные на основе сети разведочных скважин. На рис. 1, а приведены схема размещения разведочных скважин и проектный контур нефтеносности на Бурейкинской площади. После строительства первых добывающих скважин на основе сети разведочных скважин выяснилось, что не все из них дают притоки нефти. Результаты детальной сейсморазведки, проведенной трестом Татнефтегеофизика, показали существенно иной структурный план площади (см. рис, 1, б). После сейсмических построений было пробурено еще несколько скважин в пределах прежнего контура нефтеносности, но вне предложенных геофизиками зон. Все они оказались непродуктивными. Между тем пять скважин, пройденных на рекомендованных участках, дали нефть. Это доказало высокую точность картирования деталей структурного плана по данным сейсморазведки. Наличие скважинных исследований позволило повысить эффективность сейсмических построений (см. рис. 1,в).

В рассмотренном примере при прогнозе контуров залежей используется структурный фактор. В более благоприятных условиях в дополнение к структурным признакам удается привлечь динамические характеристики сейсмической записи - амплитуду отраженного сигнала, его фазу, частоту и длительность. Созданы способы приближенного решения обратной динамической задачи сейсморазведки - восстановления по форме сейсмической записи распределения акустических свойств среды - псевдоакустический каротаж (ПАК). Если залежь нефти или газа заметно изменяет акустические параметры пласта, то можно получить прямой эффект от залежи в виде локальных аномалий динамики отражений и непосредственно картировать ее распространение по сейсмическим данным.

На Васькинской площади Западной Сибири сейсмическая запись была преобразована в разрез ПАК, изображенный в виде изолиний скорости распространения волн (рис 2). Локальное понижение упругих параметров пласта АС_9-10 на времени 1,9 с в своде антиклинального прогиба пластов явилось диагностическим признаком наличия УВ, что было подтверждено последующим бурением.

На этом же примере отметим четкую дифференциацию по упругим свойствам клиноформной ачимовской толщи в интервале времен 2-2,2 с, в которой на соседних площадях выявлены неантиклинальные ловушки. Пространственное положение клиноформных песчаных тел может успешно картироваться по сейсмическим данным.

К сожалению, пока еще не для всех условий и глубин удается получать сейсмические материалы достаточно высокого качества. К числу неблагоприятных относятся участки с резкопересеченным горным рельефом, зоны выхода на поверхность карбонатных пород, районы с очень резкими границами в верхней части разреза, создающими сильный фон многократных волн-помех. Сложные глубинные условия обусловлены резкодислоцированными толщами соли, наличием траппов. Особо следует отметить ограниченную разрешающую способность сейсмического метода, не позволяющего на глубинах более 3 км выделять отдельные пласты мощностью менее 10-15 м.

Перспективы преодоления указанных ограничений связаны с дальнейшим научно-техническим прогрессом сейсморазведки, основные направления которого на ближайшие годы четко сформировались. В области полевой регистрирующей аппаратуры - это переход на сейсмостанции с большим числом каналов. Если в настоящее время основной объем работ выполняют с 48-канальными сейсмостанциями, то в ближайшей перспективе ожидается переход на 96-канальные, а затем на 240- и 480-канальные сейсмостанции. Рост числа каналов позволит повысить плотность наблюдений и кратность перекрытий, что увеличит соотношение энергии полезного сигнала и помехи, а главное, обеспечит широкое внедрение принципиально новых пространственных модификаций сейсмических наблюдений. В отличие от стандартных сейсмических наблюдений, которые дают возможность получать сейсмический разрез только в одной плоскости профиля, трехмерные наблюдения позволяют формировать объемные изображения среды и в том числе осуществлять горизонтальные срезы волнового поля. Это обеспечивает высокую точность и максимальную детальность изучения локальных трехмерных геологических объектов.

Детальность, с которой удается проследить контуры объектов сложной формы в объемном изображении, безусловно выше, чем при традиционных профильных исследованиях. Это относится не только к объектам типа погребенных русел палеорек, авандельт, палеоостанцов древнего рельефа, палеорифов, но и к детальному прослеживанию тектонических нарушений, микрограбенов, надвигов. Очевидно, для задач детального изучения продуктивных тел пространственная сейсморазведка открывает новые возможности.

Следующая важнейшая проблема - повышение вертикальной разрешающей способности сейсмических данных - будет решаться за счет применения новых источников возбуждения (прежде всего вибрационных), высокочастотных сейсмографов, уменьшения шага дискретизации сейсмических данных. В этой же проблеме значительные перспективы связаны с широким внедрением специальных скважинных модификаций сейсмических наблюдений, позволяющих изучать околоскважинное пространство с высокой детальностью.

Все преимущества, которые даст новая техника при регистрации сейсмической записи, не смогут проявиться без значительного опережающего роста вычислительных мощностей при обработке данных. Некоторые новые модификации сейсморазведки, прежде всего пространственные измерения, требуют увеличения вычислительных мощностей на порядок и более по сравнению со стандартными наблюдениями. Кроме того, для решения будущих задач необходимо создание новых алгоритмов и программ обработки и интерпретации, в том числе в интерактивном режиме с использованием современных дисплейных средств отображения информации.

Перечисленные направления положены в основу комплексной программы научно-технического развития сейсморазведки на XII пятилетку. На ее реализацию будут сконцентрированы все силы научно-исследовательских и конструкторских геофизических подразделений Миннефтепрома. Осуществление программы позволит сделать новый шаг в дальнейшем повышении геологической эффективности метода.

Промысловая геофизика. Важной компонентой информации о нефтяной или нефтегазовой залежи, используемой при составлении проекта разработки, являются данные геофизических методов определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород при исследованиях в бурящихся скважинах.

При соответствующем качестве первичного материала, полноте примененного комплекса исследований, обоснованном петрофизическом обеспечении и способе интерпретации с помощью этих методов надежно определяются такие параметры, как коэффициенты пористости и нефтегазонасыщения, эффективная толщина, положение водонефтяного и газонефтяного контактов и др. Затруднения имеют место при определении коэффициента пористости в отдельных типах сложных коллекторов и коэффициента нефтегазонасыщения в трещинно-кавернозных породах.

Геофизическими методами в ряде случаев надежно определяются также коэффициент проницаемости межзерновых терригенных коллекторов, являющийся важным параметром для расчета технологических показателей разработки залежи, и коэффициент глинистости, характеризующий вероятную продуктивность коллектора и его фильтрационные свойства.

Практика показывает, что достоверные данные о коллекторских свойствах и степени нефтегазонасыщенности пластов по результатам геофизических исследований получаются в том случае, если методика обработки их физически обоснована и создана на базе лабораторных исследований кернов и пластовых флюидов. При этом необходимо, чтобы интервал отбора керна соответствовал интервалу продуктивного разреза, в котором были бы выполнены геофизические исследования расширенным комплексом детальных методов, вынос керна был бы сплошным и на образцах его были бы определены не только геологические, но и геофизические параметры при пластовых условиях.

Поскольку анализ разработки нефтяной или нефтегазовой залежи состоит прежде всего в сравнении текущих значений удельного нефтегазонасыщения на различных этапах эксплуатации для каждого пластового пересечения внутри залежи с начальными значениями этого параметра и определении достигнутого коэффициента нефтеотдачи, основной компонентой информации для проведения такого анализа служат результаты геофизических исследований в эксплуатационных скважинах.

С помощью методов промысловой геофизики надежно определяются параметры, характеризующие состояние выработки залежи нефти (текущее положение водонефтяного и газонефтяного контакта, текущая нефтенасыщенная толщина), степень нефтегазонасыщенности пластов (коэффициенты текущего и остаточного нефтенасыщения, коэффициент газонасыщения), работающую толщину пласта-коллектора (интервалы притока жидкости или поглощения), энергетическое состояние залежи (текущее пластовое давление, температура, текущий коэффициент продуктивности), направление и скорость движения жидкости в межскважинных пространствах и др.

Применение методов промысловой геофизики в бурящихся и эксплуатационных скважинах наиболее эффективно, если исследовательские работы проводятся целенаправленно и планомерно в рамках системного подхода. Многолетний опыт ведения геофизических работ на месторождениях основных нефтегазоносных районов страны показывает, что необходимый и достаточный объем информации для решения основных задач разработки в масштабе эксплуатационного объекта или месторождения в целом может быть получен при применении следующей программы исследований.

Фильтрационно-емкостную модель залежи нефти целесообразно создавать на основе бурения базовых скважин. Их необходимо предусматривать в проекте пробной эксплуатации месторождения, технологической схеме и проектах разработки и бурить при тщательном технологическом контроле с отбором керна и созданием условий, при которых наиболее эффективными могут стать результаты геофизических исследований, лабораторного анализа керна и пластовых флюидов. Геофизические исследования в них надо выполнять полным комплексом методов и обеспечивать определение удельного нефтегазонасыщения и условий фильтрации жидкости по толщине продуктивного разреза с учетом изменений при первичном и вторичном вскрытии. В качестве базовых могут быть использованы также параметрические и первые разведочные скважины, пробуренные на месторождении.

Количество и положение базовых скважин на месторождении определяются особенностями геологического строения объекта разработки, установленными посредством площадной корреляции геолого-геофизических разрезов продуктивной толщи или по данным сейсморазведки.

Наличие базовых скважин позволяет путем последовательной идентификации геофизических параметров пластов в них и в соседних скважинах, пробуренных без отбора керна и исследованных ограниченным комплексом методов, установить контуры участков, на которых все пластовые пересечения будут характеризоваться близкими геологическими и эксплуатационными параметрами.

Такие участки могут быть приняты при проектировании разработки в качестве системы модулей и составить математическую модель объекта разработки, учитывающую обоснованные экспериментально неоднородности геологического строения, распределения запасов и условий фильтрации жидкости.

По мере увеличения количества скважин, пробуренных на месторождении, рассмотренная выше фильтрационно-емкостная модель залежи нефти может уточняться с помощью построения серии сводно-статистических разрезов продуктивных отложений, отражающих степень расчлененности пласта-коллектора и характер изменения проницаемости по толщине на разных участках месторождения.

Они позволяют прогнозировать, на каких зонах и по каким интервалам следует ожидать опережающую выработку пластов при равномерной сетке эксплуатационных скважин, и оценивать вероятную неоднородность фильтрационных потоков.

Накопленная и обобщенная таким образом геологическая информация о нефтяной и нефтегазовой залежи позволяет создавать наиболее эффективные системы геофизических исследований по наблюдению за процессами разработки пластов, основанные на прогнозе характера и полноты выработки запасов. Может быть, в частности, более четко определено местоположение наблюдательных и контрольно-эксплуатационных скважин, продуктивный разрез которых должен быть обсажен неметаллическими (стеклопластиковыми, пластмассовыми) трубами для систематических наблюдений за динамикой пластов высокочастотными электромагнитными методами каротажа.

Геофизические исследования в эксплуатационных и нагнетательных скважинах в этом случае должны проводиться преимущественно на участках, где наиболее ярко проявляются процессы разработки при известных характере и особенностях послойного распределения коллекторских свойств, нефтегазонасыщенности, гидродинамической взаимосвязи отдельных прослоев и др.

Программа исследований в бурящихся и эксплуатирующихся скважинах по задачам проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений, реализуемая в системе Миннефтепрома, позволяет оптимизировать объемы требуемой информации и рационально использовать мощности геофизических предприятий.

Рис 1. Уточнение схемы расположения добывающих скважин по данным детализационной сейсморазведки в условиях Татарии:

а, б - контур залежи соответственно по данным бурения и детализационной сейсморазведки и бурения; в - уточнение схемы добывающих скважин; 1 - контур залежи по данным поисково-разведочного бурения; 2 - уточненный контур залежи по данным поисково-разведочного бурения; 3 - уточненный контур залежи по данным детализационной сейсморазведки и поисково-разведочного бурения; скважины: 4 - продуктивные поисково-разведочные, 5 - непродуктивные поисково-разведочные, 6 - продуктивные добывающие (29), 7 - добывающие, предусмотренные первоначальным проектом разработки (60), 8 - непродуктивные, пробуренные по данным сейсморазведки (10), 9- отмененные по данным сейсморазведки (8), 10, 11 - соответственно дополнительные добывающие по новому проекту (52), среди них пробуренные и давшие приток нефти (5)

Рис. 2. Пример выявления залежи нефти по аномалии акустической жесткости в условиях Западной Сибири