К оглавлению

СОКРАЩЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РИСКА БУРЕНИЯ НЕПРОДУКТИВНЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ГЛУБИННЫХ КУБОВ ПОРИСТОСТИ

С.Н. Птецов (ООО “Парадайм Геофизикал”), В.Ю. Матусевич (ЗАО “ЛУКОЙЛ-АИК ”)

Введение

К настоящему времени для решения задач прогнозирования природных резервуаров нефти и газа созданы технические и программные средства и накоплен значительный опыт полевой регистрации, обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки. Об этом свидетельствуют многочисленные примеры успешного прогноза свойств резервуаров и их подтверждение по данным бурения, которые приводятся на ежегодных конференциях “Геомодель” в Геленджике [5], на региональных конференциях, семинарах ЕАГО в Тюмени, Москве, Саратове, а также в специальных журналах геолого-геофизической тематики. Основные проблемы, которые сейчас вызывают наиболее активное обсуждение специалистов, касаются точности и достоверности прогноза толщины и пористости коллекторов, которые можно спрогнозировать по сейсмическим и каротажным данным на основе геологической и петрофизической интерпретации, создания новых технологий и программ для решения этих задач [1,3, 4].

Важность таких технологий трудно переоценить, поскольку построение сейсмогеологических, тонкослоистых геологических и гидродинамических моделей месторождений обеспечивает решение жизненно важных проблем нефтедобывающих предприятий - определение точек заложения для бурения новых скважин при разведке и эксплуатации месторождений, повышение достоверности оценки запасов и создание оптимальных и экономически рентабельных схем разработки месторождений. Цена вопроса определяется стоимостью риска бурения скважин и их обустройства, включая инженерные коммуникации и энергетику, которые в современных рыночных условиях обойти или игнорировать невозможно. С учетом сложности геологических задач и высоких требований к достоверности прогнозов, научные и технологические решения по определению не могут быть простыми и дешевыми. Успешное решение прогнозирования резервуаров, по нашему мнению, должно быть основано на комплексных подходах к сейсмофациальной и петрофизической интерпретации сейсмических данных в тесном сочетании с результатами изучения керна, акустических и емкостных свойств пород в скважинах по данным ГИС.

Рассмотрим возможности объемного изучения сложной формы песчаных резервуаров в неокомских отложениях Западной Сибири на основе глубинных кубов сейсмического импеданса, плотности терригенных пород и прогнозной пористости, пересчитанной из плотности. Высокое качество данных трехмерной сейсморазведки, инклинометрии, акустического и плотностного каротажа скважин, вертикального сейсмического профилирования и данных испытаний скважин явились основой надежного согласования всех данных в едином глубинном масштабе с точностью, достаточной для идентификации отражений и пластов по 3D и в скважинах толщиной в первые метры. Применение самых современных и эффективных технологий обработки данных 3D, включая миграцию исходных сейсмограмм до суммирования [2] и инверсию сейсмических отражений, построение глубинных кубов импеданса и калибровку акустического импеданса по стволу скважин в интервале коллекторов, обеспечило высокую сходимость сейсмических и каротажных параметров пластов и детальность описания резервуара в объеме.

Описать в деталях все новые технологии и полученные результаты не представляется возможным, поэтому кратко рассмотрим наиболее важные и результативные, на наш взгляд, подходы. Речь идет о получении куба пористости в глубинном масштабе, способе анализа зависимостей акустической жесткости от пористости и объемном стратиграфическом разделении песчаного резервуара и глинистой покрышки.

Методика решения

Пересчет отражений в кубы импеданса в глубинном масштабе. Вместо традиционных технологий поиска связи амплитуд или импеданса с эффективными толщинами и песчанистостью в интервале вокруг отражающего сейсмического горизонта во временном масштабе мы применили технологию пересчета сейсмических кубов в глубинный масштаб на основе каркаса структурных карт, калиброванных по абсолютным отметкам в скважинах. В основе этой технологии лежит поэтапное приближение глубинно-скоростной модели к скважинным данным. Сначала на этапе глубинной миграции исходных сейсмограмм скорости калибруются по разведочным скважинам с данными вертикального сейсмического профилирования (ВСП). При построении скоростей миграции учитываются данные ВСП и горизонтальные градиенты скоростей, измеренные по сейсмограммам. Это дает возможность более точно учесть преломления и фокусировки волн даже при незначительных эффектах геометрического сноса горизонтов. Роль миграции состоит в фокусировке отраженных волн от шероховатости границ, связанной с изменениями толщины и литологического состава внутри тонкослоистых пачек, а также уменьшении уровня случайного шума. В качестве скоростной модели при миграции используются интервальные скорости, полученные в процессе анализа интервальных и средних скоростей по сейсмограммам. Однако интервальные скорости, применяемые для целей миграции, в последующем сглаживаются, исходя из требований гладкости границ в модели для миграции волн. По этой причине при локальных изменениях толщины и скоростей, например, в зонах тектонических нарушений и при резкой смене литологического состава точное восстановление глубин и согласование со скважинными данными проблематично. Есть две причины, по которым интервальные скорости после миграции не могут обеспечить требуемой точности глубинных преобразований. Во-первых, интервальные толщины для миграционных глубинно-скоростных моделей не должны быть менее 200-300 м, иначе определение вторых производных годографа при расчете траекторий лучей миграции дает неустойчивое решение. Во-вторых, интервальные скорости при таких интервальных толщинах не отображают локальных изменений пластовых скоростей внутри толстых интервалов, особенно в собственно целевых пластах с толщиной в первые десятки метров, которые связаны с изменением литологического состава. Также не могут быть учтены собственно локальные изменения толщины пластов, например, в русловых отложениях, песчаных барах, не говоря уже о вариациях толщины в зонах тектонических нарушений. более точный учет локальных изменений скоростных моделей возможен при наличии скважинных данных и увязанных с глубинными отметками в скважинах структурных карт. При такой увязке к структурной основе добавляются невязки глубин, учитывающие локальные изменения литологического состава пород, поведение геометрии горизонтов, нарушений и другие геологические факторы, обычно не включаемые при построении глубинных карт при миграции. В результате расчета новой глубинно-скоростной модели, уточненной по результативным структурным картам и картам изохрон, вполне реально создать более точную и адекватную в точках скважин уточненную объемную модель средних или интервальных скоростей, которые могут быть применены к мигрированному кубу для финального пересчета временного куба в глубинный. Такой пересчет может быть выполнен не только для куба мигрированных записей, но и для любого куба атрибута отражений - импеданса, плотности, пористости и других. Важным результатом такого пересчета является то, что в точках пересечения сейсмических горизонтов и скважин глубинные отметки для такого куба могут отличаться не более шага кантования глубинного куба (обычно 3 м). Это дает возможность применять способы совместной обработки данных ГИС и глубинного сейсмического атрибута по произвольной траектории ствола скважины. Например, взаимный анализ кривых импеданса, экстрагированного из глубинного куба по стволу скважины, и кривых плотности, рассчитанной по ГИС. Такой анализ открывает большие возможности для разделения свойств пород по глубине и позволяет выявлять более достоверные статистические связи между сейсмическими и каротажными характеристиками пластов, чем это выполняется традиционно для усредненных свойств пластов в больших интервалах. Но самым важным достоинством такого преобразования является то, что более точное глубинное преобразование позволяет использовать глубинный куб импеданса, плотности или пористости для построения 3-мерных сеточных моделей. В этом случае импеданс используется в качестве объемной весовой функции при интерполяции литологического состава и пористости по данным ГИС в межскважинном пространстве. Это в будущем может обеспечить новое качество геологического моделирования. Резюмируя приведенные суждения, можно перечислить основные этапы методики пересчета сейсмических кубов из временного масштаба в глубинный.

1. Составляется каркас стратиграфических горизонтов, увязанных по возрасту, глубине, пересечению горизонтов по линиям выклиниваний и тектонических нарушений.

2. Последовательно (сверху вниз) по глубине, по финальным картам изохрон и соответствующим структурным картам рассчитываются и анализируются карты средних и интервальных скоростей.

3. Выполняются расчет и контроль качества куба средних скоростей в интервале глубин от линии приведения до максимальной прогнозируемой глубины.

4. Выполняются пересчет сейсмических кубов из временного масштаба в глубинный с использованием куба средних скоростей и контроль качества глубинного куба с использованием структурных карт по целевым горизонтам.

5. По серии контрольных скважин по траектории ствола скважины выполняются расчет кривой сейсмического параметра из куба и запись прогнозных кривых в каротажную базу данных.

Приведем результаты интерпретации глубинных кубов импеданса по целевым горизонтам и покажем возможности построения и анализа кросс-плотов между кривыми пористости по ГИС и экстрагированными из глубинного куба кривыми импеданса.

Методика анализа зависимости пористости от плотности и импеданса

Наиболее результативной технологией извлечения из сейсмических отражений информации о плотности и пористости является инверсия, которая позволяет преобразовать сейсмические отражения в пластовый вид волнового сопротивления (акустического импеданса). Технологиям инверсии посвящено много публикаций в отечественных и зарубежных изданиях. Конечно, они все еще далеки от совершенства, прежде всего по причине ограниченной разрешающей способности по глубине, связанной с распространением волн и поглощением высоких частот в спектре сигнала. Но детальность геологического строения пласта по глубине может быть восстановлена на последующих этапах обработки данных инверсии в сочетании с результатами каротажа скважин. Это реализуется средствами пространственной интерполяции кривых плотности, измеренных в скважинах или синтезированных по комплексу ГИС, а между скважинами пористость интерполируется с учетом прогнозной сейсмической пористости. Такие технологии созданы и применяются пока в ограниченном объеме, поскольку прежде должны быть решены проблемы точной калибровки прогнозной сейсмической плотности и пористости по данным скважинных измерений. Для точной калибровки должны быть решены две задачи - точного совмещения результатов инверсии и кривых каротажа в глубинном масштабе с разрешенностью каротажа по глубине в каждой отдельной скважине на площади. Вторая задача состоит в детальной корреляции пластов по ГИС с учетом тесной увязки отметок по скважинам и горизонтов по сейсморазведке.

На рис. 1 (см. с. 35) показан пример сопоставления результатов инверсии (куба импеданса) в глубинном масштабе по описанной технологии пересчета с результатами детальной корреляции скважинных данных. Чтобы не перегружать сечение куба импеданса скважинной информацией, на сечение куба вынесена только часть скважин, а пример анализа кросс-плота связи импеданса с плотностью и пористостью показан по скважине под условным номером 25 (см. рис. 2 на с. 36). Положение сечения куба импеданса через скважины удобно показать на фоне фрагмента прогнозной карты эффективных толщин (см. рис. 1, В на с. 35). По сейсмическим данным на глубинном разрезе импеданса (см. рис. 1, Б на с. 35) ниже кровли резервуара (показана стрелкой) невозможно выделить все выклинивающиеся тонкие прослои. По результатам трассирования отражений на мигрированном кубе выделяются отражения от кровли и подошвы резервуара. Но если рассчитать промежуточные горизонты на основе интерполяции карт и получить поинтервальные сечения куба импеданса по этим расчетным сечениям, то вполне возможен анализ импеданса вдоль горизонтов в объеме и по площади. Однако такой поинтервальный анализ не позволяет в полной мере извлечь информацию об изменении пористости по глубине и учесть влияние тонких глинистых прослоев внутри резервуара и в покрышке.

Более продуктивными являются извлечение из куба кривой импеданса вдоль траектории ствола скважины, ее сопоставление и анализ в глубинном масштабе каротажа. Такой расчет проведен по 9 разведочным и 24 эксплуатационным скважинам (см. рис. 2 на с. 36). Следует отметить, что в интересующем нас интервале исходная кривая пористости по ГИС сглажена на базе 15 м, чтобы привести детальность кривой пористости к импедансу. Исходный вид кривой пористости до обработки виден за пределами интервала сглаживания. Без применения сглаживания зависимости “рассыпаются” из-за неадекватной детальности описания свойств пород по ГИС и 3D по глубине для тонких прослоев, невидимых для сейсморазведки. Песчаник с пористостью в диапазоне К_п = 0,15-0,20 на кривых ГИС отображается желто-зеленым цветом заливки интервала коллектора. Ему соответствуют пониженные значения импеданса в диапазоне от 6000 до 9000 абс. ед. Подстилающим коллектор глинистым породам соответствуют изменения импеданса в диапазоне 11000-14000 ед. и пористости от 0,7 до 0,12 ед. Глинистым породам в покрышке над песчаным резервуаром соответствует промежуточный, но, тем не менее, низкий диапазон импеданса от 8000 до 12 000 ед. Этот диапазон глубин выше стратиграфической отметки резервуара показан красным цветом. На кросс-плоте по глубинному критерию были выделены и исключены точки, соответствующие значениям импеданса в интервале глубин для глин над коллектором. Для расчета коэффициентов уравнения зависимости пористости от импеданса взяты только значения для пород коллектора и ниже до подошвы резервуара.

Поведение скоростей продольных, поперечных волн, акустических жесткостей и плотности показано на рис. 3 (см. с. 36). Коллекторы пласта БС11-2б выделяются по ПС (APS) и плотностям (RHOB). Верхняя часть коллектора представляет собой массивный песчаник. В верхней части залегает небольшой толщины песчаный прослой, а под ним располагается плотный прослой. В целом в интервале коллекторов акустические жесткости и скорости имеют слабую дифференциацию, за исключением более высокоскоростных промежуточных плотных прослоев. Плотность пород имеет более тесную корреляцию с пористостью, которая определялась по данным ПС и НГК. Характерное сопоставление пористости и плотности показано в овале для скв. 25 (см. рис. 1, Б на с. 35). Следует иметь в виду, что над кровлей коллектора в покрышке залегает пласт низкоскоростных, но высокоплотных глин. Между целевым пластом-коллектором БС 11-2б и этой глиной наблюдается резкий перепад плотностей от относительно низкоплотных высокопористых песчаников к высокоплотным низкопористым глинам в покрышке. В самом пласте БС 11-2б скорости продольных волн меняются незначительно, в то время как плотность существенно дифференцирует свойства пласта по литологическому составу и пористости. Этот факт отмечается практически для всех скважин, в которых имеются данные о плотностном каротаже. Зависимость между импедансом и пористостью дает основание рассматривать полученный куб импеданса как основу для пересчета в пористость и анализа куба пористости с позиций определения объемной формы резервуара и определения границ замещения песчаников на глины (см. рис. 2, Б на с. 36).

Результаты объемного анализа формы резервуара

При анализе кросс-плотов по всем скважинам было отмечено, что для части разведочных скважин кросс-плоты имеют более сложный вид и отсечением глин в покрышке нельзя добиться качественной связи. Если кросс-плот зависимости импеданса от пористости для серии близко расположенных эксплуатационных скважин в зоне однородных аномалий импеданса сопоставить с кросс-плотом для остальных разведочных скважин, то отчетливо видно, что теснота связи для второго кросс-плота существенно ниже (см. рис. 4, Б, В, на с. 37). Точки, вылетающие из зависимости, принадлежат скважинам, попадающим в зоны эрозионных каналов и конусов выноса, которые с позиций сейсмофациального анализа несложно выделить на погоризонтных сечениях импеданса. Пример одного из таких сечений показан на рис. 4, А (см. с. 37). Для таких скважин в подошве резервуара характерно увеличение тонких прослоев глин с высокой плотностью. В плане эти аномалии имеют вид выраженных потоковых фаций. Учет характера слоистости вдоль горизонтов возможен с помощью анализа сейсмических и каротажных фаций и классификаций фаций по зонам для однотипных условий осадконакопления. Такая классификация в самом простом виде была выполнена на основе анализа каротажных фаций по форме кривых ПС с совместным анализом амплитуд отражения от целевой пачки пластов.

Главная проблема анализа формы резервуара по сейсмическим данным состоит в том, чтобы выявить и разделить выклинивающиеся прослои в зонах, где сейсмический импеданс не показывает толщины прослоев, меньших граничных. Судя по результатам анализа связи амплитуда - эффективная толщина, минимально прогнозируемая толщина для данного месторождения составляет 6 м (при коэффициенте корреляции зависимости R² = 0,85). Вторая проблема данного конкретного разреза состоит в том, что глинистая покрышка над резервуаром имеет пониженную скорость и повышенную плотность и необходимо найти приемы интерпретации, которые позволят разделить их по стратиграфическому признаку. На рис. 5 (см. с. 37) показано, как решение проблемы их раздельного описания может быть найдено при использовании новых технологий интерпретации, в частности, “детектирования и прозрачности” в системе интерпретации VoxelGeo. На рис. 5, А (см. с. 37) представлено вертикальное сечение куба пористости в окрестности скв. Р-152, кривая пористости и горизонты, соответствующие кровле пласта БС 11 -2б и нижнему прослою с индексом БС11-2б-1.

С помощью операции “детектирования” - выделения в объеме и “прозрачности” (остается цветокодированным только детектированный объем) можно раздельно визуализировать резервуар и сделать прозрачной вмещающую толщу, включая глинистую покрышку с низкой пористостью и подстилающие резервуар глинистые породы. После этого появляется возможность анализа пространственной формы собственно высокопористого резервуара БС11-2б, который удобно отобразить в цветокодированном виде на фоне структурной поверхности пласта (см. рис. 5, В на с. 37). Повышенные значения пористости у подножия склона следует интерпретировать как аномальные свойства глин, связанные с понижением плотности в глинах. Эта часть аномалий может быть отсечена по линии кромки шельфа и критерию смены фациального состава при последующем геологическом моделировании пласта.

Приведенные материалы показывают, что резервуар относится к ловушке структурно-литологического типа, и основная задача сейсмогеологического моделирования состоит в выяснении не столько положения структуры, ее размеров и высоты, сколько в определении линии (точнее, полосы, с учетом тонкослоистой структуры прослоев) глинизации песчаных пластов в западном направлении в сторону склона шельфа. Решение этой задачи вполне реально на основе объемного анализа кубов импеданса, пористости и карт прогнозных свойств коллекторов.

Выводы

При решении задач прогнозирования коллекторских свойств песчаных резервуаров важно сочетание данных измерения плотностей в скважинах или прогнозирование таких свойств по комплексу методов ГИС и результатов инверсии сейсмических отражений после обработки с применением современных технологий миграции до суммирования. Последняя позволяет более точно учесть преломление волн, их фокусировку и повысить отношение сигнала к шуму. На основе построения глубинно-скоростной модели, уточненной по структурным картам, калиброванным по абсолютным отметкам в скважинах, выполняются расчет куба средних скоростей и пересчет сейсмических кубов из временного в глубинный масштаб. Наиболее эффективными методами анализа связей сейсмических и каротажных параметров являются извлечение из куба кривой импеданса вдоль ствола скважины, ее анализ с кривыми плотности и пористости по ГИС. Такой анализ может выполняться с учетом изменения фациальных обстановок по площади. Объемные методы анализа куба пористости позволяют использовать приемы детектирования и прозрачности для более наглядного и детального выявления особенностей строения природных резервуаров нефти и газа.

Литература

1. Иванова Н.А. Опыт использования одновременной стратиграфической инверсии AVA для прогноза свойств сеноманской залежи / Н.А. Иванова, А.С. Рабей // Технологии сейсморазведки. - 2002. - № 1. - С. 126-129.

2. Коростышевский М.Б. Глубинные миграции в сложных и “простых” средах / М.Б. Коростышевский, Е.М. Вороновичева, Н.Н. Кушнеров, А.А. Шулико // Технологии сейсморазведки. - 2002. - № 1. - С. 17-21.

3. Малярова Т.Н. Методика изучения и прогноза коллекторских свойств резервуаров руслового генезиса по данным сейсморазведки и ГИС в условиях Широтного Приобья / Т.Н. Малярова, С.Н. Птецов, Н.А. Иванова // Технологии сейсморазведки. - 2004. - № 2. - С. 92-99.

4. Руденко Г.Е. О выделении тонкослоистых коллекторов по данным сейсморазведки и ГИС на базе технологии ПАРМ-КОЛЛЕКТОР / Г.Е. Руденко, А.В. Алфосов, О.А. Веденяпин, О.В. Иванова // Геофизика. - 2004. - № 3. - С. 16-22.

5. Чалов С.Е. Определение свойств тонкослоистых песчаных резервуаров на основе сейсмического прогнозирования и анализа кубов пористости и коэффициента Пуассона / С.Е. Чалов, В.Ю. Матусевич, С.Н. Птецов и др. // Технологии сейсморазведки. - 2002. - № 1. - С. 83-90.

©С.Н. Птецов, В.Ю. Матусевич, 2005

Рис. 1. Сопоставление детальной корреляции ГИС (А), глубинного сечения куба импеданса (Б) и фрагмент карты песчанистости с положением траектории сечения куба (В)

Рис. 2. Результаты интерпретации кривых импеданса из куба по стволу скв. 25 и пористости (А) и кросс-плот связи импеданса и пористости в интервале глубин резервуара (Б)

Рис. 3. Особенности разделения покрышки и резервуара по акустической жесткости, скорости и плотности. Разделение возможно по акустически контрастной стратиграфической границе между покрышкой и кровлей коллектора пласта

Рис. 4. Положение эрозионных каналов и конусов выноса в подошве резервуара. А - погоризонтное сечение амплитуд, Б - кросс-плот связи импеданса и пористости по всем разведочным скважинам на площади методом 3D, В-кросс-плот связи импеданса и пористости по эксплуатационным скважинам в центре резервуара

Рис. 5. Выделение высокопористого песчаника в глубинном кубе с применением технологий "детектирования и прозрачности". А - между кровлей и подошвой выделяется интервал коллектора, Б - непрозрачным остается только интервал резервуара, В- анализируется форма резервуара в объеме