Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ современной методологии сейсморазведки 11
1.1 Обзор и анализ современного состояния эффективности геолого разведочных работ (ГРР) на нефть и газ 13
1.2 Оценка основных причин отсутствия роста эффективности геолого разведочных работ 17
1.3 Основные причины отсутствия притока углеводородов (УВ) в поисково-разведочных скважинах 18
1.4 Совершенствование методологии сейсморазведки для повышения эффективности геолого-разведочных работ 19
1.5 Вывод 21
Глава 2. Методы и технологии изучения трещиноватости массивов горных пород 22
2.1 Актуальность изучения трещиноватости 22
2.2 Общие характеристики трещин и трещиноватости 24
2.3 Закономерности распределения трещиноватости в геосреде 27
2.3.1 Общее увеличение трещиноватости осадочных пород с глубиной
2.3.2 Увеличение среднего значения и дисперсии (для площади) трещиноватости 28
2.3.3 Формирование ортогональных систем трещиноватости 29
2.3.4 Основную структуру 3D-поля трещиноватости определяет напряжённо-деформированной состояние 30
2.3.5 Изменение трещиноватости во времени обусловлено, в основном, вариацией гравитационных сил 31
2.4 Сейсмические волны и методы изучения трещиноватости в геосреде34
2.4.1 Методы, использующие отражённые волны 34
2.4.2 Методы, использующие волны МСЭ 40
2.4.3 Методы, использующие рассеянные волны 46
2.5 Краткая характеристика сейсмической технологии СЛБО 50
2.6 Перечень прикладных задач, решаемых по результатам изучения трещиноватости геосреды 55
2.7 Выводы 56
Глава 3. Методы и технологии изучения флюидосодержания геологической среды 57
3.1 Исторический аспект развития направления «прямых поисков» залежей УВ 57
3.2 Признаки УВ-содержания в сейсмическом волновом поле
3.2.1 Признаки отражённых волн 60
3.2.2 Использование волн микросейсмической эмиссии (МСЭ) 63
3.3 Методы и технологии «прямых поисков» в сейсморазведке 70
3.3.1 Использование отраженных волн 70
3.3.2 Использование волн МСЭ 74
3.4 Прикладные задачи, решаемые в технологии СЛОЭ 80
3.5 Выводы 81
Глава 4. Комплексирование сейсмических технологий 82
4.1 Поиск месторождений нефти и газа. Решаемые задачи и примеры 84
4.1.1 Комплексные сейсмически исследования на поисковой площади в штате Техас, США. 84
4.1.2 Пример обработки материалов СЛБО, полученных в штате Оклахома, США 98
4.2 Разведка месторождений нефти и газа. Решаемые задачи и примеры 105
4.2.1 Пример комплексирования работ ОГТ, СЛБО, Анчар на Акобинском месторождении, Оренбургская обл 108
4.2.2 Пример проведения работ СЛОЭ на нефтяном месторождении в США, штат Техас. 110
4.3 Разработка месторождений нефти и газа. Решаемые задачи и примеры 124
4.3.1 Пример переобработки морских сейсморазведочных данных 3D по технологии СЛБО (месторождение на шельфе Вьетнама) 125
4.3.2 Пример выполнения комплекса сейсмических исследований на месторождении в Республике Татарстан . 129
4.3.3 Пример выполнения комплекса сейсмических исследований на Оренбургском НГКМ 139
4.4 Выводы 144
Заключение 145
Список сокращений 146
Список литературы 147
Список иллюстраций 154
- Основные причины отсутствия притока углеводородов (УВ) в поисково-разведочных скважинах
- Увеличение среднего значения и дисперсии (для площади) трещиноватости
- Признаки отражённых волн
- Пример выполнения комплекса сейсмических исследований на месторождении в Республике Татарстан
Основные причины отсутствия притока углеводородов (УВ) в поисково-разведочных скважинах
За последние десятилетия в сейсморазведке произошли качественные изменения методики, аппаратурно-технического оснащения полевых наблюдений, программно-математического обеспечения обработки и интерпретации сейсмической информации, что позволило повысить точность, разрешённость и достоверность результатов сейсмического изучения строения геологической среды. Очевидно, что сейсморазведка стала с большей степень достоверности и детальности картировать структуры, которые «при определенных благоприятных условиях могут содержать залежи нефти, а могут их и не содержать» [30].
Учитывая прогрессирующее развитие сейсморазведки, с одной стороны, и «затяжной» характер низкой эффективности ГРР[42], с другой стороны, следует считать, что основная причина этого явления обусловлена несовершенством методологии сейсморазведки для обнаружения и детализации месторождений нефти и газа. Другими словами, необходимо поставить перед сейсморазведкой новые цели и задачи, позволяющие не только выявлять потенциальные ловушки нефти и газа, но и ранжировать их на продуктивные и непродуктивные.
Под методологией сейсморазведки следует понимать некоторую логически выстроенную постановку определенных целей, задач для достижения этих целей и средств для решения поставленных задач. Рассмотрим с этой точки зрения современную методологию сейсморазведки:
Цель – изучение строения геологической среды для выявления и детализации ловушки возможного скопления УВ.
Задачи – получение сейсмического волнового 2D- и 3D-поля, которое отождествляют со строением геологической среды.
Средст ва – использование зеркально отражённых волн и технологий сейсморазведки ОГТ (ОСТ) в модификациях 2D и 3D. Как отмечалось выше, необходимо трансформировать цель от изучения структур и выявления ловушек до «ранжирования их на продуктивные и непродуктивные», т.е. фактически до «поиска и изучения месторождения УВ». В этом случае необходимо рассмотреть основные задачи, которая должна решать сейсморазведка для достижения новой поставленной цели. Определение основных задач возможно, если проанализировать основные причины отсутствия притока УВ-сырья в поисково-разведочные скважины и определить, какие дополнительные характеристики геологической среды необходимо выявить сейсморазвке, чтобы существенно повысить успешность бурения скважин и эффективность ГРР: геологическую, промысловую и экономическую.
Накопленный мировой опыт поисково-разведочного бурения говорит о том, что основными причинами отсутствия притока УВ в пробуренной скважине являются:
1. Скважина не попала в ловушку УВ из-за ошибки структурных построений за счёт сложных сейсмогеологических условий (например, при наличии солянокупольной тектоники), малой амплитуды и мелкого размера ловушки, недостаточного учёта локального изменения скоростей и т.п.
Эта причина особенно актуальна в настоящее время, т.к. в хорошо освоенных нефтегазоносных районах (с хорошей инфраструктурой) не выявленными остались, в основном, малоразмерные и малоамплитудные залежи. Большинство средних и крупных «необнаруженных бурением» месторождений находятся либо на больших глубинах в сложных сейсмогеологических условиях, либо в неосвоенных или слабо освоенных регионах, где ошибки структурных построений достаточно велики и, соответственно кратно увеличивается стоимость ГРР. 2. Скважина вскрыла коллектор с УВ, но с низкими значениями пористости и проницаемости, при которых невозможен приток нефти в скважину в условиях допустимой депрессии.
В этом случае поисково-разведочные скважины относят к «сухим» и таких скважин достаточно большое количество скважин попадается не только при бурении поисково-разведочных, но и добывающих скважин, особенно при вскрытии карбонатного коллектора. Здесь отмечается низкая пористость коллектора (особенно на больших глубинах), а его проницаемость определяет открытая трещиноватость, которая на различных участках залежи формирует зоны уплотнения и разуплотнения. При бурении в первых зонах можно получить «сухие» скважины, а во-вторых – максимальные притоки УВ-сырья. Достаточно привести такой показательный пример. Хорошо известное месторождение-гигант Астраханское НГКМ было открыто только четвёртой скважиной. При этом все четыре скважины были пробуренной в пределах данного месторождения.
3. При испытании пробурённой скважины получен приток пластовой воды, что может быть связано с отсутствием УВ-сырья в ловушке или скважина пробурена в ловушке, но за пределами залежи.
Данный случай достаточно часто происходит при испытании скважин в интервалах пластов-коллекторов и является основной причиной непродуктивности более половины поисково-разведочных скважин.
Таким образом, если не учитывать ошибок, допускаемых при проведении испытания скважин, а также недостаточного совершенства технологий испытаний, методик ГИС при выделении продуктивных интервалов и других возможных геологических особенностей разреза скважины, то основными причинами отсутствия УВ-притока в поисково-разведочных скважинах являются: 1) ошибки структурных построений сейсморазведки, 2) достаточно низкая проницаемость пласта коллектора, для получения притока пластового флюида в скважину, 3) отсутствие УВ-сырья в пласте-коллекторе.
Увеличение среднего значения и дисперсии (для площади) трещиноватости
Методы, использующие отражённые волны основаны на: 1) когерентности сигналов, 2) наклоне и кривизне отражающей границы, 3) азимутальном изменении амплитуды и эффективной скорости. Первая группа методов использует эффект низкой когерентности («потери корреляции») сигналов волны, отражённой от границ с физической и геометрической шероховатостью за счёт их трещиноватости и нарушений. Этот эффект обычно наглядно проявляется при визуальном анализе сейсмических разрезом МОГТ и поэтому его стали ранее других использовать в сейсморазведке для выделения зон трещиноватости. В настоящее время созданы многочисленные программно-алгоритмические средства обработки сейсмической информации (когерентность амплитуд, фаз, спектров др. атрибутов), которые обобщённо можно назвать «когерентным анализом». Эту процедуру широко используют при обработке как исходных сейсмических данных, так и после их окончательного суммирования [25]. На рис. 12 представлен пример [31] горизонтального среза когерентности продуктивной толщи с диагональной линеаментной сеткой.
Основным недостатком методов когерентного анализа отражённых волн (при изучении трещиноватости) является невозможность разделения полученной информации на её соответствие открытой или закрытой (залеченной) трещиноватости, а без такой идентификации пропадает основная геолого-промысловая информативность полученных результатов – обнаружен экран или канал флюидопотока?
Вторая группа методов использует прямую зависимость интенсивности трещиноватости от степени деформации слоистой структуры осадочной толщи или, применительно к сейсморазведке, от степени наклона и кривизны отражающей границы [25]. Параметры наклона и кривизны границы достаточно просто определяют по координатам точек отражения, в связи с чем данные методы часто используют «…для выделения малоамплитудных нарушений, линеаментов, небольших линейных образований, возможно, связанных с системами трещин.» [25]. На рис. 13 приводится пример расчёта различных геометрических параметров отражающей границы: наклон, кривизна (+), кривизна (-) и регулярность (когерентность) для выделения по ним нарушений.
Принципиально важным недостатком этих методов является то, что оценку трещиноватости получают не по прямому, а по косвенному признаку объекта исследования. В этом случае вносится дополнительная погрешность определения целевого параметра, т.е. получают ещё один источник ошибок. Кроме того, следует учитывать, что наблюдаемая в настоящее время деформация геосреды произошла при палеонапряжениях (тысячи и миллионы лет назад) и возникшая при этом трещиноватость должна залечиться. Распределение открытой трещиноватости без нарушения сплошности среды формирует современная неотектоника. В случае, если очаги тектонических напряжений совпадают, то распределения палеотрещиноватости (закрытой) и неотрещиноватости (открытой) тоже могут совпадать, с некоторым смещением. Поэтому необходима идентификация полученной трещиноватости, чтобы пробурить скважину не в зону уплотнения, а разуплотнения.
Третья группа методов использует эффект азимутального изменения амплитуды и эффективной скорости отражённой волны в зависимости от основного азимутального направления трещиноватости [8]. Эти изменения амплитуд и скоростей обусловлены азимутальным развитием трещиноватости. Если азимутальные направления трещин и линии наблюдения отражённой волны совпадают, то скорость и амплитуда (для заданного выноса) не меняются, а если -ортогональны, то они уменьшаются, причём амплитуда гораздо интенсивнее, чем скорость. На основе данного эффекта создан ряд методов и технологий AVO, AVAZ, VVAZ и др., в которых для повышения эффективности изучения трещиноватости используют полноазимутальные 3D-наблюдения с большими выносами. Пример результатов анализа атрибутов Р-волн по технологии VVAZ представлен на рис. 14. Карта параметров трещиноватости (направления и интенсивности) получена путём разбиения площади на сектора, выполнения полного комплекса процедур обработки в каждом секторе и последующего интегрирования результатов обработки.
Признаки отражённых волн
Геофизические исследования, направленные на решение задачи обнаружения залежи нефти и газа в геологической среде принято называть термином «прямые поиски» (ПП), заимствованным у геохимиков. Первым важнейшим толчком к развитию сейсмических методов ПП была гипотеза И.Я. Баллаха, выдвинутая в конце 50-х годов и в дальнейшем подтверждённая им и другими исследователями, о формировании зеркальных отражений на границах – контактах: «газ – вода», «газ – нефть» и «вода – нефть» (ГВК, ГНК и ВНК, соответственно) [11]. В настоящее время данные отражения, известные как «плоское пятно», широко используют для обнаружения, в основном, месторождений газа и газовых шапок на нефтяных залежах.
В начале 70-х годов М.Б. Рапопортом был установлен эффект сейсмической неупругости залежей нефти и газа и на его основе создана методика ПДС (Поглощение и Дисперсия Скорости) для обнаружения этих залежей [26826]. Данную методику применяют в практике сейсмических работ по настоящее время.
В те же годы в Мексиканском заливе по данным сейсморазведки был обнаружен эффект «яркого пятна» – увеличения амплитуды отражения, приуроченного к залежам нефти и газа. Широкое опробование данного эффекта в мировой практике сейсморазведки показало, что «яркое пятно» проявляется не повсеместно, но при этом может возникнуть «тусклое пятно», изменение полярности отражения и т.д. Дальнейшее изучение этого вопроса позволило создать концепцию AVO – зависимость амплитуд отражения от удаления «излучение – приём» для разных типов флюидонасыщения и петрофизических характеристик коллектора и покрышки [8].
В 90-х годах С.Л. Арутюновым при выполнении экспериментальных работ на газохранилище был обнаружен эффект смещения спектра сейсмического волнового поля в сторону инфранизких частот (менее 10 Гц), если наблюдение в пассивном режиме выполняют над залежью. Дальнейшая проверка этого эффекта на других месторождениях нефти и газа показала его хорошую повторяемость при длительном наблюдении микросейсмической эмиссии (МСЭ). На основании этого была создана технология АНЧАР (Акустическая НизкоЧАстотная Разведка), которую в настоящее время широко используют при проведении ГРР на нефть и газ [3,4].
В начале 2000-х годов информативность МСЭ как индикатора залежей нефти и газа была экспериментально установлена по другим атрибутам: увеличение периодичности эмиссии для нефтесодержащих и уменьшение - для водосодержащих массивов горных пород (И.А. Чиркин и др. [20]), существенное повышение активности эмиссии микросейсмических волн на нефтяных месторождениях при воздействии на геосреду упругими волнами за счёт выполнения многократных взрывов или виброизлучений в процессе сейсмических наблюдений 2D и 3D (Г.В. Ведерников, [6]).
Следует особо отметить, что в это же время были выполнены независимые лабораторные и скважинные экспериментальные исследования по изучению закономерностей акустической эмиссии (АЭ). В первом случае В.П. Дыбленко и др. (компания «Ойл-Инжиниринг») при выполнении лабораторных исследований АЭ на образцах-клонах, насыщенных нефтью, водой и газом, были получены результаты, которые хорошо соответствовали данным полевых сейсмических наблюдений МСЭ [17]. Во втором случае В.В. Дрягиным (Институт геофизики УО РАН) по результатам экспериментальных скважинных исследований, связанных с акустическим воздействием на пласт, было установлено кратное увеличение активности «наведенной» АЭ (после воздействия) по сравнению с естественной (до воздействия) для нефтенасыщенных интервалов разреза и отсутствие аналогичного роста активности АЭ для водонасыщенных. На основании данного эффекта создана уникальная методика КСАЭ (Каротаж СейсмоАкустической Эмиссии) для выделения нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины не только в открытом стволе, но и через обсадные колонны, цементные кольца и зоны проникновения бурового раствора [10].
Соответствие результатов лабораторных, скважинных и полевых экспериментальных исследований (на разных фрактальных уровнях геосреды) позволило сделать вывод о наличии экспериментально установленных закономерностей, определяющих зависимость атрибутов эмиссии упругих волн горной среды от типа её флюидонасыщения: нефть, газ или вода. Учитывая предыдущие и последние разработки методов ПП, можно констатировать, что при выполнении сейсморазведочных работ основными «информаторами» наличия залежи нефти и/или газа в исследуемой геологической среде являются волны зеркального отражения и микросейсмической эмиссии. Но прежде, чем провести сравнительное сопоставление эффективности различных методов и технологий ПП, применяемых в практике сейсморазведки, представляется целесообразным, по нашему мнению, рассмотреть кратко механизмы формирования атрибутных признаков УВ-содержания для волн разных классов и соответствующую им классификацию методов и технологий ПП.
Пример выполнения комплекса сейсмических исследований на месторождении в Республике Татарстан
Схема наблюдения МОГТ-3D на площади исследования, представленная выше на рис. 43а, была разбита на отдельные идентичные (по форме) однопозиционные локаторы, у которых центры апертур излучения и приема совмещены. В качестве примера на рис. 43б, представлен один из локаторов.
Размещение данных локаторов на площади исследований выполнено с их смещением (перекрытием) вдоль и поперек линии приема с шагом 4400 футов и 3080 футов соответственно. Общее количество локаторов на площади исследования составило 89, что позволило изучать каждую дискретную точку геологической среды с различных ортогональных направлений и с высокой кратностью обзора. Схема кратности обзора на площади исследования и сопряженной территории представлена на рис. 44. Рис. 44 Срез значений кратности обзора точек на глубине -14020 фт.
После формирования локаторов СЛБО выполнена обработка материалов МОГТ в следующей последовательности.
На 1 этапе обработан каждый локатор по программному комплексу ПОСиГС, реализующему позиционирование отраженных волн (зеркальных и рассеянных) в равномерно отстоящие точки геологической среды в заданном объеме площади обзора. Шаг между точками обзора составил 110 фт по осях X, У и Z. Общее количество точек обзора для каждого локатора составило 1,67х106. Используемый в программе алгоритм фокусирующего обзора позволил в каждой точке обзора синфазно накопить сигналы рассеянной волны с кратностью nxm, где n и m – количество пунктов излучения и приема в соответствующих апертурах локатора. Общее количество сигналов, накопленных (просуммированных) в каждой точке обзора для каждого локатора неодинаково и составило от 5244 до 41844. В результате обработки каждого локатора получено 89 кубов распределения энергии зеркальных и рассеянных отраженных волн на площадках размерами 33000х33000 фт в интервале глубин от -21610 до -2680 фт.
На втором этапе обработки выполнено разделение областей формирования зеркальных и рассеянных отраженных волн, которые присутствуют в каждом кубе в результате нормального и бокового обзора нижнего полупространства. С этой целью для реализации бокового обзора, при котором выделяют только рассеянные волны, из каждого полученного куба вырезана область формирования зеркально отраженных волн. Эта область нормального обзора включает все точки зеркального отражения (всех сопряженных пунктов излучения и приема) с радиусом 1-ой зоны Френеля. Учитывая, что данный радиус увеличивается с глубиной, область нормального обзора представляет собой усеченный конус с радиусами усечения 4500 фт вверху и 7600 фт внизу. С учетом процедуры вырезания и получения куба бокового обзора общая кратность обзора точек геосреды стала неравномерной не только по площади, но и по глубине (рис. 45).
На третьем этапе выполнена нормировка кубов бокового обзора с учетом неравномерности характеристики направленности каждого локатора и кратности суммирования сигналов при фокусирующем обзоре. Боковые лепестки характеристики направленности влияют на неравномерность поля энергии рассеянных волн, усиливают амплитуду в определенных азимутальных направлениях. С этой целью осуществлялась нормировка 3D-поля по разным направлениям боковых лепестков. Нормировка куба для учета кратности накопления (при фокусировании) осуществлялась по среднему значению энергии, полученному по всему кубу.
На четвертом этапе выполнена «стыковка» кубов бокового обзора для получения поля энергии рассеянных волн на площади исследования. Учитывая неравномерную кратность перекрытия, в каждой точке обзора определялось среднее значение энергии рассеянной волны для всех перекрытий или кратности обзора этой точки. В результате суммирования кубов и расчета средних значений для каждой точки был получен куб энергии рассеянных волн для площади исследования (рис. 46).
На пятом этапе выполнена «стыковка» кубов общего обзора (нормального + бокового) для получения поля отраженных, рассеянных и эмиссионных волн. Для этого кубы были предварительно ортонормированы по их среднему значению. Далее при наложении кубов в общей точке обзора выбиралось значение энергии, имеющее максимальную величину, которая «присваивалась» данной точке. (Учитывая, что энергия отраженной волны выше энергии рассеянных и эмиссионных, то выбранные максимальные значения энергии, априори, относятся к сигналу отраженной волны, но по его амплитуле и периоду судят о нефтесодержании.) В результате данной стыковки получен куб энергии отраженных волн для площади исследования (рис. 47).
Основным объектом исследования на площади являются продуктивные отложения, а главной задачей интерпретации является выбор оптимальных мест бурения скважин с целью получения высоких и максимальных притоков нефти. Учитывая различия верхней и нижней части осадочной толщи (пликативность залегания, основной литологический состав) представляется целесообразным отдельно рассмотреть верхнюю и нижнюю части разреза. Верхняя часть разреза в интервале глубин от -11000 до -5000 фт в южной части площади имеет пликативное строение, практически, без нарушения сплошности залегающих пластов, а в северной части – наблюдаются дизъюнктивные нарушения, в основном, диагонального простирания (с юго-запада на северо-восток), а в самой северной части – дугообразной формы.
Общее (суммарное по оси Z) распределение трещиноватости в глубинном интервале -11000 -5000 футов представлено на рис. 48. Для данного распределения рассчитаны горизонтальные градиенты, которые в векторной форме представлены на рис. 49.