Содержание к диссертации
Введение
1. Основы геостатистической оценки точности и достоверности геолого-геофизических параметров сложнопостроенных резервуаров 36
1.1. Математические основы статистической оценки геолого-геофизических параметров многокомпонентных сред 36
1.1.1. Статистические методы оценки компонентного состава и петрофизических свойств 40
1.1.2. Дисперсия - точность, смещенность - достоверность, некорректность - устойчивость математических преобразований
геолого-геофизических параметров 52
1.1.3. Дисперсия и смещенность МНК-оценок геолого-геофизических параметров 58
1.1.4. Возможности и ограничения линейных статистических методов при повышении подобия экспериментальных данных
и геолого-математических моделей 62
1.2. Увязка геолого-геофизических параметров, полученных по системе произвольно расположенных профилей ...73
1.2.1. Минимизация невязок (N-сглаживание) 74
1.2.2. Одномерно-двумерное сглаживание (1,50-сглаживание) 79
1.2.3. Сглаживание геолого-геофизических параметров при наличии разломов (R-и 2,50-сглаживание) 82
1.3. Анализ основных факторов, обуславливающих невязки геофизических параметров на пересечениях профилей 83
1.3.1. Квазианизотропия интегральных параметров 85
1.3.2. Анизотропия эффективных скоростей 86
1.3.3. Неоднозначность разложения остаточных временных сдвигов на статические (источник/приемник) и кинематические (структурно-скоростные) факторы 88
2. Теоретико-эмпирические основы сейсмоструктурного и сейсмоскоростного моделирования 90
2.1. Основные особенности сейсмогеологической характеристики нефтяных и газовых резервуаров 91
2.1.1. Кусочно-параболический характер вертикальных годографов проходящих волн и их учет при структурно-скоростных построениях 91
2.1.2. Локально-гиперболический характер годографов регулярных отраженных волн и их использование при получении временных разрезов и повышении разрешенности сейсмических изображений 97
2.2. Теоретические основы геометрической сейсмики анизотропных сред 102
2.2.1. Фазовая и кажущаяся скорость. Тензор нормальных скоростей. Уравнение поля времен 102
2.2.2. Уравнения лучей. Лучевая скорость. Вектор рефракции. Начальные и граничные условия. Закон Снеллиуса в анизотропных средах 106
2.2.3. Поля времен поверхностных, линейных и точечных источников в однородных эллиптически-анизотропных средах. Плоские, конические, цилиндрические и эллипсоидальные волны 108
2.3. Дифференциальные параметры полей времен в эллиптически-анизотропных средах 114
2.3.1. Поле времен и кинематические параметры отраженных волн в однородном эллиптически-анизотропном слое с плоскими границами 114
2.3.2. Поле времен дифрагированных волн в однородных эллиптически-анизотропных средах *. 120
2.3.3. Поле времен рефрагированных волн в вертикально-неоднородных средах 127
2.4. Математические основы интерпретации дифференциальных и интегральных параметров полей времен 132
2.4.1. Способы расчета дифференциальных параметров полей времен в слоистых средах и их использование при оптимизационном подборе структурно-скоростной модели 133
2.4.2. Интегральные и дифференциальные параметры временных полей отраженных волн в слабонеоднородных средах 145
2.4.3. Новые направления и резервы структурно-скоростной сейсморазведки 151
3. Теоретические основы динамической сейсмики упругих анизотропных сред. дифференциальные и интегральные параметры волновых полей 155
3.1. Основные уравнения векторных.волновых полей в линейно-упругих анизотропных средах 156
3.1.1. Эффективные упругие постоянные тонкослоистых сред с изотропными и анизотропными прослоями 158
3.1.2. Точные плосковолновые решения уравнений движения в однородных анизотропных средах. Фазовые скорости и поляризация квазипродольных и квазипоперечных волн 161
3.1.3. Дифференциальные соотношения для поляризационно-кинематических параметров анизотропных сред 164
3.2. Поля времен и амплитуд скалярных волновых полей в эллиптически-анизотропных средах 166
3.2.1. Уравнение волнового, временного и амплитудного поля в эллиптически-анизотропной среде. Эффективное затухание, фазовая и волновая скорость 167
3.2.2. Диссипация энергии и вектор Умова-Пойнтинга 169
3.2.3. Уравнения переноса 170
3.2.4.Система характеристических уравнений в вариациях.Теорема Лиувилля 171
3.3. Геометрическое расхождение волновых полей 172
3.3.1. Уравнение упругого переноса амплитуд нулевого приближения. Геометрическое расхождение потока упругой энергии в лучевой трубке 172
3.3.2. Геометрическое расхождение эллипсоидальных волн в однородных средах 173
3.3.3. Геометрическое расхождение конических, цилиндрических и плоских волн 174
3.3.4. Геометрическое расхождение сейсмических волн в вертикально-неоднородной среде 175
3.4. Дифференциальные параметры полей амплитуд сейсмических волн 178
3.4.1. Коэффициенты отражения-преломления плоских волн в изотропных средах 179
3.4.2. Геометрическое расхождение и другие динамические факторы, влияющие на амплитуду сейсмических волн 181
3.4.3. Определение скорости поперечных волн в верхнем слое по данным поляризационно-кинематических характеристик продольных волн 183
3.5. Интегральные параметры полей амплитуд сейсмических волн 185
3.5.1. Способы определения интегральных параметров полей амплитуд 185
3.5.2. Энергетический анализ векторных волновых полей с учетом амплитуд и поляризации 189
4. Кинематические и динамические параметры сейсмических волн в трехмерных неоднородных анизотропных средах 196
4.1. Дифференциальные параметры временных и поляризационных полей
в анизотропных средах 198
4.1.1. Характеристические уравнения для расчета векторов поляризации и рефракции сейсмических лучей, фазовая и лучевая скорости квазипродольных и квазипоперечных волн 199
4.1.2. Расширенная система характеристических уравнений для расчета вторых производных временного поля и их связь с геометрическим расхождением сейсмических волн 201
4.2. Поляризационно-кинематические характеристики квазипродольных и квазипоперечных волн в упруго-анизотропных средах 206
4.2.1. Фазовые скорости, векторы поляризации и времена пробега квазипродольных и квазипоперечных волн в однородных слабоанизотропных средах 206
4.2.2. Три класса упруго-анизотропных сред. «Квазиизотропные» и «квазипоперечно-изотропные» среды .*.. 211
4.2.3. Решение задачи на собственные векторы и собственные значения методом возмущений 215
4.3. Эффективные параметры сейсмических волн в однородных анизотропно- упругих средах 218
4.3.1. «Малоугловое» приближение для фазовых скоростей и векторов поляризации qP-и qS-волн 220
4.3.2. Приближенные выражения фазовых скоростей и векторов поляризации qP- и qS-волн для больших углов 229
4.3.3. Определение упругих модулей однородной анизотропной среды по данным поляризационно-кинематических параметров проходящих qP-, qSv-, qSh-волн 230
4.3.4. Определение коэффициентов и экстремальных значений квадратичных форм .' 232
4.4. Влияние сложнонапряженного состояния на анизотропию акустических свойств 234
4.4.1. Основные уравнения теории распространения акустических волн в предварительно напряженных нелинейно-упругих анизотропных средах 235
4.4.2. Скорости и векторы поляризации qP- и qS-волн в деформированных изотропных квадратично-нелинейных средах 236
4.4.3. Оценка пьезоупругих констант при двуосном нагружении 242
5. Методика и результаты трехмерного сеисмогеологического моделирования юрских месторождений Западной Сибири 244
5.1. Основы сейсмогеологического изучения вещественного состава и тектоно-седиментационной обстановки 247
5.1.1. Основы сейсмоформационного и сейсмофациального моделирования: сейсмокомплексы, сейсмоформации и сейсмофации 250
5.1.2. Эффективные параметры тектоно-седиментационных режимов и методы их сейсмоформационной диагностики 253
5.2. Методика и результаты геолого-формационного моделирования юрских резервуаров Юо-п Айтор-Каменно-Сеульской зоны Фроловской нефтегазоносной области 257
5.2.1. Детальное расчленение, корреляция и сейсмостратиграфическая привязка отражающих горизонтов 258
5.2.2. Геометризация сейсмогеологических комплексов и секвенс-стратиграфическая диагностика 263
5.2.3. Выделение формационных зон и геолого-формационная диагностика нефтеносных и нефтеперспективных объектов 269
5.2.4. Статистическое обоснование геолого-формационной диагностики нефтеносных и нефтеперспективных объектов 277
5.2.5. Основные результаты и выводы 277
5.3. Результаты геологического моделирования верхнеюрских резервуаров Юі
юго-востока Западной Сибири 280
5.3.1. Сейсмоформационная и флюидогеодинамическая модель надугольной пачки Ю/"2 Аригольско-Вахской зоны Васюганской нефтегазоносной области 280
5.3.2. Сейсмоформационная и сейсмофациальная модель подугольной
пачки Ю]3"4 Крапивинско-Двуреченской зоны Каймысовскойнефтегазоносной области 291
5.3.3. Геолого-экономическая эффективность сейсмогеологического моделирования Полуденно-Мохтиковской зоны Среднеобской нефтегазоносной области 301
6. Региональная сейсмоформационная модель нефтегазоносных систем большехетской зоны северо-востока Западной Сибири 305
6.1. Геолого-геофизическая характеристика нефтегазоносных районов и комплексов Болынехетской зоны 313
6.1.1.Структурно-тектоническая характеристика 314
6.1.2.Литолого-стратиграфическая характеристика 316
6.1.3 .Нефтегазоносные районы и комплексы 327
6.1 АЛитолого-геохимическая характеристика
нефтегазоматеринских источников 334
6.1.5.Сейсмостратиграфическая характеристика юрско-меловых горизонтов 341
6.2. Методика составления региональных обобщающих
2D/3D геологических моделей нефтегазоносных систем 351
6.2.1.0сновы геолого-формационного бассейнового моделирования
нефтегазоносных систем 351
6.2.2.Методика сейсмоформационного изучения юрско-меловых отложений Болынехетской зоны 360
6.2.3.Методика структурных построений с учетом горизонтальных изменений сейсмической скорости на примере сеноманских и неокомских горизонтов Южно-Мессояхского месторождения 382
6.2.4.Методика структурных построений с учетом горизонтальных изменений сейсмической скорости на примере апт-сеноманских горизонтов Находкинского месторождения 396
6.2.5.Методика палеотектонического анализа пликативно-дизъюнктивных дислокаций на примере сеноманского пласта ПК]
Находкинского месторождения 403
6.3. Результаты сейсмогеологического изучения юрско-меловых отложений Болынехетской зоны 408
6.3.1.Сейсмогеологическая модель верхнеюрских отложений 412
6.3.2.Сейсмогеологическая модель неокомских отложений 420
б.З.З.Сейсмогеологическая модель апт-сеноманских отложений 425
6.3.4.Сейсмогеологическая модель верхнемеловых отложений 427
6.4. Новые представления о геологаческом строении и основные направления геологоразведочных работ в Большехетской зоне нефтегазонакопления 429
6.4. Региональная сейсмоформационная модель мезозойских отложений и секвенс-стратиграфическая идентификация нефтегазоносных систем Большехетской зоны 429
6.4.2.Новые представления о тектоно-седиментационном развитии и геологическом строении Большехетской зоны нефтегазонакопления 434
6.4.3 .Нефтегазоперспективные меловые и юрские объекты Большехетской зоны. Основные направления геологоразведочных работ 440
6.4.4.0сновные результаты и выводы 444
Заключение 446
Литература
- Статистические методы оценки компонентного состава и петрофизических свойств
- Кусочно-параболический характер вертикальных годографов проходящих волн и их учет при структурно-скоростных построениях
- Эффективные упругие постоянные тонкослоистых сред с изотропными и анизотропными прослоями
- Характеристические уравнения для расчета векторов поляризации и рефракции сейсмических лучей, фазовая и лучевая скорости квазипродольных и квазипоперечных волн
Введение к работе
Объектом исследований являются методы трехмерного сейсмогеологического моделирования природных резервуаров нефти и газа, основанные на экспериментальном и теоретическом изучении кинематических и динамических характеристик сейсмических волн в слоисто-неоднородных изотропных и анизотропных средах. По мере закономерного усложнения структуры не вовлеченных в разработку запасов и увеличения объемов буровых работ требования к точности и достоверности совместной интерпретации кинематических и динамических параметров непрерывно увеличиваются. Только при наличии адекватной трехмерной сейсмогеологической модели возможно избежать непроизводительных затрат при дальнейшем наращивании добычи и воспроизводстве запасов УВ.
Актуальность темы. В настоящее время в Западной Сибири, также как и в большинстве других нефтегазоносных провинций России, основными объектами геологоразведочных работ на нефть и газ являются малоамплитудные и малоразмерные структуры с неантиклинальными ловушками различного генезиса. Экономически эффективно подготовить запасы УВ и ввести их в разработку возможно лишь при наличии трехмерной сейсмогеологической модели подземного резервуара, характеризующейся высокой степенью сходимости имеющихся и вновь получаемых данных бурения к однородным кинематико-динамическим данным детальной сейсморазведки.
Наиболее точную и достоверную информацию об кинематико-динамических параметрах сейсмических волн поставляют методы скважинной сейсморазведки и промысловой геофизики. Однако скважинные данные, отличаясь от наземных наблюдений, несомненно, более высокой вертикальной разрешающей способностью (ВРС), характеризуют свойства лишь в пределах ограниченного околоскважинного пространства, а их обычная межскважинная интерполяция и экстраполяция в горизонтальном направлении далеко не всегда бывает правомерной.
Качественно новые возможности по совместной интерпретации кинематических и динамических параметров открывают современные компьютерные технологии обработки и интерпретации сейсмических данных, получаемых по методике многократных перекрытий (ММП). Детальное изучение эффективных параметров временных полей и полей амплитуд, введенных в рассмотрение Ю.В.Ризниченко и Н.Н.Пузыревым, позволило не только повысить точность измерения и достоверность выделения сейсмических волн на фоне разнообразных помех, но и получать достаточные системы данных для уточнения латеральной и вертикальной неоднородности разреза путем решения обратных кинематических и динамических задач (ОКЗ и ОДЗ).
Для решения этих задач, начиная с 60-х годов и по настоящее время в России (С.П.Перельман, А.К.Яновский, М.Б.Коростышевский, Г.Н.Боганик, Б.А.Вейцман, А.К.Урупов, Ф.М.Гольцман, С.В.Гольдин, Р.М.Бембель, В.М.Глоговский, Г.Н.Гогоненков, СН.Птецов, А.Г.Авербух, З.НЛозинский, ЕЛ.Козлов, И.А.Мушин, В.С.Черняк,СА.Гриценко, Д.И.Судварг и др.) и за рубежом (SCHLUMBERGER-GeoQuest, CGG- Petrosystems, LANDMARK-Geographics, PARADIGM-Geophysical и др.) был разработан целый ряд комплексов программ расширенной кинематической интерпретации, которые позволили продвинуть вперед теорию и практику автоматизированных структурных построений, кинематико- динамического анализа и сейсмофациального прогноза.
Однако, в условиях Западной Сибири эффективность имеющихся способов совместной интерпретации кинематико- динамических параметров и на сегодняшний день оказывается зачастую недостаточной для детального геолого-промыслового изучения внутренней неоднородности нефтяных и газовых резервуаров. Таким образом, актуальность темы данной диссертации предопределяется насущной необходимостью дальнейшего развития теоретических основ и практических приемов совместной интерпретации кинематико- динамических параметров сейсмических волн, которые при их комплексировании с данными бурения обеспечивают достоверную сейсмо-детерминированную параметризацию эксплуатационных характеристик нефтяных и газовых резервуаров.
Цель диссертационной работы - развитие математических методов и практических приемов построения трехмерных сейсмогеологических моделей природных резервуаров, основанных на совместной интерпретации кинематических и динамических характеристик сейсмических волн в слоисто-неоднородных изотропных и анизотропных средах, включающих в себя сейсмо-структурную, сейсмоформационную, сейсмофациальную компоненты и в комплексе с данными глубокого бурения обеспечивающих во внескважинном пространстве достоверную параметризацию эксплуатационных характеристик подземных резервуаров УВ. Для достижения указанной цели решались следующие основные задачи. 1 .В области развития математических методов структурно-скоростного моделирования:
• разработать способы вычисления производных поля времен и поляризации сейсмических волн по структурно-скоростным параметрам анизотропных слоисто-неоднородных сред, необходимые при реализации оптимизационных методов подбора с использованием первых и вторых производных;
• исследовать основные факторы и дефекты систем линейных уравнений, возникающих при сингулярной фильтрации временных разрезов и увязке сейсмических параметров, полученных по системе произвольно расположенных профилей.
2.В области развития способов совместной интерпретации кинематических и динамических параметров сейсмических волн разных типов:
• исследовать основные закономерности поведения поляризационно- кинематических параметров квазипродольных и квазипоперечных волн в слабоанизотропных упругих средах, на основе аналитических и численных математических методов установить теоретические соотношения, позволяющие классифицировать упруго-анизотропные среды по поляризационному признаку и осуществлять совместную интерпретацию поляризационно - кинематических параметров волн разных типов;
• исследовать влияние сложно напряженного состояния упругих материалов на стресс- индуцированную анизотропию и получить необходимые соотношения для использования поляризационно- кинематических параметров при оценке пьезоупругих модулей и сложно напряженного состояния среды.
3. В области развития методов сейсмоформационного и сейсмофациального моделирования:
• исследовать уравнения, описывающие линейное приближение геологической эволюции земного рельефа при протекании тектоно- седиментационных процессов и получить необходимые соотношения для классификации пространственно однородных тектоно-седиментационных режимов (TCP) и секвенс-стратиграфических системных трактов (LST, TST, HST, UST);
• на основе совместного анализа карт интервальных и вариационных времен исследовать нелинейную (вариационную) составляющую TCP при выделении различных сейсмоформационных зон (СФЗ) с однотипной тектоно- седиментационной (системно-трактовой) характеристикой.
4.На основе новых вышеперечисленных программно-алгоритмических способов совместной интерпретации кинематико-динамических параметров и существующих компьютерных технологий геоло-. го-геофизической интерпретации разработать и опробовать на месторождениях Западной Сибири компьютерную технологию построения трехмерных сеисмогеологических моделей, которая включает в себя:
• минимизацию среднеквадратической невязки и увязки сейсмических параметров на пересечениях 2D- профилей с переменными вдоль профиля корректирующими поправками;
• оптимизационные способы пересчета кинематических параметров временных разрезов в структурно-скоростные параметры геологического разреза;
• регрессионный анализ карт кинематических и структурно-скоростных параметров с целью построения палеоструктурных сейсмоформационных карт и выделения квазиоднородных зон (СФЗ), характеризующихся закономерной приуроченностью кинематических и структурно-скоростных параметров к определенному типу тектоно-седиментационного режима (TCP);
• сингулярную фильтрацию временных разрезов, обеспечивающую максимально возможное соотношение сигнал/помеха сейсмической записи и кинематико-динамических параметров с последующим многомерным анализом кросс- плотов сейсмических и скважинных параметров, построением сейсмофациальных карт, выделением однотипных природных кластеров и сейсмофа-циальных комплексов (СФК), характеризующихся устойчивыми корреляционными связями рисунка сейсмической записи (динамических параметров) с типом геологического разреза (промы-слово-геофизическими и геолого-промысловыми параметрами).
Фактический материал и методы исследований. Системно - теоретической основой исследований явились:
-фундаментальные уравнения геометрической и динамической сейсмики слоисто-неоднородных линейно- упругих анизотропных сред (Г.И.Петрашень, А.САлексеев, В.Г.Романов, М.МЛаврентьев, С.В.Гольдин);
-фундаментальные понятия полей времен и полей амплитуд регулярных волн; метод эффективных параметров, кинематической интерпретации и динамического анализа (Ю.В.Ризниченко, Н.Н.Пузырев, А.К.Урупов, А.НЛевин, И.А.Мушин, В.М.Глоговский);
-методы интерференционных преобразований волновых полей и статистической интерпретации (Ф.М.Гольцман, С.А.Нахамкин, А.А.Никитин);
-методы палеотектонического анализа мощностей, изучения корреляционной взаимосвязи стратиграфических поверхностей (Т.Б.Хейтс, К.А.Машкович, СА.Скидан, И.И.Нестеров, АЛ.Наумов, Ф.З.Хафизов и др.).
Достоверность полученных результатов подтверждается многовариантными теоретическими расчетами, геолого- математическим моделированием и опробованием на представительных сейс-могеологических материалах по нефтяным и газовым месторождениям Западно-Сибирских нефтегазоносных областей (НГО): Каймысовской НГО (Крапивинское, Двуреченское, Западно-Моисеевское, Игольско-Таловое месторождения); Васюганской НГО (Западно-Останинское, Мыльджинское, Южно- Черемшанское, Кошильское, Аригольское); Среднеобской НГО (Советское, Полуденное, Стре-жевское, Фобосское), Находкинское, Южно-Мессояхское и другие нефтегазоконденсатные месторождения Большехетской впадины.
В качестве исходных геолого-геофизических материалов использовались данные поисково-разведочного и эксплуатационного бурения «Томскнефть» (г.Стрежевой), «Томскнефтегазгеология» (г.Томск), «Мегионнефтегазгеология» (г.Мегион), данные 2D- и 3D- сейсморазведки, полученные Томским Геофизическим Трестом (г.Колпашево), «Томскнефтегеофизики» (г.Стрежевой), .«Сибнеф-тегеофизики» (г.Новосибирск), «Ямалгеофизики» (г.Лабытнанги), «Башнефтегеофизики» (г.Уфа), СК «ПетроАльянс» (г.Москва) и др.
Научная новизна, полученных в работе результатов состоит в следующем:
І.Для решения задачи структурных построений по данным отраженных волн методом оптимизационного подбора математической модели впервые был разработан (1984г.) и реализован (1988г.) способ расчета производных поля времен не только по скоростным, но и по структурным параметрам, описывающим акустически контрастные геологические границы. На основе применения к временным полям теории характеристик Гамильтона-Якоби, дифференциальных следствий закона Снеллиуса и принципа Ферма способы вычисления производных поля времен по структурно-скоростным параметрам среды были распространены на произвольный класс слоисто-неоднородных упруго-анизотропных сложно-напряженных сред.
Научная новизна полученных результатов состояла в том, что теория характеристик и ее следствия впервые были применены к расширенному пространству переменных, в котором вектор пространственных декартовых координат дополнялся вектором структурно - скоростных параметров. Такой подход позволил для самого широкого класса сред в замкнутой математической форме получить аналитические и рекуррентные формулы для первых и вторых производных временного поля по расширенному пространству переменных, использовать их при оптимизационном подборе структурно-скоростной модели.
2.На основе разработанного способа впервые было осуществлено аналитическое изучение влияния упругой и стресс-индуцированной анизотропии на поляризационные характеристики квазипродольных и квазипоперечных волн (1994г.). С этой целью полученные Дж.Бейкусом приближенные аналитические выражения для кинематических параметров были дополнены аналитическими выражениями для поляризационных параметров. В результате аналитического изучения особенностей поляризации квазипродольных и квазипоперечных волн выявлено три класса упругих анизотропных сред: квазиизотропные, квазипоперечно-изотропные и собственно анизотропные среды. Предложенная поляризационно-сейсмическая классификация анизотропных сред (в отличие от кристаллографической классификации П.И.Федорова, использующей элементы внутренней симметрии кристаллов) основана на существовании двух, одной и отсутствия чисто поперечных волн, поляризованных перпендикулярно направлению распространения.
Важным преимуществом поляризационно - сейсмической классификации является то обстоятельство, что она основана на экспериментально - измеряемых (в полевом сейсмическом эксперименте) величинах и в этой связи позволяет классифицировать по типу анизотропии достаточно крупные интервалы разреза, что весьма затруднительно при априорном принятии тех или иных элементов кристаллографической симметрии.
Для квазиизотропных и квазипоперечно-изотропных сред установлены аналитические уравнения, которым должны подчиняться их упругие модули. Квазиизотропная среда имеет 7.независимых уПруГИХ МОДуЛеЙ Сзз, С44, С55, С66, СА5, С46, С$ь Си = с22 = сзз = Сц + 2с55 = с2з+ 2си = С\2+2сьь, Сга, = С34 = Ci5 = С35 = С)6= С26 = Ci4+2C56 = с25+2с46 = С3б+2с45 = 0.
Характеристической чертой квазиизотропных сред является то обстоятельство, что продольные волны не реагируют на анизотропию, т.е. они имеют сферическую индикатрису, поляризованы в направлении распространения, зависят только от одного упругого модуля: v\ - сгъ, Аг = к, где к орт к фронту волны. При этом индикатрисы фазовых скоростей поперечных волн имеют субсфероидальную форму, а их пространственная ориентировка и главные значения фазовых скоростей определены посредством собственных векторов и собственных значений некоторой симметричной положительно- определенной матрицы G} }, имеющей шесть независимых упругих модулей:
С =
С44 С45 с4б С45 С55 с56 _ С46 С56 с66
и\г =(SpG-k Gk l SpG-k Gkf -AteiGk G k)/2.
Векторы поляризации поперечных волн Л, 2 повернуты относительно векторов л, 2 в плоскости, касательной к фронту волны, на угол поляризационного вырождения у:
2k,L G& . tg2y= J
kf Gkf-kfGkf
При этом преобладание поляризационной интенсивности одной из поперечных волн будет зависеть от положения профиля наблюдений относительно главных осей индикатрисы фазовых скоростей. Отсюда в частности следует, что:
• многокомпонентные наблюдения с целью совместной интерпретации поляризационных и кинематических параметров волн непродольного типа должны проводится не в 2D профильной, а в 3D площадной модификации;
• поляризационно-кинематические параметры поперечных волн имеют, по сравнению с продольными волнами, более сложные закономерности и обладают вследствие этого существенно-большей информативностью.
Квазиизотропные модели (1994г.) теоретически подтвердили ранее экспериментально установленный факт (1985г.), что даже при весьма незначительной степени анизотропии продольных волн анизотропия поляризационно - кинематических параметров поперечных волн достигает, как правило, значительных величин.
3.Полученные аналитические выражения для дифференциальных поляризационно-кинематических параметров анизотропных сред позволили развить необходимый математический аппарат для экспериментального изучения поляризации в зависимости от расстояния источник-приемник (PVO-метод), который в отличие от известного AVO-метода требует обязательного привлечения многокомпонентных данных и обладает за счет этого большей помехоустойчивостью и информативностью.
С целью совместной интерпретации поляризационно-кинематических параметров восходящих к земной поверхности продольных волн (кажущегося угла выхода сейсмической радиации е и кажущейся скорости VK) впервые был предложен способ определения скорости поперечной волны в верхнем слое (1991г.): Vs = VK Sin е/2 и показана принципиальная возможность ее определения. Реализация таких PVO-методов необходима не только при компенсации конверсионных эффектов наземных наблюдений продольных волн, но и при оценке влияния верхней части разреза ВЧР на динамические характеристики сейсмических отражений, изучаемых AVO-методом.
4.Для устранения остаточного влияния верхней части разреза (ВЧР) на кинематико-динамические параметры изучены основные факторы, обуславливающие невязки на пересечениях сейсмических профилей, предложены способы их параметризации аддитивной или мультипликативной полиномиальной составляющей К-ото порядка и построена система линейных уравнений, обеспечивающая минимальную среднеквадратическую невязку сейсмических параметров (1995г.).
В связи с некорректностью (отсутствием единственности решения) такого класса задач изучен дефект для различных систем расположения профилей. Показано, что минимальный дефект равен (К+2) (К+1)/2 и сформулированы условия его достижения.
5.На основе линейного приближения к описанию тектоно-седиментационных режимов (TCP) получены необходимые соотношения, позволяющие классифицировать пространственно-однородные секвенс-стратиграфические системные тракты (LST: а 1, b 0; TST: а 1, b 0; HST: а 1, b 0; UST: а 1, Ь 0) и по остаточной (вариационной) составляющей TCP: SZ=Z2-aZl-b выделять квазиоднородные формационные зоны аккумулятивного или эрозионного типов с соответственно увеличенным (SZ 0) или уменьшенным (SZ 0) темпами осадконакопления относительно средней скорости по изучаемой площади (1998, 2001гг.). В качестве комплексного кинематического параметра, характеризующего различные сейсмоформационные зоны (СФЗ) с однотипной характеристикой TCP, предложено использовать различные соотношения вариационных и интервальных времен или мощностей: 5Z/AZ.
С использованием такого подхода для Айтор-Каменно-Сеульской зоны нефтенакопления по-. казана возможность сейсмоформационного расчленения и представления юрских нефтеносных систем Ю0-9 сдвинутой вверх по восстанию серией структурно-литологических ловушек, мозаичное распространение которых контролируется формационными зонами аккумулятивного типа. Геолого-формационный контроль неструктурного размещения верхнеюрских нефтяных залежей по данным 2В/30-сейсморазведки также был установлен пластов Ю)3"4 подугольной пачки Крапивинско-Двуреченской зоны, Юі1"2 надугольной пачки Аригольского и Западно-Полуденного месторождений. Новые сейсмоформационные модели были подтверждены последующим разведочным и эксплуатационным бурением, использовались для переоценки разведанных и предварительно оцененных запасов.
б.По результатам регионального обобщения детальных сейсмоформационных моделей Западно-Сибирских месторождений от Крапивинско-Двуреченской группы на юго-востоке до Большехет-ской группы на северо-востоке, от Аригольского месторождения на востоке до Каменного на западе, диагностирована однотипная структурно-формационная характеристика юрско-меловых секвенс-стратиграфических (осадочных) комплексов (ССК), в кровле и подошве ограниченных опорными сейсмическими горизонтами: А - кровля доюрского комплекса, Т - верхи среднеюрских отложений заводоуковской серии (кровля малышевского горизонта), Б - кровля баженовского горизонта, Н -группа неокомских отражающих горизонтов в зоне перехода клиноформных комплексов в согласно-покровные, М - в средней части алымского (кошайского) горизонта, М\ - в нижней части покурской серии, Г - в кровле покурской серии, С и К - в средней и верхней частях дербышинской серии: - Заводоуковский (Большехетский) нижне-среднеюрский ССК «А-Т» диагностируется как низкое стояние моря, т.е. как совокупность трех-пяти системных трактов LSTi1"3 компенсируемого углубления осадочного бассейна (а 1, Ь 0), при котором нижние горизонты выклиниваются, налегая на вы ступающие склоны фундамента, а более верхние образуют покровные комплексы с поэтапным снижением темпа углубления и выполаживания структурных планов: ft/ ft/ ft/ 0 и а/ а/ а/ 1. Существование различных тектоно-седиментационных режимов (TCP) юрского периода, начинающихся с подъема уровня моря и заканчивающихся регрессией или стабилизацией береговых линий, в геологическом разрезе фиксировалось соответствующим развитием тонких глинистых покровов и песчано-глинисто-углистых LST-формаций со сходным литофациальным составом.
- Полудинский келловей-неокомский ССК «Т-Б-Н» представляет собой классический секвенс- стратиграфический трехтрактовый осадочный комплекс (LST2+TST2+HST2), в котором накопление осадков системных трактов низкого (LST2: а-1 1, Ьг 0), трансгрессирующего (TST2: ai l, bj 0) и высокого стояния уровня моря (HST2: а23 1, Ьг 0) было ознаменовано затоплением внутренних источников сноса (эрозионно-тектонических и вулканогенно-орогенных выступов доюрского комплекса) с последующим преобладанием внешних источников, приведших к формированию обширных песчаных террас аккумулятивного шельфа, береговых линий, проградационных ачимовских клино- форм и глинистых конденсированных покровов, включая нефтематеринские отложения баженовской свиты (Б) и реперные неокомские глины: пимские Hi00, сармановские Н2С0, асомкинские Нз00, само- тлорские Hj00 и коликъеганские Н500.
- Саргатский неоком-аптский ССК «H-M-Mi» отделяется от Полудинского условной поверхностью несогласия UST2, контролируемой зонально выдержанным отражающим горизонтом группы Н по максимально верхней границе закономерного фациального перехода неокомских клиноформных комплексов в согласно-покровные в соответствии с законом Головкинского-Вальтера. Саргатский комплекс представлен, как правило, совокупностью системных трактов трансгрессирующего (TST3) и высокого стояния уровня моря (HST3) с подчиненным развитием субконтинентальных LST3-формаций.
- Покурский апт-сеноманский ССК «Мі-Г» отделяется от Саргатского регионально выдержанным отражающим горизонтом Мі, контролирующим внутри покурской серии закономерную зону смены мелководных надкошайских и викуловских осадков HST3 субконтинентальными покурскими отложениями LST4: (аА 2 1, Ь4 2 0).
- Дербышинский турон-датский ССК «Г-С-К» представляет собой классический трехтрактовый осадочный комплекс (LST5+TST5+HST5), который ознаменовал второй (после Полудинского) постгер-цинский эпизод тектонической активизации с масштабным проявлением локальных дизъюнктивно-блоковых дислокаций, региональной перестройкой структурной позиции Западно- Сибирского бассейна и превращения его в морской залив Бореального океана.
Секвенс-стратиграфическая и структурно-формационная характеристика пяти вышеперечисленных осадочных комплексов обеспечила решение сложной задачи межрайонной индексации нефтегазоносных пластов, выявления перспективных объектов на неразбуренных участках и построения детальных геолого-математических моделей с учетом особенностей тектоно-седиментационного развития на основе данных бурения и сейсморазведки.
Личный вклад. Сбор, анализ, интерпретация и обобщение, представленных в диссертации геолого-геофизических материалов, производились лично автором по результатам работ 1983-2006гг., выполненных с его непосредственным участием в институте «ТомскНИПЙнефть» Восточной нефтяной компании, производственном предприятии «Сибнефтегеофизика» и Центре геолого-гидродинамического моделирования «ЛУКОЙЛ».
С 1983 по 1998гг. в рамках тематических работ, финансируемых Управлением промысловой и полевой геофизики Миннефтепрома и ПО «Томскнефть», лично автором осуществлялась постановка и теоретико-алгоритмическое решение задач расчета производных полей времен и поляризации по структурно-скоростным параметрам геолого-математической модели, поляризационно-сейсмической классификации анизотропных сред и оценки их упругих параметров в классе квазиизотропных моделей, минимизации невязок сейсмических параметров на пересечениях профилей, определения динамических параметров с использованием метода главных компонент и сингулярной фильтрации.
С 1995 по 2000гг. в институте «ТомскНИПЙнефть» автор занимался развитием компьютерных методик сейсмогеологического моделирования и структурно-формационной оценки эффективных параметров тектоно-седиментационных процессов с целью построения региональных и детальных сейсмогеологических моделей нефтяных и газовых месторождений юго-востока Западной Сибири, являлся ответственным исполнителем работ по тематическим и производственным сейсморазве-дочным работам приоритетных месторождений Восточной нефтяной компании: Крапивинско-Двуреченского, Полуденного, Советского, Стрежевского и другим.
С 2001 по 2003гг. в должности главного геолога «Сибнефтегеофизика» автор руководил и непосредственно участвовал в сейсмических нефтепоисковых и доразведочных проектах, финансируемых Департаментом по нефти и газу ХМАО, ТНК, Славнефть, ЮКОС (Махнинское, Ларломкинское, Каменное, Аригольское, Трайгородское и другим).
С 2003 по 2006гг. в должности начальника управления геологического моделирования «ЛУКОЙЛ» автор был одним из инициаторов регионального обобщения геолого-геофизических работ в Большехетской депрессионной зоне на северо-востоке Западной Сибири, непосредственно участвовал в выборе и оценке объектов геологоразведочных работ, уточнении методик структурно-скоростных построений и геолого-формационной диагностике нефтегазоносных и перспективных объектов Большехетской зоны.
На защиту выносятся следующие научные результаты.
1. Теоретические и программно-алгоритмические решения: • задачи вычисления в слоистых средах производных поля времен тіхі,х2,в) по структурно-скоростным параметрам среды #на основе дифференциальных следствий принципа Ферма, устанавливающим Траекторию СеЙСМИЧеСКОГО Луча СОеДИНЯЮЩеГО ИСТОЧНИК Xt И ПриеМНИК Х2, исхо дя из экстремальности времени пробега: г(хі,х2,в)=тіпіТ(х1,Х2, Е,,в) оЩх,,х2, „в)/д =0, dr/dd = дГ/дв, М0 = дТ/д&-дТ/дЩ0Т/ду 0ТЩд6 [1,21];
задачи вычисления первых и вторых производных поля времен тг(х,,Х2, в), поляризации А[(х,,х2, в), фазовых скоростей иг(х,к,в) и рефракциир/х,к,в)=к/и=дт/ сейсмических волн квазипродольного и квазипоперечного типов по структурно-скоростным параметрам анизотропных слоисто-неоднородных сред Cij,„m(x,y,z,0) [1,4] на основе уравнений Гамильтона-Якоби и интегрирования уравнений в вариациях для расширенного пространства переменных (х, у, z, в):
задачи оценки устойчивости (точности atA и смещенности /itA) расчетов полей времен г и поляризации А к независимо варьируемым параметрам математической модели о$ a ldr/ddl сгв и Tx\d2T/de:\ сг получения приближенных аналитических представлений поляризационно- кинематических параметров сейсмических волн в средах со слабой Q sC \і„т=ЩЗ„т-і- f (SmSjm+SimSj„) и стресс-индуцированной Су,„т2 умт+С i),nm.\hi анизотропией [8,9], оценки эффективных параметров анизотропных сред [1,6,7,19-28], классификации упруго-анизотропных сред по поляризационному признаку наличия двух, одной и отсутствия чисто поперечных волн на квазиизотропные (А/ =к/ , А/2=к/2, Ar=kj), квазипоперечно-изотропные (А/ фк/1, Af2=k/2, Af kj) и собственно анизотропные (А/ фк/1, Af kf2, А\+Ц среды [8]; задачи оценки дефекта и вычисления переменных вдоль /-ого профиля корректирующих попра вок 2 аікІк при минимизации невязок сейсмических параметров Лу на пересечениях Ц произ вольно расположенных 2D- профилей [3,10,11 ]:
I».
к,
- min;
и«і
к=\ к=\
• задачи линейного описания тектоно-седиментационной эволюции земного рельефа: сЕ/3= -aZ -Vx dl/дК - Vy dZldY + Vz, включающей статистическую оценку эффективных параметров (a, Vx, Vy, Vj) линейных пространственно-однородных тектоно-седиментационных режимов (TCP): Z2=aZl+b; формационную классификацию линейно-однородных секвенс-стратиграфических системных трактов (LST: а 1, b 0; TST: а 1, b 0; HST: а 1, b 0; UST: а 1, Ь 0) и выделение квазиоднородных формационных зон (ФЗ) с однотипной кинематической (тектоно-седиментационной) характеристикой по картам интервальных (AZ=Z1-Z2) и вариационных (5Z=Z2-aZl-b) мощностей [1,15,18,37].
2.Методика геолого-математического и сейсмогеологического моделирования нефтяных резервуаров [1-3], основанная на решении вышеперечисленных задач и существующих компьютерных технологиях геолого-геофизической интерпретации, разработанная и апробированная на ряде месторождений Среднеобской, Каймысовской, Васюганской и других Западно-Сибирских НГО [2, 5, 12-19]. Важным компонентом разработанной технологии является проведение сейсмоструктурных, сейсмоформационных и сейсмофациальных построений, которые позволяют:
• провести площадной анализ и увязку кинематико- динамических параметров на пересечениях произвольно расположенных профилей; с использованием оптимизационных алгоритмов построить структурные и скоростные карты; оценить точность их построения;
• выявить площадную неоднородность кинематико- динамических параметров опорных отражающих горизонтов, контролирующих кровлю и/или подошву исследуемых резервуаров (21,22) и разбить их на квазиоднородные зоны с однотипной кинематической (СФЗ) и динамической (СФК) характеристикой: (Л2, 52, А);
• в комплексе с данными бурения провести сейсмодетерминированную параметризацию внесква-жинного пространства на основе установления геостатистических связей между выявленными сейсмогеологическими зонами (СФЗ/СФК) и эксплуатационными характеристиками нефтяных и газовых резервуаров.
З.Результаты трехмерного сейсмогеологического моделирования [1, 2, 12-18, 29-53], включающие сейсмоструктурные, сейсмоформационные и сейсмофациальные карты с использованием которых было показано, что гипсометрически аномальный характер распределения нефтяных залежей Крапивинско-Двуреченской, Полуденно-Мохтиковской, Аригольско-Вахской, Айтор-Каменно-Сеульской площадей Западной Сибири обусловлен, прежде всего, наличием в пределах природного резервуара серии квазиоднородных сейсмогеологических зон (СФЗ/СФК) с однотипными литофаци-альными, промыслово-геофизическими (ПГИС), фильтрационно-емкостными (ФЕС) и др. характеристиками.
Многозалежный характер «структурных» ловушек с различными отметками водонефтяного контакта (ВНК) в разных частях одного и того же горизонта по данным геолого- промысловых и промыслово- геофизических исследований достоверно установлен уже на целом ряде сложно построенных месторождений Каймысовской, Среднеобской, Васюганской, Фроловской и других НГО Западной Сибири. Большей частью это привело к неэффективным буровым затратам и вскрытию в благоприятных структурных условиях обширных водонефтяных зон (ВНЗ) и «водяных коридоров» с общим перепадом отметок ВНК до 40-80м и более. Сейсмогеологическая диагностика и учет неструктурного характера стратиграфически единых, но гидродинамически обособленных нефтяных залежей является важным фактором эффективного планирования геологоразведочных работ и стратегическим резервом восполнения минерально-сырьевой базы на основе адекватного оконтуривания однородных тектоно-седиментационных (формационных) зон, представленных разными фациальны-ми комплексами с различной степенью пликативно- дизъюнктивной дислоцированности.
Практическая ценность работы состоит в том, что разработанные алгоритмы совместной интерпретации кинематических и динамических параметров в соответствии с координационными планами Миннефтепрома/Минтопэнерго реализовывались в виде автономного пакета программ для персональных компьютеров IBM PC/AT, рабочих станций SUN ULTRA и включались в интерпретационные системы КИНГ/SPACE ОАО«Сибнефтегеофизика» [3], а затем использовались в качестве дополнительного автономного приложения «ПсевдоЛогСейс» к сертифицированным компьютерным технологиям построения трехмерных геологических моделей нефтяных резервуаров [14, 15, 23, 28, 29,31,3546].
В наиболее полном объеме новая компьютерная технология построения трехмерных сейсмо-геологических моделей была развернута в научно-исследовательском проектном институте «Томск-НИПИнефть» [31], где программы совместной интерпретации в комплексе с зарубежными системами «ИНТЕГРАЛ+» и «СТРАТИМЭЙДЖИК» французской фирмы СЖЖ-Петросистемс использовались для формирования программ геологоразведочных работ на месторождениях «Томскнефть», «Томск-ПетролеумУндГаз», «ТомскГазпром», «Славнефть-Мегионнефтегазгеология».
Трехмерные сейсмогеологические модели месторождений Крапивинско- Двуреченской, По-луденно-Мохтиковской, Аригольско-Кошильской, Айтор-Каменно-Сеульской и других Западно-Сибирских зон нефтегазонакопления строились в рамках именно такой интегрированной технологии. Последующее планомерное осуществление сейсморазведочных рекомендаций по размещению разведочных и эксплуатационных скважин, принесло ощутимый геолого-экономический эффект [13-19], как за счет подтверждения выполненных сеисмоструктурных и сейсмофациальных построений, так и за счет сокращения затрат на бурение заведомо непродуктивных скважин.
Апробация работы. Результаты диссертационной работы систематически докладывались на Международных геофизических конференциях, проводимых в России с 1992г. по 2006гт. (SEG/Moscow 92; SEG-EArO/Moscow 93; SEG/EAGE/EArO/C-neTep6ypr 95;
SEG/EAGE/EArO/MocKBa 97; ЕАГО/С-Петербург 2000; ЕАГО/SEG/EAGE/ Москва 2003; ЕА-rO7SEG/EAGE/C-neTep6ypr 2006); заседаниях Межведомственной комиссии МПР и Минтопэнерго по программам ГРР 1995-2006гг. (гг.Москва, Томск, Ханты-Мансийск, Сургут); методических семинарах ЦКР Минтопэнерго; постоянно действующих семинарах Института Геофизики ОИГГиМ СО РАН, ученых советах "ТомскНИПИнефть", научно-технических советах "Сибнефтегеофизика", ЦКГиР "Томскнефть" и других нефтедобывающих предприятий; Всесоюзных семинарах, проводимых в системе Миннефтепрома с 1986 по 1990гг. (по цифровой интерпретации и ПГР в 1986,1987,1990гг., г.Туапсе; по комплексной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС в 1989г., г.Гомель); Всесоюзных и региональных научных конференциях с 1983 по 1986гг. (гг.Новосибирск, Саратов).
Основные результаты диссертационной работы также докладывались на Всесоюзном совещании по многоволновой сейсморазведке в 1985г. (г.Новосибирск), Всесоюзной ярмарке идей в 1988г. (г.Бугульма), IV семинаре стран СЭВ по нефтяной геофизике в 1991г. (г.Москва); совещании Института методов обработки при Главном управлении геофизических работ Китая (г.Пекин, 1991г.); на II и III семинарах российско-норвежских семинарах в 1992-93гт. (гг.Берген, Иркутск); Всероссйской конференции Красноярскгеолкома в 1995г. (г.Красноярск); Международной геофизической конференции SEG/Denver 96; совещании специалистов Восточной Нефтяной Компании и Управления геологоразведочных работ Ирака в 1997г. (г.Багдад); на ежегодных совещаниях "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО" в 1997, 2001, 2005, 2006гг. (г.Ханты-Мансийск); научной конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» в 1998г. (г.Томск); на 10 семинаре пользователей программного обеспечения CGG-Petrosystems в 1998г. (г.Париж); Всероссийском съезде геологов и региональной научно-практической геологической конференции, посвященных 300-летию Горно-геологической службы России в 2000г. (гг.С-Петербург, Томск); международных технологических симпозиумах Института нефтегазового бизнеса в 2004 и 2006гг. (г.Москва), 68-ой конференции Европейской ассоциации геологов и нефтяных инженеров EAGE/2006 (г.Вена), Российской нефтегазовой конференции SPE/2006 (г.Москва), научно-технических советах и ежегодных геологических совещаниях ОАО «ЛУКОЙЛ» в 2003-06гг.
Публикации. По результатам диссертационной работы опубликовано более 50 печатных работ, в т.ч. три монографии. По тематическим и производственным сейсморазведочным работам с непосредственным участием автора защищено более 20 отчетов.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на 434 страницах машинописного текста, содержит 33 рисунка, 26 таблиц. Список литературы содержит 272 наименования.
Данная работа первоначально была подготовлена в научно-исследовательском проектном институте "ТомскНИПИнефть" по результатам работ в 1995-2000гг., затем в 2003-Обгт. она была доработана в Центре геолого-гидродинамического моделирования компании «ЛУКОЙЛ». На различных стадиях подготовки монографии автор наиболее тесно взаимодействовал с Д.И. Судваргом, С.А. Гриценко, B.C. Черняком, В.П. Максимовым, В.Л. Сергеевым, А.П. Базылевым, К.Н. Зверинским, М.Е. Кротовым, Т.Р. Галимовым, Т.И. Евдокимовой, В.И. Чекановым, В.П. Калгиным, В.М. Моисе-енко (Сибнефтегеофизика), В.Б. Белозеровым, Э.С. Крец, А.К. Багаутдиновым, А.В. Гавурой, В.И. Панковым, С.А. Чемякиным, С.Н. Шапоренко, С.А. Гладилиным, А.В. Бычковым, А.С. Баяновым, В.Г.Кужелевым, СИ. Матухновым (ТомскНИПИнефть), Н.И. Карапузовым, Э.В. Кривошеевым, В.И. Седуновым, Г.И. Берлиным (Томскнефтегазгеология), Г.З.Валеевым (Башнефтегеофизика), Л.Е. и И.Д. Сокол (Ямалгеофизика), Г.А.Богдановым, А.Ю.Коршуновым, О.И. Катаевым, Г.Ю.Кобзаревым, Л.В.Строгановым, С.Н.Горецким, А.Н.Костенко, О.А. Неягловой, К.Е. Закревским, В.А. Мусихиным, И.Ю. Хромовой, С.Н. Григорьевым, Е.Л. Криушкиной, А.Д. Алексеевой, А.А. Граусманом, А.В. Скоробогатько (ЛУКОЙЛ), которым автор выражает благодарность за плодотворное сотрудничество, товарищескую и геологическую поддержку. Успешному внедрению новых геолого геофизических подходов способствовало сотрудничество с московскими геологами и геофизиками: В.М. Глоговским, А.А. Пудовкиным (Геотехсистем), С.Н. Птецовым, Н.Л. Баранским (Парадайм), B.C. Славкиным, Н.С. Шик (ВНИГНИ-2), СИ. Филиной, В.А. Трофимовым (ИГиРГИ), А.С. Лаври-ком, Э.В. Коленковым, Ю.М. Закариевым (ЦГЭ), Э.Ю. Миколаевским, СП. Каменевым (Пангея-Панаскоп), А.В. Низьевым, И.Н. Керусовым, П.Н. Страховым, О.В.Черновой (ПетроАльянс) и другими.
Все эти годы автор получал организационную поддержку со стороны руководства Западно-Сибирских нефтяных и геологических организаций: В.П. Мангазеева, И.Н.Кошовкина, В.И. Биджа-кова, В.Н. Нестерова, И.Э. Мандрика, А.А. Семянова, В.В. Гузеева. Особую признательность автор выражает академикам СО РАН С.В.Гольдину, Н.Н. Пузыреву, А.С. Алексееву, А.Э. Конторовичу за уникальную атмосферу, в которой сформировались научно-методические позиции автора по излагаемым вопросам.
Современное состояние и пути повышения качества сейсмогеологических и геолого-технологических моделей. При решении задач разведки, разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений (РРЭМ) приоритетной задачей является оптимизация вертикально интегрированного управления многозвенными геолого-технологическими процессами на основе компьютерных постоянно действующих моделей природных резервуаров.
Постоянно действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) - это такая цифровая модель месторождения, которая:
• построена с использованием сертифицированного программного обеспечения;
• адекватно учитывает имеющиеся геолого-геофизические и промысловые данные;
• позволяет осуществить эффективные мероприятия по успешному опоискованию, разведке и до-разведке перспективных объектов;
• настроена на принятые текущие запасы и имеющуюся историю разработки;
• прошла рассмотрение, экспертизу и получила положительное заключение;
• позволяет прогнозировать основные показатели разведки и разработки на кратко-, средне- и долгосрочную перспективу;
• позволяет достоверно предсказывать и планировать эффективность геолого-технических мероприятий (ГТМ) на скважинах;
• допускает пополнение новыми геолого-геофизическими и промысловыми данными с последующей корректировкой модели и прогнозных показателей, рассчитываемых на ее основе.
Для повышения точности и достоверности геолого-технологических моделей прежде всего необходимо:
• определить основные факторы неоднозначности и неопределенности геолого- математических (ГММ) и гидродинамических (ГДМ) моделей, наметить пути и провести первоочередные мероприятия по их преодолению;
• установить единые отраслевые и корпоративные стандарты, регламенты и методики геолого-математического и гидродинамического моделирования;
• выстроить единую программно-аналитическую среду, учитывающую современные направления развития компьютерных технологий и накопленный положительный опыт использования отечественных и зарубежных комплексов;
• оптимизировать схему информационных потоков, обеспечивающих оперативность, полноту и конфиденциальность получения информации;
• формировать программы геологоразведочных (ГРР), научно-исследовательских и опытно-промышленных работ (НИОКР, ОПР) на основе четкого распределения задач, функций, полномочий между всеми участниками вертикального и горизонтального взаимодействия;
• оптимизировать систему внутрикорпоративного контроля качества геолого-технологических моделей и отчетной документации;
• повысить профессионализм сотрудников геологической службы на основе централизованной системы повышения квалификации.
В части геолого-математического моделирования особое значение имеет решение таких задач, как повышение точности подсчета запасов углеводородов (УВ) и экономия затрат наиболее дорогостоящих работ - глубокого бурения, на основе использования трехмерных сейсмогеологических и про-мыслово-геофизических моделей. Только на основе комплексирования данных геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведки (2D/3D) удается с той или иной степенью достоверности восстанавливать трехмерные распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), уточнять ресурсный потенциал и добывные возможности природных резервуаров. Четырьмя фундаментальными характеристиками геологической среды являются структура (St), состав (Ss), свойства (Sv) и состояние (Sn) горных пород и пластовых флюидов. В соответствии с этим в геолого-математической модели природного резервуара следует выделять структурно-тектоническую, литолого-стратйграфи-ческую, флюидо-петрофизическую и геофлюидо-динамическую компоненты, изучаемые различными прямыми и косвенными методами (табл. 1).
Постоянно действующие геолого-математические модели в настоящее время становятся для глобализированной нефтегазовой отрасли неотъемлемой составной частью вертикально интегрированного управления геологической службой на трех структурных уровнях:
• корпоративные центры моделирования нефтегазовых компаний;
• региональные научно-исследовательские проектные институты (НИПИ) и центры дочерних нефтегазодобывающих объединений (НГДО);
• территориальные филиалы НИПИ, специализированные отделы НГДО, супервайзеровские и сервисные компании (СК).
На первичном территориально-операторском уровне располагаются пункты сбора первичной информации, тщательно документирующей все геолого-технологические процессы, которые осуществляются на объекте РРЭМ. Главный принцип функционирования операторского уровня - это полнота и кондиционность первичной информации, что на практике может быть обеспечено независимым супервайзеровским контролем получения исходных данных, качественным заполнением типовой отчетной документации принятого корпоративного стандарта.
Наличие разнородных операторов, осуществляющих различные информационные, технологические и производственные процессы, не позволяет провести их укомплектование единообразными программно-компьютерными средствами и информационными ресурсами. Поэтому в задачу региональных центров входит создание эталонных разделов и постоянное пополнение специализированных баз данных; подготовка проектной документации и контроль за технологической реализацией проектов.
Основная задача корпоративных центров - планирование и реализация утвержденных Программ работ по созданию ПДГТМ с выделением необходимых материально-технических и финансовых ресурсов. На корпоративном уровне решаются стратегические задачи устойчивого развития нефтегазодобычи и геологоразведки, контролируется соответствие проектных, плановых и фактически достигнутых показателей, повышается адресность обратных связей на всех вертикальных уровнях и горизонтальных звеньях геолого-технологического конвейера.
Вместе с тем эффективное функционирование вертикально интегрированного управления сложными многозвенными процессами разведки и разработки невозможно без строгого соблюдения некоторых общесистемных принципов, которые должны быть положены в основу формирующихся корпоративных и отраслевых информационных систем РРЭМ.
Принцип нисходящего проектирования требует жесткой фиксации различных структурных уровней управления РРЭМ, строго подчиненных один другому. Чем жестче фиксирована и полнее детализирована структура управления, тем она гибче и эффективнее.
Принцип максимально глубокой декомпозиции применительно к каждому отдельно взятому структурному уровню требует максимально полного перечисления отдельных этапов (звеньев) с вычленением его основного целевого назначения (корневой функции) в сложном многозвенном геолого-технологическом процессе РРЭМ.
Принцип восходящей оптимизации технологического процесса от последнего звена к начальному на основе адресной обратной связи обеспечивает получение наилучшего конечного результата, так как все промежуточные этапы и стадии работ оцениваются и настраиваются исходя из требований последнего звена.
В таблице 6 и на рисунке 1 показаны основные задачи, ожидаемые результаты, принципиальная схема построения и использования геолого-технологических моделей в трехуровневой системе управления корпоративными, региональными, территориальными и сервисными подразделениями.
В соответствии с этой схемой выделяется пять основных этапов:
1. Формирование полных, кондиционных, достоверных и защищенных (от несанкционированного доступа) баз петрофизических, промыслово-геофизических, геолого-промысловых, сейсмических, топогеодезических и других технологических данных.
2. Построение адекватных (имеющимся фактическим данным и технологическим процессам) геолого-математических моделей резервуаров и достоверных геолого-экономических • оценок балансовых запасов.
3. Построение адекватных (имеющейся структуре остаточных запасов и действующей системе воздействия на пласт) гидродинамических моделей резервуаров и многовариантное проектирование передовых технологий разработки.
4. Технико-экономическая оценка и экспертиза различных вариантов РРЭМ и передовых интен-сификационных технологий.
5. Мониторинг (контроль) за выполнением проектных решений, соответствием фактических и прогнозных показателей РРЭМ, адекватным применением интенсификационных технологий.
Главное назначение мониторинга - это выявление причин несоответствия проектных и фактических показателей с адресным возвращением (рис. 2) проектного решения на соответствующее звено информационно-технологического конвейера (см. рис. 1). Обратная связь и восходящая оптимизация технологического процесса от последнего звена к начальному (см. рис. 2) - главное условие оптимального управления и достижения конечного результата (интенсификации добычи и снижения затрат).
Главной причиной снижения эффективности управления при осуществлении тех или иных мероприятий на этапе разведки и разработки нефтяных резервуаров является то обстоятельство, что в случае получения отрицательного или низкоэффективного результата трудно разделить субъективные недостатки технологического осуществления мероприятия и объективные геолого-технические условия его проведения.
Экспертные и волевые решения этих вопросов высококвалифицированными специалистами и топ-менеджерами не всегда позволяют достичь желаемого результата, так как зачастую не хватает времени и средств получить всю необходимую информацию, достоверно описывающую геологические условия проведения технологических операций. Другими словами - управленческое решение зачастую приходится принимать в условиях отсутствия достоверной геолого-детерминированной модели природного резервуара УВ.
По мере уменьшения площади и амплитуды нефтяных залежей, увеличения сложности их строения (тектонического или литофациального характера), наращивания объема несогласованной между собой геолого-геофизической информации и др. с каждым годом становится все сложней принимать объективные взвешенные управленческие решения.
В прежние годы (и на ближайшую перспективу тоже) главная ставка успешно делалась на: 1) многовариантное проектирование; 2) статистическое оценивание; 3) соблюдение этапности и стадийности геологоразведочных работ и технологических мероприятий.
Разделение нефтяной геофизики на полевую и промысловую; отделение разведочного бурения от эксплуатационного, подсчета запасов от технологических схем, проектов разработки и др. во многом повышало роль и ответственность каждого отдельно взятого звена геолого-технологического конвейера, способствовало их интенсивному развитию, но вместе с тем приводило и к их обособлению.
В результате специалисты смежных нефтегеологических профессий стали хуже понимать друга и во многом утратили способность совместными усилиями достигать общей цели - интенсификации добычи, прироста рентабельных запасов, снижения эксплуатационных и геологоразведочных затрат. Для отечественной нефтяной отрасли эти негативные тенденции проявились особенно остро в связи с кризисным положением российской науки и ВУЗов.
О том, что геолого-детерминированный подход к решению задач разведки и разработки еще себя не исчерпал, убедительно свидетельствуют статистические данные 40-летней истории разработки крупных западносибирских месторождений. Накопленные за столь долгий срок данные показывают, что всего 20-30% скважин эксплуатационного фонда этих месторождений обеспечили более 60-70% всей накопленной добычи. Это является убедительным доказательством значимого влияния геологии на экономику нефтедобычи и открывает путь к эффективным геолого-детерминированным методам управления разработкой.
Обобщая передовой опыт западных и российских нефтяных компаний, можно сделать вывод, что наиболее перспективными направлениями развития в области геологоразведочных работ и геологического моделирования является:
1. Формирование в составе корпоративных и региональных научно-аналитических центров мулътидисциплинарных групп специалистов (по сейсморазведке, промысловой геофизике, петрофи- зике, гидродинамическим исследованиям скважин и др.), непосредственно участвующих в составлении трехмерных геолого-технологических моделей.
2. Равномерное покрытие разрабатываемых и перспективных нефтяных полей 3D- сейсморазведкой с элементами скважинной (ВСП, АК), многокомпонентной (3Q и повторной (4D) сейсмической съемки. Применительно к задаче управления фронтом вытеснения (нефтяным валом, отвечающим максимуму текущей нефтедобычи) особо эффективен метод повторной сейсморазведки 4D, который по разнице сейсмических данных на начальную и текущую дату позволяет осуществить трехмерную визуализацию изменений сеисмоакустических свойств, произошедших в резервуаре под действием разработки.
3. Новые экономичные технологии непрерывного отбора керна из продуктивных и перспективных интервалов с целью полного восстановления его литофациальной характеристики, проведения петрофизических измерений на образцах большого диаметра с полной сейсмоакустической (Vp, Vs, р) и фильтрационно-емкостной (трещинно-кавернозпо-поровой) охарактеризованностью. В плане повышения достоверности статистических связей и согласования разномасштабной системы измерений «керн - ГИС - сейсмика, гидродинамика» особое значение приобретают методы площадного гидропрослушивания, многокомпонентного сейсмического и полноволнового акустического каротажа (ВСП+АК+ЗС), позволяющие установить интенсивность и ориентировку азимутальной анизотропии фильтрационных и упругих свойств пласта.
Статистические методы оценки компонентного состава и петрофизических свойств
Методы оценки петрофизических свойств, граничных значений коллекторских свойств, компонентного состава твердых пород и пластовых флюидов весьма многочисленны по комплексу исходных геофизических данных и разнообразны по нефтегеологической характеристике [1-3, 8, 16-19, 23, 24]. Поэтому на каждом следующем этапе геолого-геофизического изучения продуктивного объекта их тщательно анализируют и совершенствуют. Общим для всей этой группы методов является необходимость комплексирования различных видов каротажа и детальной его увязки с результатами петрофизических измерений на керне.
При решении задачи непрерывного (или попластового) восстановления кривых компонентного состава k,{h) по комплексу геофизических исследований скважин (ГИС) - каротажных диаграмм P„(h) используют трехкомпонентные и многокомпонентные представления (5-6) геолого-математических моделей (1-4), сводящиеся к поэтапному решению системы линейных уравнений относительно коэффициентов объемного содержания отдельных компонент к; при заданных (предварительно измеренных на керне) петрофизических свойствах Р„,- и их структурно-текстурных показателях а„.
При глобальном статистическом подходе (см. п. 1.1.4) исходят из требования минимизации сред-неквадратической ошибки о даДля полного имеющегося комплекса геофизических исследований ВД: -2 7МНК (А) = .1=0 J /,7=о ;=о iW АГ І л=1 N L n=\ fy=M" ", r,{h) = ZP 4 ?(h), Ep(h) = YPn""(h) я=1 (12) Отсюда, с учетом обязательного условия: к( = 1, для нормальной системы уравнений /=0 -4(/0-1 V,W = r,(A)-A(A), W = i,j=0 U=0 у=о получают оптимальную МНК-оценку непрерывных кривых компонентного состава к,{И) с оценкой среднеквадратической ошибки е?мик(Ь) их статистического восстановления: 1=0 1=0 Е іЧ( )-і i,/=0 ,/=0 (13)
Необходимым и достаточным условием существования единственного решения задачи по восстановлению компонентного состава k,{h) является невырожденный характер корреляционной матрицы петрофизических свойств отдельных компонент R;j, при котором определена матрица: К;,-, обратная к Rjj. Точное решение этой задачи будет соответствовать близким к нулю значениям среднеквадратиче-ской ошибки сґмнк- Для устойчивости получаемого решения необходимо, чтобы обратная матрица RAy была устойчива к помехам в оценках петрофизических свойств / „"". При этом физические свойства отдельных компонент P j" не должны быть линейно зависимы друг от друга и не должны обнаруживать между собой значимых парных и множественных корреляционных зависимостей.
Проконтролировать геолого-математическую корректность получаемого решения сразу по всем компонентам сложнопостроенного резервуара весьма затруднительно. Поэтому на практике эту задачу решают поэтапно: сначала по прямым признакам выделяют породы-коллекторы и покрышки, затем определяют общую и эффективную мощность {hoc, Кф) и пористость (Кп, Кпф), оценивают весовое и объемное содержание отдельных фракций (с,-, &,), определяют проницаемость КПР, относительную и объемную глинистость {г]гл, Кгл), остаточную и текущую водонасыщенность (Ков,Кв), остаточную и текущую нефтегазонасыщенность {К0нг, Кнг - 1 -Кв), влагоемкость К&, = КпКв и др.
После выделения коллекторов и неколлекторов по прямым качественным признакам и количественной оценки их параметров с использованием куммулятивных кривых распределения и взаимных корреляций (кросс-плотов) обосновывают граничные значения Кп, КПЭФ, Ков, КПР, Кгл и др., согласующиеся с прямыми методами выделения коллекторов. Аналогичным способом статистического сопоставления прямых качественных и количественных признаков обосновывают граничные значения Кнг и Кв, разделяющие нефтегазо- и водонасыщенные коллекторы.
При разработке сложнопостроенных резервуаров с малыми амплитудами, контрастно неоднородными фильтрационно-емкостными свойствами, обширными недонасыщенными и переходными зонами особое значение при выборе способов воздействия на пласт приобретает изучение трехмерного распределения динамической пористости КПДИН = Кп\і-К0в-Конг), определяющей флюидодинами-ческую емкость коллектора Кп (Кцг-К0нг) в зоне предельного нефтегазонасыщения КнгПР l-Ков, и непредельной водонасыщенности Кв, контролирующей в зоне непредельного нефтегазонасыщения нестационарную границу с получением безводных (Кв Кв ) и двухфазных {КВЖВ ) притоков.
Особый класс сложнопостроенных резервуаров представляют собой неравномерно вырабатыва-вемые полифациальные коллекторы с двойной остаточной водонасыщенностью. Их иногда относят к классу коллекторов с двойной пористостью и проницаемостью, хотя очевидно, что независимо от различной структуры пустотного пространства (трещины, поры, каверны) весь их эффективный объем является общим при заполнении высокоподвижным флюидом. При этом различные соотношения между динамическими и остаточными объемами пластовых флюидов в разных частях неоднородного коллектора связаны, главным образом, с различием удельных поверхностей полиминеральных фракций, вскрываемых пустотным пространством и обладающих различной смачиваемостью - флюидос-вязывающей способностью.
В массивных карбонатных коллекторах за формирование двойного фильтрационно-емкостного эффекта (ДФЭ), главным образом, ответственен геометрический фактор. В трещинах содержатся небольшие общие объемы пластовых флюидов, но с весьма высокой динамической подвижностью. Поры (и особенно каверны) содержат больший объем, но менее подвижных запасов.
В терригенных коллекторах преобладает фациально-вещественный фактор полифракционного состава скелета и межпорового цемента. Наибольшим контрастом свойств по остаточной водонасы-щенности обладают чистые грубозернистые (псаммитовые) и пелитовые фракции, относительное содержание которых является главным индикатором палеофациальной обстановки накопления терригенных осадков. Для ряда терригенных коллекторов двойной фильтрационно-емкостной эффект отмечается и для пластов со слабо изменяющейся глинистостью (рис. 1.1). В таких коллекторах основной вклад в различие водосвязывающей способности и ФЕС может вносить алевритистость, а не глинистость, что также позволяет осуществить фациальную диагностику коллектора.
Гранулометрический состав терригенных коллекторов является надежным индикатором фациаль-ной обстановки для юрско-меловых залежей Западной Сибири. Здесь для большинства юрских резервуаров отмечается сильное влияние на ФЕС глинистости, что в седименто-генетическом отношении связано с прибрежно-морской обстановкой и близостью терригенной береговой линии как источника сноса с различной скоростью поставки пелитового материала.
В Западной Сибири обратная ситуация, как правило, наблюдается для неокомских песчаных пластов, сформированных в типично морской шельфовой обстановке осадконакопления. Значительное удаление области кромко-шельфовой аккумуляции от источника сноса обуславливает слабое изменение по площади содержания пелитового материала. Главными факторами, определяющими различные ФЕС коллекторов, являются разные гидромеханические скорости и условия прекращения транспортировки псаммитовых и алевритовых фракций. Такая ситуация в частности характерна для пласта БВ8 Повховского и ряда других месторождений Нижневартовского свода.
Кусочно-параболический характер вертикальных годографов проходящих волн и их учет при структурно-скоростных построениях
Наиболее достоверным источником сведений о скоростной характеристике разреза являются данные сейсмокаротажа, для которых времена пробега сейсмических волн регистрируются приемниками, расположенными с малым шагом на единой вертикальной линии с источником колебаний.
Очевидно, что экспериментально измерить времена пробега монотипных волн по вертикали t„(h) возможно только при наличии вертикальных скважин и минимальном горизонтальном смещении источника-приемника сейсмических колебаний относительно устья скважины. Во всех других случаях точность приведения экспериментально измеренных времен к вертикальным будет зависеть и от структурно-скоростной характеристики разреза, и от величины отклонения источников-приемников от вертикали.
В нефтяной сейсморазведке 2D/3D приведение зарегистированных времен /0 к вертикали осуществляют с помощью процедур двумерной или трехмерной миграции сейсмограмм и временных разрезов. При выборе скоростей миграции за основу, как правило, принимают значения эффективных скоростей УУф, определяемые исходя из гиперболической аппроксимации годографа отраженных волн эф = WV// гле о и tu - время и вторая производная годографа ОСТ при нулевом удалении источника и приемника.
В общем случае неоднородной анизотропной среды эффективные скорости УЭф значительно отличаются от средних Vcp, так как в отличие от последних первые, прежде всего, характеризуют горизонтальное, а не вертикальное распределение пластовой скорости. Недоучет трехмерного строения среды при миграции 2Б-данных, различие средних и миграционных скоростей и др. не позволяют полностью отождествлять значения времен пробега t0, измеренные по мигрированным разрезам, с удвоенными вертикальными временами t0 = 2te. Поэтому с целью достоверного изучения структурно-скоростной характеристики кинематические параметры временных разрезов (ґ0, Уэф) следует в обязательном порядке комплексировать с вертикальными временами te, полученными в результате сейсмо-каротажных исследований глубоких скважин.
Зависимость времени пробега te от расстояния h между вертикально расположенным источником и приемником позволяет получить оценку средних, интервальных, пластовых и эффективных скоростей: W = 77ZT- к«-(/! АЛ) = 1Г7ГТ m = [d№)/dh]-\ te(h) At „(h) V (z) = )v(h)dhl) - V ) = \\v\te)ite, (1) VcP(t) = \ \V{te)dte, ф) = ] M которые в предположении изотропной вертикально-неоднородной среды полностью исчерпывают проблему восстановления скоростной характеристики горизонтально-слоистого разреза. При наличии криволинейных границ раздела, анизотропных или горизонтальных изменений скорости - сейсмические лучи для вертикальной линии источников и приемников будут отклоняться от вертикали, а оценочные значения скоростей по формулам (1) перестанут давать точную информацию.
В конкретных сейсмогеологических условиях скоростную неоднородность среды оценивают до проведения сейсморазведочных работ 2D/3D по совокупности сейсмокаротажных данных hk(te) для некоторого числа К глубоких скважин. Следует подчеркнуть, что особенностью вертикальных годографов /Дй), характерной для большинства осадочных разрезов, является наличие протяженных и выдержанных интервалов, на которых средняя скорость Vcp(t„) = hlt„ растет по линейному закону, а сейсмокаротажные кривые h{Q изменяются по параболе.
При сопоставлении этих зависимостей с данными соседних скважин, как правило, обнаруживается их высокое соответствие с точностью до параллельного переноса. В таких случаях констатируют
выдержанность глубинных сейсмогеологических условий. Выявленные на сейсмокаротажных кривых различия объясняют влиянием ВЧР и разной глубиной залегания исследуемых горизонтов в разных скважинах. Последующее изучение вертикальной и горизонтальной изменчивости скоростной характеристики по скважинным данным проводят в три этапа.
На первом этапе устраняют влияние структурного фактора и ВЧР. С этой целью во всех имеющихся скважинах определяют глубину залегания некоторого сейсмического горизонта Як и время пробега до него: Тк = //(# ). Затем определяют некоторый средний уровень приведения (Н„р, Т„р) и на кросс-плоте глубина-время совмещают все имеющиеся сейсмокаротажные кривые относительно общей точки (Н„р,Т„р): tnPk(h) = tek(h-H„„+Hk) -Тк + Тпр. (2) На втором этапе приведенные вертикальные годографы tnp(h) и соответствующие им графики средних скоростей усредняют при помощи линейной зависимости: Vcp{t) =Упр + ГсР( -Тпр). (3)
Поинтервальное определение двух неизвестных коэффициентов - приведенной скорости V„p и вертикального градиента у„р, для каждого изучаемого горизонта позволяет исчерпывающим образом охарактеризовать вертикальное распределение скорости.
Постоянство вертикального градиента средней скорости до реперных сейсмических горизонтов Yep - dVep{t)ldt для весьма больших площадей является важной экспериментально установленной особенностью скоростной характеристики нефтегазоносных осадочных бассейнов. Так, например, для всего юго-востока Широтного Приобья вертикальный градиент для баженовского горизонта уБ составляет 108 м/с на 100 мс, для мегионского уп- П5 м/с ДОя алымского уи- 120 м/с, для березовского ус- 128 м/с на 100 мс соответственно.
На третьем этапе с учетом измеренного вертикального градиента и эмпирической сейсмокаро-тажной зависимости (3) осуществляют расчет глубин h(te) и оценивают горизонтальную неоднородность среды АЬг(ху): h(te) = Н„р +(Vnp - УсрТпр) и + уср /Д (4) Д/фУ) = # -№) (5)
Невязки Дйг между фактической глубиной горизонта Нк в скважине с координатами (х ,у ) и его прогнозным значением h(Tk), рассчитанным с учетом вертикального градиента по формуле (4), фактически представляют собой ошибки структурных построений без учета горизонтального градиента средней скорости. Поэтому карту АИг(х,у), построенную по совокупности К скважин, называют горизонтальным градиентом и используют для соответствующей оценки глубин Н{х,у) и точности структурных построений о х,у):
Эффективные упругие постоянные тонкослоистых сред с изотропными и анизотропными прослоями
Фундаментальные понятия кинематических и динамических параметров волновых полей, в частности, понятия дифференциальных эффективных параметров были введены Ю.В. Ризниченко и позднее развивались другими исследователями как в нашей стране: И.С. Берзон, Н.Н. Пузырев, СВ. Гольдин, А.Н. Левин, А.К. Урупов, B.C. Черняк, так и за рубежом: Т. Крей, П. Хубрал и другие [27-92]. При этом оказалось, что эффективные параметры полей времен и амплитуд можно конструктивно использовать не только при выделении сигналов на фоне разнообразных помех, но и при решении обратных геометро-сейсмических задач. В последних своих работах Ю.В. Ризниченко [126] неоднократно указывал на необходимость дальнейшего развития методов интерпретации эффективных параметров полей времен и амплитуд сейсмических волн, распространяющихся в сложнопостроенных анизотропных средах.
Уравнение скалярного волнового процесса и(х,() получают из уравнения состояния о;- = Ay du/dxj и равновесия поверхностных а, и объемных р(и„ +2/?и,+/) сил: (дги „„Ъч ,_. du(x,t) div = р Ау{х) г ох 2 + 2/7—+ / {dt2 Ы (AijuJ)J = p(ull + 2/3ul + f), (1) где р- объемная плотность среды,/- интенсивность внешних возмущений, Ау - тензор упругих модулей эллиптически-анизотропной среды, /?- коэффициент, характеризующий затухание колебаний с ростом времени. Очевидно, что тензор второго ранга Ау имеет физическую размерность ГПа = (км/сек)2 г/см3, а тензор относительных упругих модулей Wy = Ау/р имеет размерность квадрата скорости и описывает анизотропию фазовых скоростей сейсмических колебаний.
Рассмотрим процесс распространения свободных (/ = 0) колебаний в системе координат, переме ") — — — щающейся с фазовой скоростью и (x,k) = WiJ(x)kikj. В этой системе поле амплитуд сейсмических колебаний a(x,t) связано с наблюденным волновым полем u(x,t) в исходной декартовой системе координат простым соотношением: u(x,t) = a(x,t-r(x)), где a(x,t = const) - поле амплитуд регулярной сейсмической волны, т(х) - поле времен, удовлетворяющее уравнению эйконала: Я = (р,х) = Wy-pipj = 1, pi = Tj = дтідхі = к, І v. С временными т{х) и амплитудными полями - а(х) = и(3с,г(3с)) связаны фундаментальные понятия эффективного затухания 0е{х): Pl(х) =/"-д2а(х)їді2 Ща{х)/, (2) фазовой iXх) и волновой w(x) скорости: 4 х) = 1 / / VT /, Ц х) = l-F [u,] /I /F [V«] /. (3)
При экспоненциальном изменении амплитудного поля эффективное затухание представляет собой величину обратно пропорциональную расстоянию, на котором амплитуда колебаний уменьшается в е раз. Распространение в упругой среде высоко частотных колебаний - волн разрывно-регулярного типа: u(x,t)tsa(x)S(t(x)) описывают с помощью фазовой скорости, а характерных среднечастотных особенностей волнового поля: F[u(x ,т(х))] = 0 - с помощью волновой скорости: F V«+FM,Vr = 0 или Vr = -F [Vu]/F [ut].
На практике в качестве характерных особенностей, используемых при выделении - корреляции сейсмических волн, обычно используют положительные или отрицательные экстремумы сейсмических записей: ди(х, t(x))/dt = 0. Результаты такой экстремально-фазовой корреляции иногда дополняют прослеживанием ноль-пересечений: и(х ,z(x )) = 0. В первом и втором случае операторы F[u], применяемые к волновому полю и(х Д линейные: дифференцирование F[u] = 8и(х, t)ldt = 0 или ноль-балансировка (и(х, t) = 0).
Уравнение свободных колебаний в системе координат, движущейся с фазовой скоростью, имеет следующий вид: V.v -2AeauTJ -a№iUT,j+Xfjj -2p/r)+altp( jTjTj/p-\) = 0. (Г)
Заметим, что последнее слагаемое представляет собой уравнение эйконала и равно нулю (4, раздел. 2.2). Остальные слагаемые связаны с производными функции Щр,х) Гамильтона-Якоби [69, 96] простыми соотношениями:
Диссипация энергии и вектор Умова-Пойнтинга
Уравнение (1) описывает не только термодинамически обратимые процессы упругого преобразования потенциальной энергии деформации Е в кинематическую энергию колебаний ри}12, но и процесс необратимого поглощения энергии,, при котором скорость диссипации прямо пропорциональна кинетической энергии колебаний. Действительно, полное изменение энергии (Е+ри?12) в дифференциальной форме описывается следующим законом: —(E + puf/2) + div P = a, (7) где Е - объемная плотность потенциальной энергии деформации, Р - поток энергии (вектор Умова-Пойнтинга), О. - скорость диссипации (GPa/s). Из (1) следует, что: 2-(puJ/2) + 2-(tTjUj/2) = div{ut Tj)-2fipuJ -ф,. (8) dt at Отсюда получаем, что Е = jj и j /2 = Ajk иj « 12, Pj = -u, jj = -Alkufkul, (9) а = -2/3{ри,2)-ри,/. Из неотрицательности плотности потенциальной энергии: E = ZijUriUj»0 (10) следует положительно определенный и симметричный (Л,у= Aji) характер тензора Яу. Из неотрицательности амплитудного коэффициента затухания р следует, что энергия свободных (/"= 0) колебаний с течением времени убывает:
В высокочастотном приближении наиболее динамически выраженные интенсивные части колебательного процесса а(х ,t) связаны с разрывами - сингулярностями временных производных tfaldt. В этом асимптотическом приближении правая часть R уравнения (6) менее значима, чем левая L. Поэтому решения уравнения (6) можно получить с помощью простого итерационного процесса:
Отсюда видно, что если первое геометро-сейсмическое слагаемое (удовлетворяющее уравнению переноса нулевого порядка) описывает локальный (зависящий только от траектории луча) процесс упруго-неупругого переноса амплитуд, то второе дифракционно-сейсмическое слагаемое содержит вторые производные амплитудного поля д а/дх , нарушающие локальный характер энергетического переноса, так как на эти величины оказывают влияние изменения амплитуд не только вдоль фиксированного луча, но и некоторой поперечной окрестности. Таким образом, наличие матрицы вторых производных амплитуд За/5 и интегрирование вдоль луча в уравнении (17) обеспечивает учет нелокальных диффузионно-дифракционных эффектов при распространении сейсмических колебаний.
Характеристические уравнения для расчета векторов поляризации и рефракции сейсмических лучей, фазовая и лучевая скорости квазипродольных и квазипоперечных волн
В таблицу 3.1 сведены результаты скоростного анализа синтетической однокомпонентной сейсмограммы полного волнового поля. Расчет спектров скоростей выполнялся для различных длин годографа (Lmax = 1,2; 1,8; 2,4 км) как без учета, так и с учетом градиента амплитуд (20). Из таблицы видно, что спектры с учетом амплитуд имеют более высокую энергию и информативность, так как оценка эффективной скорости менее смещена по отношению к истинной скорости, равной 1,611 км/с. Оценка же скорости по стандартному безградиентному алгоритму более завышена, причем отличие от биградиентной оценки (20) возрастает с увеличением длины годографа, что обусловлено большим градиентом амплитуд на этой базе.
Итак, мы показали, что на основе эффективной параметризации полей интенсивности возможен учет градиента амплитуд на этапе анализа энергетических спектров скоростей. При этом энергия скоростных спектров увеличивается, но снижается их разрешенность. Для однокомпонентных наблюдений коэффициент подобия с учетом градиента амплитуд имеет простое аналитическое выражение (20).
2. Влияние регулярных волн-помех на измерение поляризационных параметров. При использовании многокомпонентных записей для скоростного анализа возникают новые возможности по разделению интерферирующих волн. Так, например, в [128, 129] на основе техники получения полярных сейсмограмм предложен способ разделения двух интерферирующих квазипоперечных волн. Однако, как отмечено в [128,129], в рамках предложенного подхода отсутствуют критерии надежности такого разделения, к тому же при массовом применении такой способ не обладает требуемой технологичностью. В этой связи возможен иной подход к решению этой задачи: при фиксированных временных сдвигах производится итерационная оценка формы записи интерферирующих волн и их амплитуд. Такой подход оказывается предпочтительней в связи с тем, что целевая функция (коэффициент подобия) обладает большей регулярностью по амплитудным параметрам, чем по временным.
Оценим влияние регулярной волны-помехи на погрешность измерения вектора поляризации по методу следящей компоненты. С этой целью рассмотрим отклонение вектора поляризации следящей компоненты S от вектора поляризации сигнала a F(t) интенсивностью а, возникающее при интерференции с регулярной волной-помехой bN(t) интенсивностью р. Без ограничения общности можно предположить ортогональность векторов поляризации сигнала и помехи. В этом случае взаимокорреляционная матрица Ф имеет вид:
Только при нулевой интенсивности помехи (fl = 0) или отсутствии корреляции сигнала и помехи (р= 0) вектор поляризации следящей компоненты 5 совпадает с вектором поляризации выделяемой волны. В противном случае возникают ошибки определения вектора поляризации по методу следящей компоненты.
3. Влияние погрешности измерения вектора поляризации на эффективность выделения регуляр ной волны. В качестве критерия эффективности выделения регулярной волны будем использовать коэффициент корреляции R следящей us(t) = (u(t),S) и основной иа(t) = (U(t),a)компонент: R= . (""" } = . 1+rgtgA , (23) 7(" . "яХ"5.«5) Vl + 2retgA + e2tg2A где Д - погрешность измерения вектора поляризации (угол между векторами 5 и а), г - коэффициент корреляции основной и побочной (ортогональной к а) компонентub{t) -(u(t),b), є - отношения интенсивности побочной и основной компонент. В случае если погрешность измерения угла поляризации связана с влиянием регулярной волны - помехи имеем: г = р,е = pi а. Из (23) следует, что при -18 Д 18 и е 1 подобие следящей и основной компоненты снижается незначительно: R 0,95.
4. Неединственность решения задачи о выделении двух регулярных волн на фоне случайного шу ма. Покажем, что даже в случае двух ортогонально поляризованных волн ах = (cosa, sina), аг = ( sina, cosa) с одинаковой формой сигнала Д ) иД -г) задача разделения регулярных волн не имеет однозначного решения. Итак: й(0 = a, cosQ/0 + а2 sMlfit) + %t), , (24) 193 где tgQ - отношение интенсивностей двух волн. При некоррелированной (на различных компонентах) помехе минимизация среднеквадратического функционала по функции Д/) эквивалентна максимизации следующего функционала:
Анализ устойчивости дифференциальных оценок амплитудных и поляризационных параметров. В п. 3.5.1 мы показали, что практически все известные способы интегральной AVO-оценки амплитуд и{1) в предельном случае бесконечно-малой базы измерений (А/ -» 0) стремятся к дифференциальной оценке коэффициента затухания: (28) 31пн 1 от 1 Ди 2 и, -и, а =— dl и 81 и М (щ+и2) Ы Отсюда можно получить, что вариации коэффициента затухания да и измеряемых амплитуд дии ди2, Su = {ди\+ ди2)/2 связаны простым соотношением: --а. (29) 5н - ди2 ди да = иД/ Полагая флуктуации амплитуд дии ди2 независимыми и равноточными аи = ги = Уи, получим формулу для оценки вариации коэффициента затухания: 2 1 + (30) о„ 7„ 2 2 а и
Отсюда видно, что относительная погрешность измерения затухания всегда превосходит относительную погрешность измерения амплитуд: єа = аа /а єи =aulu . Иными словами, для устойчивого измерения требуется, чтобы величины затухания и размеры измерительной базы были достаточно большими. Очевидно, что измерение сейсмического затухания является условно устойчивым с относительной погрешностью с, если:
Таким образом, дифференциальная AVO-оценка затухания амплитуд является условно устойчивой процедурой. При этом -устойчивость обеспечивается лишь для тех коэффициентов затухания а, которые превышают относительную погрешность измерения амплитуд на базе единичной длины аи /(иА1) не менее чем в v2 /є раз. Измерение поляризационных параметров также является условно устойчивой процедурой. В п. 3.4.3 мы показали, что PVO-метод в простейшем случае сводится к следующим формулам: Vs = Vk sin ell cos у/, Vk = Ml At, (З 3) tge = Ju2x+U2y ІU2, tgW = UyIUx, (34) где Vk, у/, е- кажущиеся скорости, азимут и угол выхода волны на базе A/; Ux, Uy, U2, t - поляризаци-онно-кинематические параметры зарегистрированной Р-волны. В этом случае флуктуации оцениваемых и измеряемых величин также связаны простым соотношением:
Похожие диссертации на Развитие математических методов трехмерного сейсмогеологического моделирования сложнопостроенных изотропных и анизотропных резервуаров нефти и газа
