Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Состояние проблемы 10
Выводы к главе 1 24
Глава 2. Методика и технология сертификации атрибутов 24
2.1. Выбор и обоснование атрибутов 24
2.2. Методика и технология сертификации атрибутов 32
Выводы к главе 2 95
Глава 3 Методика и технология комплексного прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и их нефтепродуктивности 96
3.1. Получение кубов сертифицированных атрибутов 96
3.2. Статистический и спектрально-корреляционный анализ сертифицированных атрибутов 107
3.3. Выбор параметров многослойного сейсмического персептрона (искусственные нейронные сети) 127
3.4. Методика комплексной геологической интерпретации результатов 148
Выводы к главе 3 150
Глава 4. Закономерности распределения фильтрационно-емкостных свойств и нефтепродуктивности карбонатных и терригенных коллекторов 151
4.1. Приразломная площадь 151
4.2. Баганская площадь 154
4.3. Верхне-Часельская площадь 159
Выводы к главе 4 162
Заключение 163
Список использованной литературы
- Методика и технология сертификации атрибутов
- Статистический и спектрально-корреляционный анализ сертифицированных атрибутов
- Методика комплексной геологической интерпретации результатов
- Баганская площадь
Введение к работе
Одной из наиболее актуальных научных и практических проблем является изучение неоднородности строения нефтепродуктивных интервалов геологического разреза в межскважинном пространстве, и прежде всего изменений фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов и их нефтепродуктивности. Это связано с увеличением объема геологоразведочных работ (ГРР) по разведке нефтяных резервуаров с пространственной литолого-фациальной изменчивостью отложений [8, 9, 10, 23, 32, 33, 35,61,68,81,82,83,99].
Поэтому знание распределения ФЕС коллекторов и прогноз нефтепродуктивности на исследуемой территории приобретает особую значимость для оптимального размещения разведочных и эксплуатационных скважин. Любая интерполяция этих параметров между скважинами, а тем более экстраполяция в заскважинном пространстве, приводит к ошибкам, снижающим эффективность ГРР на нефть. Геофизические методы, в первую очередь сейсморазведка МОГТ, давно используются для заполнения меж- и заскважинного пространства ([1, 2, 5, 13, 20, 21, 24, 39, 40, 41, 57, 62, 63, 69, 78]. В настоящее время проблема заключается в том, чтобы расширить возможности, повысить точность и детальность сейсмических исследований по решению задач прогнозирования геологического разреза (ПГР).
Одной из современных эффективных разработок в этом направлении являются способы геофизической разведки, обладающие патентной чистотой, и соответствующая им технология прогнозирования типов геологического разреза, ФЕС коллекторов и их нефтепродуктивности, базирующиеся на спектрально-временном и псевдоакустическом преобразовании сейсмической записи и данных геофизических исследований скважин (ГИС) [25, 26, 27,42,43,44].
Диссертационные исследования автора развивают это перспективное направление ПГР в плане увеличения детальности и точности результатов путем заполнения трехмерного межскважинного пространства; использования физически различных, независимых сейсмических спектрально-временных и псевдоакустических атрибутов; комплексной их интерпретации с помощью статистических и спектрально-корреляционных алгоритмов [58, 59, 60, 64, 65] и искусственных нейронных сетей (ИНС) [2,66,67].
Отличительными особенностями выполненной разработки, обуславливающими ее научную и практическую актуальность, являются изучение трехмерного пространства,
использование физически различных, независимых атрибутов и комплексная их интерпретация на современном математическом уровне.
Цель работы Разработка эффективной технологии прогнозирования ФЕС коллекторов и их нефтепродуктивности в трехмерном межскважинном пространстве по данным сейсморазведки и ГИС.
Основные задачи исследований:
- выбор и обоснование спектрально-скоростных атрибутов сейсмической записи и
кривых ГИС, наиболее подходящих для пропюзировапия фильтрационно-емкостных
свойств (ФЕС) коллекторов и их нефтепродуктивности в трехмерном межскважинном
пространстве;
- разработка методики и технологии сертификации спектрально-скоростных
атрибутов сейсмической записи ЗД и кривых ГИС на основе их спектрально-временной и
псевдоакустической параметризации;
разработка методики и технологии определения сертифицированных объемных спектрально-скоростных сейсмических атрибутов и построения их кубов;
разработка методики комплексной интерпретации кубов сертифицированных объемных спектрально-скоростных сейсмических атрибутов на основе использования статистических, спектрально-корреляционных алгоритмов и искусственных нейронных сетей для построения кубов удельной емкости, гидропроводности и прогнозной нефтепродуктивности целевых интервалов разреза;
- внедрение разработанной технологии в сейсмогеологических условиях
карбонатного разреза на двух месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной
провинции (НГП) и терригенного - на одном месторождении Пур-Тазовской
нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирской НГП; анализ эффективности
применения новой технологии для прогноза фильтрационно-емкостных свойств
коллекторов и их нефтепродуктивности в трехмерном межскважинном пространстве.
Научная новизна исследований:
- предложена и обоснована совокупность физически разнородных спектрально-
временных и скоростного сейсмических атрибутов для прогнозирования фильтрационно-
емкостных свойств коллекторов и их нефтепродуктивности в трехмерном межскважинном
пространстве;
- разработаны концепция, методика и технология сертификации спектрально-
скоростных атрибутов по данным сейсморазведки ЗД и геофизических исследований
скважин (ГИС) на основе спектрально-временной и псевдоакустической параметризации
сейсмической записи и кривых ГИС для прогнозирования фильтрационно-емкостных
свойств коллекторов и их нефтепродуктивности в трехмерном межскважинном
пространстве;
разработаны методика и технология определения сертифицированных объемных спектрально-скоростных сейсмических атрибутов с построением соответствующих кубов;
разработана методика комплексной интерпретации кубов объемных спектрально-скоростных сейсмических атрибутов на основе использования статистических, спектрально-корреляционных алгоритмов и искусственных нейронных сетей для построения кубов удельной емкости, гидропроводности и прогнозной нефтепродуктивности целевых интервалов разреза;
- выявлены закономерности распределения карбонатных и терригенных
нефтепродуктивных объектов в отложениях перми, юры и силура на двух площадях
Тимано-Печорской (НГП) и на одной площади Пур-Тазовской НГО Западно-Сибирской
НГП.
Личный вклад автора
Все результаты, обладающие научной новизной и практической ценностью, были получены лично автором или при его непосредственном участии.
Автор участвовал в разработке методики и технологии комплексного спектрально-скоростного прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств и нефтепродуктивности коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве; лично выполнил весь объем 616 км спектрально-временных и псевдоакустических преобразований сейсмической записи ЗД и кривых ГИС с построением трех кубов сертифицированных объемных спектрально-временных сейсмических атрибутов и куба псевдоакустических скоростей для каждого из трех целевых интервалов в карбонатных и терригенных отложениях на трех месторождениях; провел их комплексную интерпретацию с построением кубов удельной емкости, гидропроводности и прогнозной нефтепродуктивности, соответствующих карт по продуктивным пластам, сейсмогеологических разрезов; выполнил анализ эффективности внедрения новой технологии для изучения трехмерного межскважинного пространства.
Практическая ценность и результативность внедрения
Разработанная технология комплексного спектрально-скоростного
прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств и нефтепродуктивности коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве позволила построить трехмерные модели емкости и гидропроводности карбонатных нижнепермских и силурийских коллекторов на Приразломной и Баганской площадях в Тимано-Печорской НГП и терригенных юрских коллекторов в Пур-Тазовской НГО Западно-Сибирской НГП.
Сделан количественный прогноз нефтепродуктивности коллекторов в виде пространственного распределения коэффициента нефтепродуктивности.
В результате выполненных исследований установлены принципиально новые геологические особенности строения целевых нефтеперспективных отложений, заключающиеся в кубах и картах удельной емкости и гидропроводности карбонатных коллекторов рифогенных объектов с повышенными значениями этих петрофизических параметров, а в условиях терригенных коллекторов - литологических зон с повышенными значениями удельной емкости и гидропроводности на восточных склонах Верхне-Часельских локальных поднятий.
Наибольшие прогнозные коэффициенты нефтепродуктивности связаны с этими объектами и зонами.
Все это позволило выявить 7 локальных высокоперспективных объектов, характеризующихся улучшенными прогнозными фильтрационно-емкостными свойствами и нефтепродуктивностью, в пределах которых необходимо сосредоточить дальнейшее разведочное и эксплуатационное бурение.
Результаты внедрения разработанной технологии прогнозирования геологического разреза в межскважинном пространстве являются основанием для оптимизации процесса разведки и эксплуатации месторождений нефти в отложениях перми, юры и силура в Тимано-Печорской НГП и Пур-Тазовской НГО Западно-Сибирской НГП.
Реализация работы на производстве
Реализация полученных в диссертации результатов заключается в передаче Заказчикам - ОАО «Пурнефтегаз», ОАО «Северная нефть», ОАО «Севморнефтегаз» текстов отчетов; кубов и карт удельной емкости, гидропроводности, прогнозной нефтепродуктивности коллекторов; разрезов, графиков. Все приведенные материалы использованы Заказчиками для планирования глубокого бурения, а научно-технические рекомендации автора получили положительную оценку.
Апробация работы и публикации
Основные положения диссертации рассматривались на научно-технических советах ООО «Инжиниринговый центр», ОАО «Пурнефтегаз», ОАО «Северная нефть», КНТЦ ОАО «НК «Роснефть».
Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в журнале «Технологии сейсморазведки» (2 статьи), «Нефтяное хозяйство» (1 статья) и в бюллетенях Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (описания 3 патентов на изобретения). Тезисы 2-х докладов опубликованы в материалах международного семинара «Геомодель-2005».
Достоверность выводов диссертации
базируется на большом объеме сейсморазведочной (616 км ) и скважинной (46 скважин) информации на 3-х площадях с существенно различными геологическими условиями образования нижнепермских, юрских и силурийских карбонатных и терригенных продуктивных отложений в Тимано-Печорской и Западно-Сибирской НГП.
Полученные новые геологические данные в виде трехмерных моделей удельной емкости, гидропроводности коллекторов и их прогнозной нефтепродуктивности наилучшим образом согласуются с имеющейся скважинной информацией, ГИС, геологическими обстановками осадконакопления, а также проверены моделированием и математическим тестированием при комплексной интерпретации спектрально-временных и псевдоакустического атрибутов с использованием искусственных нейронных сетей.
Объем работы
Диссертация содержит 101 страниц текста, состоит из 4 глав, Введения и Заключения. Текст диссертации иллюстрирован 71 рисунком. Список использованной литературы включает 107 наименований.
Диссертационные исследования выполнены в КНТЦ ОАО «НК «Роснефть».
Автор благодарит директора по науке ОАО «НК «Роснефть» и КНТЦ доктора технических наук, профессора, академика РАЕН Хасанова М.М. за возможность выполнить диссертационные исследования и представление диссертации для защиты в РГГРУ.
Автор выражает благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Копилевичу Е.А. и научному консультанту доктору
технических наук Давьщовой Е.А., а также доктору технических наук, профессору Мушину А.И. за помощь, советы и научные консультации при работе над диссертацией.
Автор благодарит своих соавторов и коллег - к.т.н. Нестерова В.Н., д. г.-м. н. Малышева Н.А., д.т.н., профессора, академика РАЕН Денисова СБ., Борисевича Б.А., к.г.-м.н. Гончарова А.В., Векшина Р.В., Афанасьеву Ж.О., Бирун Е.М., сотрудников ФГУП «ВНИИГеофизика» к.т.н. Фролова Б.К., к.т.н. Таратына Э.А., Белоусова Г.А. за помощь и полезные советы.
Защищаемые положения
В диссертации защищаются следующие основные научные положения:
1. Разработаны методика и технология сертификации предложенных спектрально-
скоростных атрибутов по данным сейсморазведки ЗД и геофизических исследований
скважин на основе спектрально-временной и псевдоакустической параметризации
сейсмической записи и кривых ГИС, обеспечивающие наилучшую корреляцию
выбранных атрибутов с удельной емкостью, гидропроводностью и коэффициентом
нефтепродуктивности коллекторов.
Разработаны методика и технология прогнозирования удельной емкости, гидропроводности и нефтепродуктивности коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве с использованием сертифицированных объемных сейсмических спектрально-скоростных атрибутов и их комплексной интерепретации на базе статистических, спектрально-корреляционных алгоритмов и искусственных нейронных сетей, обеспечивающие достоверную оценку фильтрационно-емкостных свойств и коэффициента нефтепродуктивности целевых интервалов разреза, а также определение местоположения наиболее перспективных объектов.
Выявлены закономерности распределения карбонатных и терригенных нижнепермских, нижнесилурийских и юрских нефтепродуктивных объектов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами на трех площадях в пределах Тимано-Печорской НГП, Пур-Тазовской НГО Западно-Сибирской НГП на основе применения разработанной технологии.
Методика и технология сертификации атрибутов
Разработанные методика и технология сертификации сейсмических атрибутов основаны на известном принципе ранжирования признаков при распознавании образов по их качеству и выбору наилучших признаков [17], а также конкретных результатов сейсмического атрибутного прогнозирования, заключающихся в рекомендации использовать несколько наиболее информативных атрибутов (2-3, но не более 4), поскольку с увеличением их числа ошибка прогноза сначала уменьшается, а потом растет [49].
Таким образом, физическая суть предложенной технологии сертификации атрибутов заключается в том, чтобы вместо множества вторичных признаков со сравнительно низким качеством, которые часто используются в современных системах интерпретационной обработки сейсморазведочных данных, и для которых важно среднее качество признаков и их количество («чем больше, тем лучше», - [5]), использовать несколько ( 5) физически разнородных, независимых атрибутов, практически полностью характеризующих изменение формы сейсмического импульса и скорость распространения продольных отраженных волн при непостоянстве лито-фациальных, гранулометрических характеристик нефтепродуктивных отложений и их ФЕС.
Критерием выбора параметров получения 6 спектрально-временных атрибутов, а также отбора наиболее подходящих из них для конкретных сейсмогеологических условий, является наибольший КВК сейсмических ОССА с модельными, скважинными СВА, удельной емкостью и гидропроводностью коллекторов. Блок-схема методики и технологии сертификации сейсмических атрибутов представлена на рис. 4. Весь процесс сертификации состоит из 12 этапов.
На первом этапе определяется жесткостная модель целевого интервала разреза по данным АК, ГГК и лабораторных исследований керна, проводится сейсмическое и СВАН-моделирование с расчетом синтетических сейсмических трасс по всем эталонным скважинам, имеющимся на исследуемой территории. Синтетические и экспериментальные трассы взаимно коррелируются с определением КВК и таким образом
выясняется степень сейсмического отображения реальных геолого-геофизических моделей. При КВК 0.7 в целом можно считать, что исходные временные разрезы или куб вполне пригодны для дальнейшей интерпретационной обработки, поскольку при минимальном временном интервале 30 мс и шаге дискретизации 2 мс взаимно коррелируются минимум 15 отсчетов, что означает доверительную вероятность 0,95 или 0.7-0.95, т.е. высокое или допустимое качество соответствия сейсмических трасс реальным жесткостным моделям [49].
На рисунках 5-21 приведены результаты сейсмического и СВАН-моделирования в сейсмогеологических условиях карбонатного разреза нижней перми (Pi) и нижнего силура (Si) Тимано-Печорской НГП и терригенных юрских отложений в пределах Пур-Тазовской НГО.
Здесь во всех случаях КВК синтетических и экспериментальных трасс 0.7 (0.71-0.88) и весь дальнейший анализ будет построен на их использовании.
Как видно на рис. 4 после первого этапа, методика и технология сертификации сейсмических атрибутов представлены двумя параллельными ветвями: спектрально-временного анализа (блоки 2, 4, 6, 8, 10) и псевдоакустических преобразований (блоки 3, 5,7,9, 11) исходной сейсмической записи временных разрезов или куба.
2.2 Этап 2 предусматривает выбор параметров и определение модельных и скважинных CBAi-б по синтетическим сейсмотрассам и отфильтрованным кривым ГИС с целью установления факта наличия корреляционной связи сейсмических модельных СВА и СВА естественного аналога сейсмической записи - кривых ГИС - с ФЕС [25,26,27,73].
Параметры проведения СВАН и расчета СВА энергетических частотного и временного спектров СВАН-колонки, это временной интервал СВАН (At), начальные низкая частота и меньшее время спектров (fH и tH), конечные (высокая и большее) частота и время спектров (fK и tK), ширина фильтра (Ф), количество фильтров (пФ), величина отсечки меньших значений спектральной плотности в % от максимума (LEVEL).
Параметры ґн, fie, пФ достаточно устойчивы к различным сейсмогеологическим условиям и, как правило, вначале задаются из общих соображений возможной ширины частотного спектра сейсмической записи (Ді) в пределах Af = 10-100 Гц, а количество фильтров п в соответствии с шагом дискретизации т = 0,002 с и необходимостью соответствия требованиям теоремы Котельникова-Найквиста равным 90.
Параметры At, Ф, LEVEL тщательно подбираются в каждом конкретном случае, при этом At не обязательно строго равно временной толщине целевых нефтепродуктивных отложений, а в соответствии с законом корреляции фаций Головкинского-Вальтера может быть и больше, захватывая и вмещающие отложения, но при этом обеспечивая наиболее тесную связь (большие КВК) СВА с ФЕС коллекторов.
Происходит это по причине соответствия горизонтальной и вертикальной изменчивости свойств нефтяного пласта и вмещающих отложений и в силу этого зональность петрофизических свойств резервуара неотделима от зональности более мощной пачки пластов. По этой причине для прогноза свойств резервуара нет фатальной необходимости вычленять из суммарного сейсмического колебания часть, связанную с продуктивным пластом [2,60].
Помимо изложенных выше соображений о величине At, существует еще четко сформулированные ограничения связанные с помехоустойчивостью и частотно-временной разрешающей способностью количественной спектрально-временной параметризации сейсмической записи кривых ГИС [25].
В соответствии с этими соображениями At должно быть 26-30мс, т.е. « видимому периоду сейсмической записи при достижении приемлемой ее разрешенное.
Средние значения параметра, характеризующего ширину фильтра Ф, применяемые для различных сейсмогеологических условий составляет 50. В связи с этим и выбор параметров получения СВА начинается с Ф = 50. То же самое начальное значение для LEVEL составляет 0.2.
Статистический и спектрально-корреляционный анализ сертифицированных атрибутов
Комплексный анализ сертифицированных объемных спектрально-временных сейсмических атрибутов и псевдоакустических скоростей (импедансов) с использованием статистических спектрально-корреляционных алгоритмов, объединенных в комплекс программ КОСКАД - ЗДі, состоит в выборе статистических, корреляционных, градиентных характеристик сертифицированных ОССА и УПАК, видов их фильтрации и методов классификации (рис. 31, блок 4).
На этой основе проводится комплексный анализ атрибутов и их производных, завершающийся построением куба и карты типов геологического разреза (кластеров) нефтепродуктивных отложений (рис. 31, блок 6).
В настоящее время методика использования КОСКАД - 3J\t для изучения межскважинного пространства по данным сейсморазведки (кинематических и динамических параметров) разработана в основном в теоретическом плане и на стадии опробования, начала внедрения [58, 59, 60, 65].
В диссертационной работе расширена сфера применения КОСКАД - ЗДі для интерпретации данных сейсморазведки МОГТ ЗД решением задачи определения местоположения типов геологического разреза с улучшенными ФЕС в трехмерном межскважинном пространстве на основе использования новых спектрально-временных сейсмических атрибутов (ОССА) в комплексе с псевдоакустическими скоростями (импедансами).
Помимо ОССА и VnAK рассчитываются их статистические, корреляционные и градиентные характеристики, которые также используются в комплексной интерпретации. Из статистических характеристик это, в основном, дисперсия поля и коэффициент вариации для подчеркивания нестационарных областей, отличающихся повышенной неоднородностью поля, а также асимметрия полей и эксцесс, аномалии которых в ряде случаев обеспечивают выделение водонефтяных и водогазовых контактов.
Наиболее подходящие корреляционные характеристики представлены коэффициентом корреляции, определяемым по значению автокорреляционной функции (АКФ) при смещении на два дискрета, что является надежной оценкой степени коррелируемости исходных данных, которая по принципиальным соображениям должна быть минимальной.
Помимо этого для оценки изменения корреляционных свойств поля атрибутов по разрезу и разбиения на области, различающиеся по корреляционным особенностям, вычисляется двумерная АКФ, изменение формы которой является признаковым индикатором.
Взаимно корреляционная функция ВКФ рассчитывается для данных соседних пар трасс в плоскости временного разреза или для данных сейсмических пар профилей при площадных работах, а также трех пар профилей сейсмического куба, что позволяет оценить простирание аномалий, а также энергетическое соотношение аномалия/помеха.
Градиентные характеристики более четко подчеркивают локальные особенности поля, позволяют более уверенно и однозначно локализовать, в нашем случае, отдельные типы геологического разреза, особенно малоразмерные и выявить тектонические нарушения.
Применительно к ОССА и УПАК наиболее информативными оказались полный градиент и коэффициент анизотропии, равный логарифму отношения полного градиента к градиенту, перпендикулярному к направлению полного градиента.
Оценка регионального тренда ОССА и УПАК И их статистических и градиентных характеристик с помощью адаптивной энергетической фильтрации практически не требуется.
Для исходных ОССА и УПАК И ИХ производных при наличии резких изменений (выбросов, которые имеются всегда) в процессе решения задачи обнаружения локальных аномалий (особенно слабых) эффективной процедурой анализа является использование энтропийного фильтра.
Способ межтрассовой (или межпрофильной) корреляции и самонастраивающейся фильтрации также способствуют выделению локальных аномалий при неизвестной их форме.
Таким образом, проведено исследование возможности эффективного использования имеющихся в системе КОСКАД - ЗД1 различных алгоритмов применительно к новым сейсмическим атрибутам - ОССА - и УПАК, С целью последующей их комплексной интерпретации.
Комплексный анализ ОССА, УПАК И их вторичных характеристик базируется на классификации атрибутов с целью выделения однородных областей. В компьютерной системе КОСКАД - ЗД1 реализованы методы общего расстояния, К-средних и его модификация по Петрову А.В.
Принципиальным здесь является то обстоятельство, что если в качестве оценки расстояния между старыми и новыми центрами классов использовать расстояние Махалонобиса, т.е. евклидово расстояние разделить на оценку усредненной по К классам ковариационной матрицы характеристик, то все они (характеристики) приводятся к одной шкале, и их вклады в комплексный параметр становятся равноценными.
Эта отличительная особенность классификации КОСКАД-ЗДі очень важна при использовании ОССА и УПАК, поскольку заранее неизвестно, какие из сертифицированных объемных спектрально-временных сейсмических атрибутов и УПАК окажутся наиболее подходящими для построения куба типов геологического разреза, и предварительное выравнивание их вклада без уменьшения числа атрибутов и, таким образом, снижения степени надежности результата, имеет большое значение.
Другой модификацией метода К-средних по А.В. Петрову является учет корреляционных связей между ОССА и УПАК.
В традиционном методе К-средних предполагается независимость всех характеристик между собой. Для учета корреляционных связей на первом этапе реализуется обычный вариант метода К-средних, который позволяет оценить корреляционную матрицу анализируемых характеристик, а затем производится реклассификация, т.е. отказ от проведенной классификации на К классов.
Методика комплексной геологической интерпретации результатов
Геологическая интерпретация результатов комплексного анализа сейсмических атрибутов с использованием искусственных нейронных сетей, статистических и спектрально-корреляционных алгоритмов заключается в совместном рассмотрении выходной информации многослойного сейсмического персептрона (ИНПРЕС), КОСКАД-3flt и имеющегося бурения (рис.4, блок 7).
На первом этапе без формализованных приемов, с учетом априорной геологической модели, т.е. данных бурения и имеющихся геологических представлений в более широком плане, редактируются в один окончательный вариант кубы типов геологического разреза, удельной емкости, гидропроводности.
На втором этапе - точно так же уточняются местоположения тектонических нарушений с учетом резких изменений ОССА и их градиентных характеристик, а также данных бурения по результатам изучения керна, изменения ВНК.
На третьем этапе по всем имеющимся данным с учетом местоположения тектонических нарушений и ВНК, определяется местоположение возможных нефтяных залежей.
Прогнозная нефтепродуктивность коллекторов в виде коэффициента нефтепродуктивности, равного отношению дебита нефти к перепаду давления в скважине, определяется либо с использованием сертифицированных, наиболее подходящих для этого сейсмических атрибутов и искусственных нейронных сетей (рис.69), так же как гидропроводность, или на основании регрессионной зависимости с гидропроводностью [76].
Результаты проведенной на Приразломной, Баганской и Верхне-Часельской площадях геологической интерпретации по описанной выше методике представлены на рис. 54-70 в виде кубов и карт удельной емкости, гидропроводности, типов разреза, прогнозной нефтепродуктивности коллекторов и подробно охарактеризованы и проанализированы в следующей главе 4.
Выводы по главе 3:
1. Разработана методика и технология построения кубов сертифицированных сейсмических спектрально-временных атрибутов и псевдоакустических скоростей (импедансов).
2. Разработана методика выбора архитектуры (количества слоев, нейронов) многослойного сейсмического персептрона (искусственные нейронные сети) для комплексной интепретации сертифицированных объемных сейсмических спектрально-временных атрибутов и псевдоакустических скоростей (импедансов) с целью определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и их нефтепродуктивности в трехмерном межскважинном пространстве.
3. Разработана методика использования статистических и спектрально корреляционных алгоритмов комплексной интерпретации сертифицированных объемных сейсмических спектрально-временных атрибутов и псевдоакустических скоростей (импедансов) для определения типов геологического разреза в трехмерном межскважинном пространстве.
4. Разработана методика комплексной геологической интерпретации результатов интегрирования сейсмических атрибутов алгоритмами современной геостатистики.
5. Содержание главы 3 представляет собой второе защищаемое положение.
В настоящей главе рассмотрены основные геологические результаты внедрения разработанной инновационной технологии в сейсмогеологических условиях карбонатного разреза Тимано-Печорской НГП и терригенного разреза Западно-Сибирской НГП Пур-Тазовская НГО), всего на 3-х площадях
Приразломная площадь расположена на шельфе Печорского моря, для которого основными нефтегазоносными комплексами являются рифовые и обломочные карбонаты нижнепермско-каменноугольного возраста, верхнего и нижнего девона, верхнего силура. Нефтеносность установлена также в песчаниках верхней перми.
Приразломная структура образовалась в области сочленения двух крупных сложнопостроенных структурно-тектонических зон - Варандей-Адзьвинской, имеющей северо-западное простирание, и Папанинско-Долгинской, ориентированной в субширотном направлении. Основным структурообразующим элементом является глубинный разлом, имеющий преимущественно северо-западное простирание.
По многочисленным данным, в ранней Перми на месте современной Приразломной структуры сформировалось локальное антиклинальное поднятие, представляющее собой мелководную шельфовую банку с пологим северо-восточным склоном и более круто погружающимся - юго-западным. В пределах свода и северо-восточного склона существовала зона с хорошей освещенностью и достаточно высокой температурой воды, что создавало благоприятные условия для формирования рифовых построек [101,102, 103].
По результатам визуального сейсмостратиграфического анализа волнового поля в пределах Приразломной структуры выделено несколько рифовых сейсмофаций, наиболее крупная из которых расположена между скважинами 1 и 3.
Нефтяная залежь месторождения Приразломное образовалась, по-видимому, за счет миграции из более глубоко залегающих пород девонского возраста, через разлом северо-западно - юго-восточного направления, осложняющего западное крыло месторождения.
Всего на месторождении пробурено 5 скважин, из которых 4 вскрыли продуктивные отложения, а одна (№ 2) ликвидирована по техническим причинам (не добурена до кровли продуктивной толщи). В трех скважинах (№№ 1, 3, 5) получены промышленные притоки нефти, в одной (№ 4) получены пульсирующие притоки нефти с водой.
Выделяются два продуктивных горизонта (сверху вниз): I (в нижнепермских отложениях) и II (в верхнекаменноугольных отложениях).
I продуктивный горизонт, являющийся исследуемым объектом, приурочен к органогепно-обломочным известнякам нижнепермского возраста. Кровля горизонта залегает в интервале глубин от 2368 м (скв. 1) до 2514 м (скв. 4), подошва в интервале глубин от 2411 м (скв. 1) до 2568 м (скв. 4). Общая толщина I горизонта по скважинам изменяется от 43 до 58 м. В составе горизонта выделяется несколько плотных слабопроницаемых прослоев, которыми он расчленяется на подгоризонты la, lb, Ic.
В 2000 г. с целью уточнения геологической модели горизонта І(Рі) на Приразломном месторождении в ГУП «СМНГ» была сделана переобработка и переинтерпретация сейсмических данных ЗД, что позволило уточнить геометрию резервуара и получить прогнозные карты распределения емкостных свойств по площади месторождения. Оценка фильтрационно-емкостных характеристик основывалась на результатах AVO анализа и сейсмической инверсии. Получены прогнозные карты параметров, входящих в подсчет запасов для всего резервуара, а также по отдельным подгоризонтам.
Для получения карт пористости использовались карты акустической жесткости, полученные по методике сейсмической инверсии. Расчет параметров общей и открытой пористости резервуара выполнялся на основе использования регрессионных зависимостей акустическая жесткость-пористость.
Баганская площадь
В тектоническом отношении Баганское месторождение расположено в Баганской группе структур, относящихся к крупному Сандивейскому сводовому поднятию в южной части Хорейверской впадины.
Сандивейское поднятие простирается в северо-западном направлении более, чем на 100 км при ширине 50-75 км и включает в себя ряд куполовидных структур. В наиболее приподнятой части Сандивейского поднятия, расположенной на юге, находится Баганское поднятие.
В пределах Баганского поднятия выделяется одноименная Баганская структура.
Баганская структура представляет собой куполовидную антиклинальную складку северо-западного простирания, осложненную мелкими куполами и тектоническими нарушениями.
Характерной особенностью строения площади исследований являются многочисленные малоамплитудные (до 40 м) тектонические нарушения, в основном сбросового типа, выделенные в отложениях ордовика-силура [104,105].
Нижнесилурийские веякские отложения (Sjvk), в которых находится залежь нефти, характеризуются вертикальной и латеральной изменчивостью. В их составе по материалам ГИС выделяются пачки, неоднородные по вещественному и фациальному содержанию, разделенные маломощными глинисто-карбонатными прослоями, не являющимися флюидоупорами.
Залежь нефти представляется массивной, сводовой, с дизъюнктивным ограничением в южной части. Коллекторами являются биогермные и водорослевые карбонаты, представленные вторичными доломитами и доломитизированными известняками, в различной степени кавернозно-пористыми и трещиноватыми, с большой вероятностью образования локальных малоразмерных биогерм и биостром (Беляева Н.В., Хипели Р.В., Хипели Д.В., 2001).
Покрышкой служат глинисто-карбонатные тиманско-саргаевские отложения.
Тип коллектора - трещинно-каверново-поровый и порово-трещинный. В коллекторах первого типа основными путями фильтрации являются поры, каверны имеют подчиненное значение, фильтрация по трещинам незначительная. Данный тип коллектора распространен в центральной и западной частях месторождения. В коллекторах второго типа основными путями фильтрации являются трещины, поры имеют подчиненное значение. Этот тип коллектора преобладает в восточной, тектонически наиболее дислоцированной части месторождения.
Пористость нефтенасыщенных коллекторов по ГИС меняется от 6.5 до 13.5 %. Притоки безводной нефти из веякских отложений получены в скважинах 2, 3, 42, 44, 200 - 202, 205, 209, 215, 221-Баган. Дебиты нефти варьируют от 8.3 м7сут в скв. 44-Баган, до 214.3 м /сут через 13 мм штуцер в скв. 43-Баган.
По последним данным ОАО «Северная нефть» и «Севергеофизика», представляющим собой карты пористости в веякских отложениях, а также в интервале ОГ III-IV ± 8 мс, максимальные коэффициенты пористости закартированы в центральной части площади. Помимо этого, по кровле Sivk выделены отдельные участки различных форм эрозионного рельефа, а также многочисленные холмообразные малоразмерные аномалии волнового поля, которые хорошо увязываются с данными априорной геологической модели о возможности существования в биогермных и водорослевых веякских карбонатах нижнего силура локальных зон биогермов и биостром с улучшенными ФЕС.
В табл. 23 приведены значения удельной емкости, гидропроводности и нефтепродуктивности, соответственно, по 26 Баганским скважинам.
Значения коэффициента нефтепродуктивности по 11 скважинам свидетельствуют о низкой эффективности бурения, поскольку повышенные значения Кнпр 1.0 характеризуют только 3 скважины (27 %).
Эти обстоятельства хорошо обосновывают актуальность внедрения разработанной технологии на Баганском месторождении для повышения надежности и точности
количественного определения ФЕС коллекторов Sivk и их прогнозной нефтепродуктивности.
Полученные результаты представлены на рис. 62-66.
На карте удельной емкости коллекторов горизонта Sivk (рис. 64) наблюдается довольно мозаичная картина распределения зон с повышенной емкостью ( 1.6 м), которые образуют кольцеобразные совокупности, а также линейно вытянутые зоны. Такое распределение на площади месторождения зон повышенных значений емкости полностью соответствует результатам геологических исследований о возможности образования локальных биогерм и биостром в веякских нижнесилурийских карбонатах, а также конкретным данным бурения (табл. 23), в соответствии с которыми кустообразно расположенные скважины вскрыли отложения с существенно разной емкостью коллекторов. Кроме того, эти зоны практически совпадают с холмообразными аномалиями волнового поля, которые, как уже отмечалось ранее, представляют собой рифовые сейсмофации по всем сейсмостратиграфическим признакам. Значения емкости веякских коллекторов изменяются от 0 до 3.2 м, т.е. не очень большие.
На рис. 64 демонстрируется график изменения удельной емкости по линии 25 использованных скважин. Значения удельной емкости по данным бурения и карты полностью увязаны.
