способ поиска, разведки и исследования нефтегазовой залежи

Формула изобретения

1. Способ поиска, разведки и исследования нефтегазовой залежи, включающий формирование сейсмического разреза или куба, отличающийся тем, что дополнительно проводят геофизические исследования скважин, над сейсмическим разрезом или кубом осуществляют трансформации, посредством преобразования Гильберта строят разрезы мгновенных частот, и/или мгновенных амплитуд, и/или мгновенных фаз, получают набор свойств для каждой точки, классифицируют объекты на основании полученных ранее наборов свойств с получением в результате разреза или куба с заранее заданным числом классов, списка наиболее информативных свойств, ранжированных по степени информативности, на основании определения зависимости результатов геофизических исследований скважин от полученных ранее наборов свойств строят разрезы или кубы псевдоскважин с псевдоскважинными кривыми и, сравнивая полученные результаты с характеристиками известных нефтегазовых залежей и/или пустых ловушек, судят о наличии залежи и ее геологических, геофизических, геохимических и технологических характеристиках.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после осуществления преобразования Гильберта на основании моделей различных физических величин в скважинах или априорных представлениях о минимальных и максимальных значениях этих величин в скважинах строят разрезы псевдоакустики для этих величин.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве указанных физических величин используют акустическую жесткость для сейсмических волн.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что после построения разрезов или кубов псевдоакустики анализируют главные компоненты разрезов или кубов и главные факторы разрезов или кубов.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае наличия данных о потенциальных полях используют их аналитические продолжения и трансформанты в форме трасс-представлений в разрезе или кубе в качестве дополнительных исходных данных.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае известности данных ГИС после классификации сравнивают полученные данные с данными ГИС.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области геофизических методов разведки, в частности вибросейсморазведки, и может быть использовано при традиционных схемах геологических разведочных работ по поиску, разведке и исследованию залежи нефтегазовых месторождений, преимущественно для участков с известным строением земной коры.

Геологические разведочные работы по поиску и исследованию нефтегазовых месторождений можно разложить на два этапа: полевые, в первую очередь сейсмические, исследования и бурение скважин. Стоимость первого этапа несравнима со стоимостью второго. Кроме того, бурение скважин в любом случае нарушает экологическую обстановку в окружающем районе, причем в районах с развитой структурой поселений или в районах с повышенной чувствительностью к внешним воздействиям (в частности, в зоне вечной мерзлоты) бурение скважин, тем более заложенных ошибочно, может привести к экологической катастрофе. По этим причинам в последнее время максимальное внимание уделяют развитию полевых, в первую очередь сейсмических, методов, позволяющих более точно определить перспективность района поиска, а также места заложения скважины.

Известен способ вибросейсморазведки нефтегазовых месторождений (RU, патент 2045079, G 01 V 1/00, 1995). Согласно известному способу предложено генерировать сейсмические колебания с частотой 1 - 20 Гц, регистрировать сейсмический фон Земли как до, так и после генерирования колебаний по трем компонентам не менее чем двумя сейсмоприемниками одновременно и по появлению после генерирования колебаний резкого увеличения амплитуды амплитудно-частотной характеристики сейсмического фона Земли на частотах 2 - 6 Гц судят о наличии нефтегазового месторождения.

Хотя известный способ и позволяет повысить точность прогнозирования при определении наличия нефтегазового месторождения, а также места заложения скважины, он не лишен недостатков. Поскольку при регистрации сейсмического фона Земли приходится располагать сейсмоприемники достаточно близко друг от друга (порядка сотни метров), способ требует больших затрат времени. Кроме того, отсутствие серийных вибраторов, способных генерировать колебания практически в инфрачастотном диапазоне, заставляет использовать малоприспособленные для этого применения серийные вибраторы, которые неточно выдерживают частоту генерирования сейсмических колебаний.

Наиболее близким аналогом настоящего изобретения следует признать способ сейсмического прогнозирования наличия нефтегазового месторождения (Рудницкая Д.И. и др. Опыт использования системы REAPACK при изучении месторождений нефти и газа Западной Сибири. "Геофизика", 1996, N 3, с. 19 - 24). Известный способ направлен на рациональное комплексирование работ по поиску и разведке нефтегазовых месторождений. Он относится к направлению поиска, при котором более дешевые сейсмические методы опережают бурение скважин.

Известный способ относится к интерпретационным технологиям, использующим сейсмические и скважинные данные. Основу методики REAPACK составляет методика реставрации геологической модели по сейсмическим данным, реализованная как последовательность компьютерных программ и процедур, в которой могут быть выделены четыре блока: обработка сейсмических данных, обработка скважинных данных, геологическая интерпретация и картопостроение.

Для проведения указанного комплекса работ проводят сейсмическое исследование предполагаемого района нефтегазового месторождения и скважинные исследования на скважинах, заложенных в условиях аналогичного строения земной коры. Входными данными являются разрезы, полученные по методу общей глубинной точки (ОГТ) и скважинная информация, выходными - детальные сейсмолитостратиграфические разрезы или геологические модели разрезов сейсмических профилей и карты, в частности структурные, палеоструктурные, динамических параметров, построенные по любому набору границ, составляющих модели. В качестве границ могут быть использованы стратиграфические, литологические, фациальные и формационные.

Недостатком известного способа следует признать его недостаточную точность, что приводит к заложению лишних разведочных и поисковых скважин.

Техническая задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, состоит в разработке способа поиска, разведки и исследования месторождений полезных ископаемых с повышенной точностью прогнозирования.

Технический результат, получаемый в результате реализации изобретения, состоит в уменьшении себестоимости разведки, экономичности и эффективности контроля эксплуатации нефтегазовых месторождений, повышения нефтегазоотдачи за счет более точного слежения за фильтрационно-емкостными свойствами залежи, а также улучшение экологической обстановки в регионе поисков нефтегазовых месторождений за счет уменьшения количества ошибочно пробуренных скважин.

Для получения указанного технического результата предложено использовать следующую технологию. Традиционными способами сейсморазведки получают сейсмический разрез или куб. Над сейсмическим разрезом или кубом осуществляют стандартные операции трансформации: полосовая фильтрация 4-частотными нуль-фазовыми трапецеидальными фильтрами в различных диапазонах частот, когерентная фильтрация, гомоморфная фильтрация - над исходным сейсмическим разрезом, которые проводят посредством преобразований Гильберта над исходным разрезом с получением в результате трансформаций и преобразования разрезов мгновенных частот, мгновенных амплитуд и мгновенных фаз.

Получают характеристики каждой геометрической точки исходного разреза или куба в виде набора свойств, представляющих собой значения величин, разрезы или кубы которых были получены ранее. Эти свойства точек будут рассмотрены как координаты точек в многомерном пространстве свойств. На основании полученных ранее свойств (координат точек) проводят классификацию объектов предпочтительно с использованием методов кластерного анализа и/или поиска связанных элементов в пространстве свойств. В результате классификации получают разрез или куб, содержащий разбиение точек на заранее заданное число классов, список наиболее информативных свойств, ранжированных по степени информативности, а также оценка качества классификации.

По итогам классификации осуществляют привязку полученного разреза или куба к геологическим или географическим реперам или литологическим колонкам в скважинах с получением экстраполяции геологических или географических реперов или литологических типов на весь разрез. На основании полученных параметров строят разрезы псевдоскважин с псевдоскважинными кривыми. Под псевдоскважинной кривой понимается прогнозная кривая какого-либо геофизического параметра, измеренного в скважине, определенная в каком-либо месте земной коры в предположении, что там пробурена скважина. Совокупность псевдоскважинных кривых, спрогнозированных в каком-либо одном месте земной коры, называют псевдоскважиной.

Операция получения псевдоскважин состоит в создании математической модели для каждой ОГТ на основании известных и вычисленных полей нового поля псевдоскважинных кривых, представляющую собой экстраполяцию каротажных кривых скважин-реперов. Каротажные кривые скважин-реперов являются измеренными в скважинах значениями какой-либо из каротажных характеристик: сопротивления, естественной гамма-активности, нейтронного каротажа, каротажа плотности, пористости, скорости и т. д. В рамках моделирования возможна оценка надежности получения псевдокаротажного (псевдоскважинного) разреза или куба. Псевдокаротажная кривая - термин равнозначный псевдоскважинной кривой. Псевдокаротажный (псевдоскважинный) куб - это совокупность псевдоскважинных кривых, определенных на какой-либо площадке поверхности Земли подобно сейсмическому кубу.

Наряду с осуществлением преобразования Гильберта над исходным разрезом или кубом возможно построение на основании моделей различных физических величин в скважинах или априорных представлений о минимальных и максимальных значениях этих величин разрезов или кубов ПАК для этих величин. В качестве указанных значений предпочтительно используют акустическую жесткость для продольных или поперечных волн и иные величины (скорости сейсмоакустических продольных и поперечных волн и пористость). В случае наличия данных об аномальных значениях гравитационных и магнитных полей и данных о значении скоростей продольных волн строят разрезы или кубы указанных полей и их производных на различные направления стандартными способами продолжения гравитационных и магнитных полей вниз и вычисляют трансформант этих полей.

Перед классификацией объектов их ранее определенные свойства могут быть подвергнуты дополнительному анализу главных компонент и анализу главных факторов, в частности, методом минимальной нагрузки. Это позволяет выбрать совокупность главных компонент или главных факторов, объясняющих значительную часть дисперсии. В результате из всего набора свойств будут выбраны только те свойства, которые являются линейной комбинацией исходных свойств и линейно независимы друг от друга.

Анализ полученного в результате классификации разреза может быть проведен с использованием полученных на стадии формирования сейсмического разреза данных геофизического исследования скважин (ГИС). В этом случае при использовании данных ГИС может быть осуществлена привязка полученного, а следовательно, и исходного разрезов к данным ГИС, а также экстраполяции геологических реперов на разрез. Может быть использован регрессионный анализ зависимости данных ГИС от разрезов и кубов, характеризующих свойства объектов или проведена интерполяция данных ГИС в пространстве свойств с построением разрезов или кубов прогнозов данных ГИС и оценок их неопределенности.

Методом компонентного анализа вышеуказанные свойства могут быть представлены в виде линейных комбинаций новых линейно независимых ортогональных свойств - главных компонент. При этом дополнительно получают сведения о вкладе главных компонент в информацию о среде. Может оказаться, что разрез какой-нибудь главной компоненты, например первой главной компоненты, значительно информативнее характеризует геологический разрез по сравнению с исходным сейсмическим разрезом. В результате набор исходных свойств в каждой точке заменяют набором главных компонент - ортогональных свойств, ранжированных по степени вклада в информацию о среде.

Добавление к уже имеющимся данным разрезов псевдокаротажных (псевдоскважинных) кривых позволяет значительно повысить информативность данных, используемых для последующей интерпретации материала с повышением точности прогноза наличия нефтегазовой скважины и ее характеристик или залежи твердого полезного ископаемого.

Сравнение полученных характеристик зоны, на которой изначально снимали сейсмический разрез или куб, с характеристиками известных месторождений со сходным геологическим строением или с альтернативным объектом - пустой ловушкой позволяет вынести суждение о наличии или отсутствии в зоне снятия куба или разреза нефтегазового месторождения или его фрагмента, а также о его характеристиках: пористости пород, их нефтегазонасыщенности, дебитах и т.д.

Предложенный способ в дальнейшем будет иллюстрирован применительно к изучению сложно построенных сред. В некоторых случаях заявленный способ является единственным подходом к пониманию строения сложных геологических сред. Подобная ситуация характерна для Оренбургского региона России, где терригенная толща, начиная с отложений нижней Перми (Р₁), залегает на карбонатных отложениях карбона (С₂), подстилаемых девонскими породами (Д₃). Пермские отложения в нижней части содержат пористые песчаники артинского возраста (Р_1арг), предположительно газоносные и поэтому являющиеся предметом поисков и разведки. Наличие непроницаемой соленосной покрышки, представленной чередованием полигалитовых и глинисто-алевролитовых пород и чистой солью делает надежды на открытие вполне реальными.

Однако солевой пласт кунгурского возраста (Р_1kng) испытал в послекунгурское время диагенетические изменения, образовав соляные купола амплитудой в 1,5-2,0 км. Это сильно ухудшает качество всех геофизических материалов: гравиразведочных, магниторазведочных, электроразведочных и особенно сейсморазведочных, которые осложнены явлениями интерференции и дифракции. Из рассмотрения профильного среза временного 3D куба данных видно, что строение особенно интересных артинской и нижележащих толщ практически невозможно определить (фиг. 1). Отсюда следует необходимость использования охарактеризованного выше способа тем более, что в некоторых поисковых скважинах был проведен акустический, нейтронный, плотностный, электрический и гамма-каротаж. Таким образом, применение охарактеризованного выше способа становится естественным.

На фиг. 1 представлен уже упомянутый исходный временной сейсмический разрез по одному из сечений 3D куба сейсмических данных с низким качеством исходного материала, взятый в качестве основного исходного данного.

Над указанным сейсмическим разрезом осуществляли стандартные операции трансформации: полосовая фильтрация 4-частотным нуль-фазовым трапецеидальным фильтром с частотами 7,5, 12,5, 37,5 и 62,5 Гц, когерентная фильтрация, гомоморфная фильтрация, гомоморфная деконволюция, минимально-фазовая деконволюция, нуль-фазовая деконволюция, устранение линейных трендов амплитуд и средних значений. При этом получают множество образов геологического разреза. В частности, на фиг. 2 представлен результат смешивания трасс после гомоморфной деконволюции при полуширине 2 ОГТ. В результате гомоформной деконволюции и последующего смешения трасс четче по сравнению с исходным разрезом выделена неоднородность строения соляного купола кунгурской соли (3000-4000 мс), образование которого связано генетически, по-видимому, с разломом послекунгурского времени, видимого в левой части фиг. 2, а также более четкая морфология ниже лежащих артино-сакмарско-ассельских карбонатных слоев (нижняя граница 4770 мс) и еще более глубоко залегающих отложений карбона (6250 мс).

На фиг. 3 приведен результат еще одной из трансформаций исходного временного сейсмического разреза - разрез мгновенных амплитуд, полученный посредством исключения линейного тренда амплитуды с выполнением впоследствии преобразования Гильберта. Мгновенные амплитуды позволяют значительно четче идентифицировать как разрывные нарушения в левой части фиг. 3, так и литолого-стратиграфические комплексы, выделяя и субгоризонтальные протяженные, так и крутопадающие косослоистые слагающие кунгурскую соль. Мгновенные амплитуды подчеркивают общность элементов залегания геологических объектов. При этом толща карбона, а также ниже- и вышележащие пласты сильно дифференцированы в поле мгновенных амплитуд, что позволяет сделать вывод об их большой неоднородности в рамках геологических границ выделенных пластов. Разрез мгновенных амплитуд позволяет получить еще один образ, кроме исходного временного сейсмического разреза, геологической реальности.

После проведения преобразований Гильберта по отношению к разрезу мгновенных амплитуд получают еще два образа геологической реальности - разрезы мгновенных фаз и частот. Указанные разрезы подчеркивают особенности вещественного состава пластов, то есть литологию, реагируя на характер геологических тел в исследуемом разрезе, а также на возможный характер насыщения песчаников (вода, газ или нефть). Очень четко дифференцированно обозначена терригенная вышележащая глинисто-соленисто-песчаная пермская толща, а также различающаяся по составу и насыщению нижележащая карбонатная толща карбона и девона. Насыщение песчаников нефтью, газом, водой или их сочетаниями характеризуется мгновенными значениями фаз и частот. Интересен разрез мгновенных частот. Мгновенная частота является производной от мгновенной фазы, она не зависит от мгновенной амплитуды и несет дополнительную по сравнению с мгновенной фазой и амплитудой информацию о проницаемости пластов и, следовательно, об их пористости.

На фиг. 4 представлен разрез мгновенных частот, который является третьим образом геологического разреза, из рассмотрения которого видно, что с увеличением глубины спектр мгновенных частот сдвигается в низкочастотную область, что возможно связано с увеличением проницаемости при переходе от глинисто-соленосных пород к известковым.

При наличии потенциальных полей - гравитационного и магнитного - осуществляют пересчеты их вниз, вычисляя различные трансформанты и их трасс-представление в каждой точке ОГТ.

На фиг. 5 представлен разрез нормированного градиента гравитационного поля по тому же самому профильному сечению 3D куба, по которому были представлены данные на фиг. 1-4. Полученный разрез имеет тот же шаг дискретизации по горизонтали и вертикали, что и сейсмические атрибуты на фиг. 1-4. На нем независимо от сейсморазведки видны аномалиеобразующие объекты, связанные с нижнепермскими, кунгурскими, нижележащими артинско-сакмарско-ассельскими и подстилающими их известняковыми верхнекарбонатными толщами сложного строения.

Подобным образом может быть сформировано множество образов геологического разреза, включающие результаты трансформаций. Множество образов геологического разреза эквивалентно набору свойств, характеризующих каждую точку двухмерного сечения по профилю, и это позволяет сформировать в каждой точке профиля или куба набор псевдокаротажей (псевдоскважин) с дискретностью исходного разреза. Для этого дополнительно были проведены на скважинах-реперах каротажные работы с использованием акустического, нейтронного, плотностного, электрического и гамма-каротажа.

На фиг. 6 представлены результирующие псевдоразрезы плотности, а на фиг. 7 псевдоразрезы скорости. В качестве исходных данных были использованы приведенные выше сейсмический разрез с его трансформантами, в частности с мгновенными динамическими характеристиками, трасспреобразованные разрезы гравитационного и магнитного полей (полученных посредством проведения гравиметрических и магнитометрических измерений), их трансформант, а также исходные каротажные кривые по двум скважинам N 1 г и N 516.

На фиг. 8 приведен еще один результирующий разрез пористости, полученный уже на базе псевдокаротажных кривых плотности и скорости. Псевдокаротажные разрезы изображены с нанесенными на них исходными кривыми каротажа и литологическими колонками. Из рассмотрения приведенных разрезов видны детали и особенности геологического строения, не заметные на исходных разрезах: зоны солевых отложений, повышенной пористости, плотных прослоев терригенных и карбонатных отложений. Литолого-стратиграфическое разделение разреза на основании полученных псевдокаротажных разрезов - псевдокаротажные кривые ГИС очень хорошо коррелируют с литологической характеристикой разреза. Каждая модель псевдокаротажа характеризуется оценками надежности построения модели. Более того, новой реализацией классических подходов является подход к каждой псевдоскважинной кривой с позиций интерпретации методов каротажа: литологического расчленения, определения параметров оценки запасов, что дало в рассматриваемом случае независимые геологические решения, подтверждающие ранее сделанные выводы.

Таким образом, в охарактеризованном способе осуществлены три принципа: физико-геологическая основа, статистико-детерминистистическая модель, оценка надежности построенных моделей исследуемых объектов. Доказано, что прогностические качества средств исследования геофизических полей или их совокупностей, а также их интерпретационной увязки с физическими параметрами геологических объектов тем надежнее, чем большим количеством приемов, основанных на независимых приемах и математике, подтверждаются результаты.

Полученные псевдокаротажные разрезы могут быть использованы вместе с другими образами геологического разреза для дальнейшей интерпретации или переинтерпретации.

Охарактеризованные выше способ поиска особенно предпочтительно применять в случае расположения терригенной толщи на карбонатных отложениях, представленных карбоновыми и девонскими породами. В рассматриваемом случае пермские отложения в нижней части содержат пористые песчаники артинского возраста, предположительно газоносные и являющиеся объектом поиска.

Точность прогнозирования наличия нефтегазовой залежи может быть повышена посредством сравнения полученного окончательного разбиения исходного сейсмического разреза на классы для исследуемого участка с аналогично полученным разбиением исходного сейсмического разреза для участка с аналогичным составом литотипов для участка с известной нефтегазовой залежью.

Применение изобретения позволит снизить расходы на поиск, разведку и исследование нефтегазовой залежи, поскольку уменьшается количество пробуренных скважин в зоне поиска. Уменьшение количества пробуренных скважин улучшит и экологическую обстановку в зоне поиска.