способ геофизической разведки для определения фильтрационно- емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве

Формула изобретения

Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве, включающий проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, испытание скважин и суждение по полученным данным о фильтрационно-емкостных свойствах нефтегазопродуктивных отложений по величинам проницаемости и емкости, отличающийся тем, что по данным бурения и геофизических исследований скважин определяют модельные эталонные спектрально-временные образы нефтегазопродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры, а по данным сейсморазведки в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы нефтегазопродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки и количественной оценки его результатов, определяемой отношением энергии спектров высоких частот и больших времен к энергии спектров низких частот и малых времен, а также произведением удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетических спектров на частоту и время их максимумов, с последующей взаимной корреляцией величин проницаемости и емкости по данным бурения с эталонными спектрально-временными параметрами по данным сейсморазведки в районе скважин, выбором оптимальных спектрально-временных параметров с наибольшими коэффициентами взаимной корреляции и построением корреляционных зависимостей оптимальных спектрально-временных параметров с величинами проницаемости и емкости по данным бурения, затем по всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальным параметрам с последующим их пересчетом по корреляционным зависимостям в значения проницаемости и емкости в любой точке межскважинного пространства.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемом объекте по комплексу данных наземной сейсмической разведки, электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического каротажа, изучения керна и испытания скважин.

Проводят сейсморазведочные работы, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, изучение керна, испытание скважин. По совокупности данных бурения и геофизических исследований скважин (ГИС) определяют пористость, эффективную толщину, емкость и проницаемость нефтегазопродуктивных отложений. По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят спектрально-временной анализ (СВАН) и определяют эталонные модельные спектрально-временные образы (СВО) нефтегазопродуктивных отложений. По данным сейсморазведки в районе скважин определяют эталоннные экспериментальные спектрально-временные образы нефтегазопродуктивных отложений на основе применения спектрально-временного анализа (СВАН) данных сейсморазведки в целевом интервале записи. Производят количественную оценку модельных и экспериментальных СВО с использованием произведения удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетических спектров на частоту и время их максимумов, а также отношения энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и меньших времен. Эталонные модельные и экспериментальные сейсмические спектрально-временные параметры (СВП) взаимно коррелируются между собой, с емкостью и проницаемостью нефтегазопродуктивных отложений по данным бурения с построением эталонных корреляционных графиков и оценкой тесноты связей коэффициентом взаимной корреляции (КВК). Выбираются наиболее подходящие (оптимальные) спектрально-временные параметры с наибольшими коэффициентами взаимной корреляции модельных и экспериментальных СВП с данными бурения - емкостью и проницаемостью коллекторов. По всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и наиболее подходящую (оптимальную) спектрально-временную параметризацию его результатов по частоте и времени. Спектрально-временные параметры пересчитываются в значения емкости и проницаемости с использованием эталонных корреляционных зависимостей в любой точке межскважинного пространства.

Способов геофизической разведки для определения проницаемости нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве не существует, поскольку до настоящего времени с целью прогнозирования геологического разреза по данным сейсморазведки использовались в основном скорости, жесткости, временные толщины, не коррелирующиеся с фильтрационными свойствами коллекторов, обусловленные объемами пустотного пространства (емкостью), а не его структурой - системой сообщающихся пор, трещин, каверн (проницаемостью).

Во многих случаях проницаемость корреляционно связана с емкостью, тогда, определив емкость, можно прогнозировать и проницаемость, но эта связь не всегда устойчива и неповсеместна. Наиболее близким прототипом по своей технической сущности к предлагаемому способу геофизической разведки для определения проницаемости нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки является технология псевдолитологического каротажа (ПЛК), разработанная для установления характера изменения глинистости, пористости и проницаемости в пределах нефтегазопродуктивных объектов (Крылов Д.Н. Комплексный геологический анализ сейсмических отражений и данных ГИС. Разведочная геофизика. Обзор. - М.: МГП "Геоинформмарк", 1992; Крылов Д.Н. К оценке определения литологии и коллекторских свойств по данным сейсморазведки. Геология нефти и газа", 3, М., 1992; Крылов Д.Н., Шилин К. К. Оптимизированные способы интерпретации комплексной геофизической информации. - М.: Наука, 1991).

Способ базируется на оптимизационном сейсмическом моделировании, суть которого сводится к корректировке предварительно оцененных значений литолого-акустических параметров модели среды, определяющих сейсмическое волновое поле, путем многократного расчета синтетических сейсмотрасс и их сопоставления с реальной сейсмической трассой до достижения приемлемого сходства, и на последующем пересчете полученных значений скорости в значения пористости, глинистости, проницаемости на основе комплекса граничных условий и корреляционных зависимостей. При этом определяется не проницаемость, а параметр ПЛК, характеризующий проницаемость.

Недостатки способа ПЛК следующие:

- акустические параметры модели среды слабо связаны со структурой пустотного пространства (проницаемостью) и практически целиком обязаны его объему (емкости);

- параметр ПЛК, характеризующий проницаемость, может быть далек от ее истинного значения в связи с наличием интервала неопределенности при определении граничных условий и предварительной оценки литолого-акустических параметров модели среды в узловых точках межскважинного пространства.

Известен способ геофизической разведки для определения удельной эффективной емкости нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве, включающий проведение наземных сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, проведение в них электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического каротажа, изучение керна, а также последующую обработку полученной информации для определения псевдоакустических скоростей по сейсмическим профилям в целевом интервале, их взаимную корреляцию с акустическими скоростями и значениями удельной эффективной емкости по данным бурения; построения эталонного корреляционного графика зависимости псевдоакустических скоростей от удельной эффективной емкости и пересчета псевдоакустических скоростей в значения удельной эффективной емкости нефтегазопродуктивных отложений в любой точке межскважинного пространства (Копилевич Е.А., Славкин B.C. и др. Определение параметра удельной емкости коллектора в межскважинном пространстве. Геология нефти и газа, 8. - М.: Недра, 1988; Копилевич Е.А. Изменение скоростей распространения продольных волн в связи с емкостными свойствами коллекторов". Геология нефти и газа, 10. - М.: Геоинформмарк, 1995; Копилевич Е.А. Теоретическое обоснование и метод количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки. Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. ВНИГНИ, ВНИИГеофизика. - М., 1996).

Основными недостатками известного способа являются:

- недостаточная точность определения интервальных псевдоакустических скоростей, особенно в сейсмогеологических условиях малой толщины нефтегазопродуктивных отложений (<30-50 м);

- недостаточная разрешающая способность и вследствие этого ограниченная возможность применения способа только при значительных перепадах псевдоакустических скоростей (>300 м/с).

В силу указанных недостатков способов-прототипов могут быть допущены ошибки как в определении емкости, так и особенно проницаемости нефтегазопродуктивных отложений и, как следствие, неоптимальное размещение скважин и увеличение затрат на освоение объекта.

Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и точности обоснования геологических условий заложения новых разведочных и эксплуатационных скважин на основе определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве.

Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве включает проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, изучение керна и испытание скважин.

По совокупности данных бурения определяют эталонную пористость, эффективную толщину, удельную эффективную емкость и проницаемость нефтегазопродуктивных отложений.

По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят СВАН, определяют эталонные модельные СВО и их СВП.

По данным сейсморазведки на основе СВАН определяют эталонные экспериментальные СВО и их СВП в районе скважин.

Эталонные и модельные СВО и СВП должны быть одинаковыми с КВК >0,75, что свидетельствует об обоснованном и надежном определении СВО и СВП по данным сейсморазведки.

СВО представляют собой результаты СВАН временных разрезов по сейсмическим профилям в виде сван-колонки и ее частотного (по оси частот) и временного (по оси времен) спектров. СВП определяются по спектральным плотностям этих спектров и представляют собой 6 параметров, полностью характеризующих СВАН-колонку, в том числе 3 параметра по оси частот и 3 параметра по оси времен.

K₁(f) - отношение энергии высоких частот к энергии низких частот.

где А_i - амплитуды спектра на частоте f_i;f₁ и f₂ - начальная и конечная частоты спектра на уровне 0.1 его максимума, f_ср - средняя частота спектра



K₂(f) - произведение удельной спектральной плотности энергетического частотного спектра на средневзвешенную частоту спектра



где А_i - амплитуды спектра на частоте f_i; f=f₂-f₁; f₁ - начальная, f₂ - конечная частоты спектра на уровне 0,1 его максимума, f_i - частота для А_i.

К₃(f) - то же, что и К₂, умноженное на максимальную частоту спектра на уровне 0,7 его максимума.

СВП временного спектра - К₄, К₅, К₆ - то же, что К₁(f), К₂(f), К₃(f), только по оси времен.

Приведенные СВП могут быть изначально классифицированы по их структуре в соответствии с принципами структурно-формационной интерпретации (Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных. Мушин И.А., Бродов Л.Ю, Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И. - М.: Недра, 1990).

Структура СВП K₁ такова, что главное его назначение состоит в выявлении и фиксации интегрального признака количества рангов в анализируемом интервале разреза и оценке их соотношений по динамической выразительности, т.е. форме сигнала, а следовательно, его спектра и СВП, как следствие структуры пустотного пространства или иначе - величины площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация флюида, что, как известно, характеризует проницаемость коллекторов. Структура симметричного K₁ СВП - К₄ - позволяет рассчитывать на выявление направленности седиментации, т.е. оценивать степень прогрессивности или регрессивности анализируемого интервала разреза, а следовательно, и характер изменения проницаемости по глубине.

СВП К₂ и К₃ характеризуют анализируемый интервал разреза, главным образом, по интегральным типам слоистости, степени ее выраженности, т.е. степени макро-, миди-, тонкослоистости, что прямо связано с объемом пустотного пространства или емкостью.

СВП K₅ и К₆, имеющие ту же структуру, что и К₂, К₃, но определяемые по оси времен, могут характеризовать особенности распределения слоистости (емкости) по анализируемому интервалу разреза.

Эталонные экспериментальные СВП взаимно коррелируются с эталонными значениями удельной эффективной емкости и проницаемости нефтегазопродуктивных отложений с определением КВК и построением корреляционных графиков.

Для дальнейшего использования выбираются наиболее подходящие (оптимальные) СВП, которые коррелируются со значениями емкости и проницаемости с наибольшими КВК.

Эти оптимальные СВП определяются по всем сейсмическим профилям исследуемой территории и затем пересчитываются в значения удельной эффективной емкости и проницаемости с использованием корреляционных графиков.

Таким образом, данное предложение позволяет определить фильтрационно-емкостные свойства нефтегазопродуктивных отложений в любой точке межскважинного пространства непрерывно, количественно, с модельным обоснованием по данным наземной сейсмической разведки, увязанным с результатами скважинных исследований.

Это обеспечивает резкое снижение затрат на бурение последующих разведочных и эксплуатационных скважин.