CC BY
86
УДК 550.834
О СВЯЗИ СРЕДНЕЧАСТОТНЫХ МИКРОСЕЙСМ С ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖЬЮ
Евгений Андреевич Хогоев
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. акад. Коптюга, 3, старший научный сотрудник лаборатории экспериментальной сейсмологии, тел. (383)330-60-14, e-mail: [email protected]
Разработана технология выделения фонового поля микросейсм из данных стандартной сейсморазведки, позволяющая прослеживать изменение их спектрального состава вдоль сейсмического профиля. Приводятся результаты выявления аномалий спектра микросейсм в диапазоне до 40 Гц по одной из перспективных площадей Восточной Сибири. Определено, что скважина, давшая приток газа, расположена в зоне повышенного уровня микросейсм.
Ключевые слова: пассивная сейсморазведка, микросейсмы, спектральный анализ, газовая залежь.
ON THE RELATION OF MEDIUM-FREQUENCY MICROSEISM AND THE GAS RESERVOIR
Evgeny A. Hogoev
Trofimuk institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3, Akademika Koptyuga Prosp. senior researcher of Laboratory of experimental seismology, tel. (383)330-60-14, e-mail: [email protected]
Developed technology of background fields of microseisms of standard seismic prospecting data, allowing to follow the change of their spectral composition along the seismic profile. Results of detection of anomalies microseisms in range up to 40 Hz of one from the perspective areas of Eastern Siberia are given. It is determined, that the borehole, which gave the industrial inflow of gas, is located in the zone of the increased level of the microseismic anomaly.
Key words: passive seismic, microseism, spectral analysis, gas reservoir. Введение
Свойство нефтегазовых залежей генерировать низкочастотные микросейсмы (в диапазоне 2-4 Гц) обнаружено российскими учеными в 1990-е годы [Арутюнов, 1995, 1999]. Основой поисковых работ послужила публикации Садовского М. А., Николаева А. В., 1982, Нерсесова И.Л., 1989. Технология разведки с использованием инфразвуковой сейсмической эмиссии залежи АНЧАР (в настоящее время имеет название НЗС- низкочастотное сейсмическое зондирование) разработана и используется достаточно широко. За рубежом интерес к спектральному способу диагностики нефтегазовых залежей возник десять лет позже, после работы Dangel, 2003, в которой повторены выводы российских исследователей о преобладании в спектре микросейсм над залежью углеводородов частот 1-6 Гц.
Вместе с тем есть экспериментальные данные [Сердюков, Курленя, 2007], что нефтяной пласт может генерировать сейсмические волны в частотном диапазоне 10-15 Гц и выше 20 Гц. Установлено, что при
монохроматическом сейсмическом воздействии на нефтепродуктивный пласт возникает наведенная сейсмичность - изменение спектральной плотности микросейсмического шума нефтепродуктивного пласта после сейсмического воздействия по отношению к его фоновому состоянию до волновой обработки.
На основе лабораторных экспериментов [Кузнецов и др., 2007] по выявлению основных особенностей эмиссии пород в зависимости от типа насыщения, установлено, что нефтенасыщенные породы обладают свойством аккумуляции энергии механических напряжений, что обусловливает аномальное вторичное волновое излучение при волновом воздействии частотой 20-25 Гц.
Эти публикации дают основание предполагать, что выявление аномальных повышенного уровня микросейсм в сейсмическом диапазоне частот может являться прогностическим признаком при поисках залежей углеводородов. С 2006 года ведутся работы по использованию имеющихся в большом количестве полевых данных - сейсмограммам метода многократных перекрытий для анализа микросейсм в сейсмическом диапазоне частот и поиску связи их характеристик с нефтегазовыми залежами (Ведерников, Хогоев, 2006, 2007). Рассматривается два варианта: 1) использование части трасс от начала записи до вступления волн от взрыва; 2) использование части трасс на поздних временах, более 3 сек, при удалениях приемника от источника более 1.5-2 км. Этот способ опробован на ряде разведываемых площадей, и один из результатов приведен в данной работе. Технология обработки.
Обработка проводилась с использованием программы БалМев [Хогоев, 2008]. В обработку поступают участки сейсмотрасс с удалениями от пункта взрыва превышающими 1.5 км, со временем 3.5 сек от начала записи. Длина отрезка трассы 256 отсчетов, т.е. около 0.5 сек. Для повышения степени достоверности и выделения регулярных микросейсмических шумов проводится расчет среднеквадратической амплитуды по всем выборкам трасс и!, вычисляются основные статистические параметры трасс обрабатываемого профиля: мат. ожидание М, дисперсия а. Для отбраковки случайных отскоков измеренных величин иг- используется критерий \Ы-> . При выполнении этого критерия трасса и! в дальнейшую обработку не попадает. Далее - основной этап, рассчитываются спектры микросейсм, и проводится осреднение амплитудных спектров в общем пункте приема для повышения уровня регулярной части спектра на фоне случайных отклонений. Полученный в результате суммирования осредненный спектр микросейсм выводится в виде, аналогичном временному разрезу (рис 1.б), где по горизонтали откладываются координаты профиля, по вертикали частота, а значение амплитудного спектра кодируется цветом. В приведенном ниже примере для оценки характеристик по профилю рассчитывается сумма спектра Sl в интервале частот 0-40, а также полная
сумма спектра So, 0-250 Гц для построения карт в координатах площади использовался удельный спектр: S= S1/S0*100%.
Результаты. Корреляция аномалий средних частот микросейсм с месторождением газа
Здесь приводятся результаты обработки данных по одной из перспективных площадей Восточной Сибири, где с 1993 по 2001 году была проведена 2Э сейсморазведка. В 2003 году на этом участке была пробурена скважина В-1 до глубины 1500 метров (на рисунке 1 отмечена чёрным треугольником), на которой был получен приток газа с газовым конденсатом, дебит скважины до 1000 тыс. куб.м/сутки. Таким образом, мы имеем редкий случай, когда есть данные, полученные задолго (1995 г) до бурения и открытия газового месторождения; кроме того, продуктивная скважина лежит близко к пересечению двух профилей.
495000 490000
485000 480000 475000 470000
555000 560000 565000 570000 575000
Рис. 1. Расположение двух сейсмопрофилей и '-Е в пределах разведываемой площади (фрагмент). Ромбами отмечены координаты скважин. Черный треугольник - скважина, давшая приток газа. По осям даны
условные площадные координаты
Приведём анализ микросейсм по каждому из профилей. Профиль пролегает с севера на юг, протяженность его около 50 км. Второй профиль '-Е, запад-восток, протяженностью 19 км. Расчет проведен по участкам трасс, начиная со времени 3.5 сек, при удалениях от источника более 1.75 км. Для удобства представления пронормируем спектр на максимальное значения спектра на профиле и представим результат в процентах. Результат приведен на рис 2,а,б. Черным треугольник углом вниз на профилях отмечена точка пересечения профилей. Вытянутый треугольник (Б-1) -положение продуктивной скважины.
Профиль N-S пролегает вдоль известного глубинного разлома в средней и нижней части рисунка, а профиль W-E в месте пересечения с N-S идет вкрест разлома.
50
Гц
50
Гц
5000
10000
15000
20000
а)
25000
5000
б)
10000
ы-э 150Ж
в)
50000
N-8 (р 33300) W-E (р 15500) N-8 (р 32900)
60 Гц
180 70
60 50 40 30 20 10
Рис. 2. (а): Осредненный спектр микросейсм по профилю N-S; (б): Осредненный спектр микросейсм по профилю W-E. По вертикальной оси -частота (от 0 до 50 Гц), по горизонтальной оси координаты профиля, цветом кодируются значения спектра, в процентах от максимального значения спектра, шкала справа. (в): Графики осредненного спектра в точке пересечения профилей и через середину аномалии, по гор.оси- частота, Гц
0
10
20
30
40
0
0
р
10
20
30
40
10
20
30
40
50
Посмотрим, насколько хорошо увязываются результаты в точке пересечения (рис 2,в). Черным цветом представлен график сечения спектра по пр. N-S, сиреневым цветом по пр. W-E (оба графика с маркерами). Как видно из рисунка, основная энергия сосредоточена до 40 Гц, при этом отмечается два экстремума на обоих графиках. В области 10 Гц графики достаточно близки, второй экстремум несколько смещен, на 5 Гц. Далее, на этом же рисунке приведено сечение спектра в области главного экстремума по пр. N-S (черным цветом без маркера), который в этой точке профиля наиболее близок к продуктивной скважине (порядка 0.2 км). Их этого графика следует, что первый более гладкий экстремум (12 Гц) возрос примерно в 1.5 раза по сравнению с другими, второй узкий экстремум на 22 Гц практически не изменился.
В целом из рис. 2,а следует, что спектр микросейсм имеет четко выраженный максимум, достаточно протяженный, т.к. профиль идет по тектонически однородному участку (вдоль разлома). Максимальные значения соответствуют положению продуктивной скважины. Спектр по пр. W-E, проходящий вкрест разлома, более изрезан, область максимума (близкая по
координатам к продуктивной скважине) соответствует точке пересечения разлома. Графики спектра по профилям в точке пересечения профилей близки, особенно в области экстремума 10 Гц. Заключение
Способ разведки нефтегазовых залежей методами пассивной сейсмики хорошо известен. Широко применяется методика, основанная на регистрации поля микросейсм в интервале частот 2-4 Гц. Однако такой способ требует проведения специальных наблюдений с низкочастотными сейсмографами. В данной работе приводятся результаты обработки данных, полученных при обычной сейсморазведке. Расчет осредненного спектра микросейсм по профилям позволил выделить повышение уровня микросейсм в интервале частот до 30-40 Гц. Давшая приток газа скважина расположена в зоне обнаруженной аномалии.
В дальнейшем предполагается опробование изложенного подхода на других известных месторождениях для закрепления и уточнения выводов. Приглашаем к сотрудничеству заинтересованных специалистов, располагающих данными сейсморазведки, полученными до бурения скважин, в непосредственной близости от нефтегазового месторождения. Результаты могут быть полезны при поисках нефтегазовых месторождений и составлению оптимального плана бурения скважин.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Арутюнов С.Л., Лошкарев Г.Л., Графов Б.М., и др.1995, Способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений: Патент РФ № 2045079.
2. Арутюнов С.Л., Давыдов В.Ф., Кузнецов О.Л. и др.1999. Явление генерации инфразвуковых волн нефтегазовой залежью: Научное открытие № 109.
3. ВЕДЕРНИКОВ Г.В., ХОГОЕВ Е.А. ПРОГНОЗ ЗАЛЕЖЕЙ УВ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ МИКРОСЕЙСМ ПРИ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ МОГТ/ СБОРНИК МАТЕРИАЛОВ МЕЖДУНАРОДНОГО НАУЧНОГО КОНГРЕССА "ГЕО-СИБИРЬ-2007", НОВОСИБИРСК, 25-27 АПРЕЛЯ 2007, С. 179183
4. Ведерников Г.В., Хогоев Е.А. Уточнение блоковых моделей залежей углеводородов по характеристикам микросейсм/ Сборник материалов 10-й геофизической научно-практической конференции ТюменьЕАГО, Тюмень, 29-30 ноября 2006, с. 17-22
5. Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Курьянов Ю.А. и др. 2007, Сейсмоакустика пористых и трещиноватых сред, 3: М., ВНИИгеосистем.
6. Нерсесов И.Л., Каазик П.Б., Рахматуллин М.Х. 1990, О возможности поиска газовых месторождений по спектральным отношениям амплитуд микросейсмического шума// ДАН СССР, т. 312, 4, 1084-1086.
7. Садовский М. А., Николаев А. В. 1982. Новые методы сейсмической разведки. Перспективы развития.// Вестник АН СССР. 1, 82-84
8. Сердюков С.В, Курленя М.В. Механизм сбейсмичсекого воздействия на нефтепродуктивные пласты // Геология и геофизика, 2007, т. 48, № 11, с. 1231—1240
9. Хогоев Е.А. Свидетельство о гос. регистрации программы для ЭВМ "SanMcs" № 2008613961 от 19.08.2008
10. Хогоев Е.А.Технология изучения геодинамических шумов в нефтегазовых залежах // Сейсмические исследования земной коры: Сб. докл. Всероссийской научной конференции (Новосибирск, 23-25 ноября 2009 г.). - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. -С. 203-209
11. Dangel, S,, Schaepman, M. E., Stoll. Phenomenology of tremor-like signals observed over hydrocarbon reservoirs: Journal of Volcanology and Geothermal Research. 2003, 128, 135158.
© E. A. Xozoee, 2014
