CC BY
13
СОКРАЩЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РИСКА БУРЕНИЯ НЕПРОДУКТИВНЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ГЛУБИННЫХ КУБОВ ПОРИСТОСТИ
С.НЛтеиов (ООО "Парадайм Геофизыкал"), В.Ю.Матусевич (ЗАО ЛУКОЙЛ-АИК")
Введение
К настоящему времени для решения задач прогнозирования природных резервуаров нефти и газа созданы технические и программные средства и накоплен значительный опыт полевой регистрации, обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки. Об этом свидетельствуют многочисленные примеры успешного прогноза свойств резервуаров и их подтверждение по данным бурения, которые приводятся на ежегодных конференциях "Геомодель" в Геленджике [5], на региональных конференциях, семинарах ЕАГО в Тюмени, Москве, Саратове, а также в специальных журналах геолого-геофизической тематики. Основные проблемы, которые сейчас вызывают наиболее активное обсуждение специалистов, касаются точности и достоверности прогноза толщины и пористости коллекторов, которые можно спрогнозировать по сейсмическим и каротажным данным на основе геологической и петрофизической интерпретации, создания новых технологий и программ для решения этих задач [1,3, 4].
Важность таких технологий трудно переоценить, поскольку построение сейсмогеологических, тонкослоистых геологических и гидродинамических моделей месторождений обеспечивает решение
жизненно важных проблем нефтедобывающих предприятий — определение точек заложения для бурения новых скважин при разведке и эксплуатации месторождений, повышение достоверности оценки запасов и создание оптимальных и экономически рентабельных схем разработки месторождений. Цена вопроса определяется стоимостью риска бурения скважин и их обустройства, включая инженерные коммуникации и энергетику, которые в современных рыночных условиях обойти или игнорировать невозможно. С учетом сложности геологических задач и высоких требований к достоверности прогнозов, научные и технологические решения по определению не могут быть простыми и дешевыми. Успешное решение прогнозирования резервуаров, по нашему мнению, должно быть основано на комплексных подходах к сейсмофациальной и петрофизической интерпретации сейсмических данных в тесном сочетании с результатами изучения керна, акустических и емкостных свойств пород в скважинах по данным ГИС.
Рассмотрим возможности объемного изучения сложной формы песчаных резервуаров в неоком-ских отложениях Западной Сибири на основе глубинных кубов сейсмического импеданса, плотности терригенных пород и прогнозной пористости, пересчитанной из
плотности. Высокое качество данных трехмерной сейсморазведки, инклинометрии, акустического и плотностного каротажа скважин, вертикального сейсмического профилирования и данных испытаний скважин явились основой надежного согласования всех данных в едином глубинном масштабе с точностью, достаточной для идентификации отражений и пластов по 30 и в скважинах толщиной в первые метры. Применение самых современных и эффективных технологий обработки данных 30, включая миграцию исходных сейсмограмм до суммирования [2] и инверсию сейсмических отражений, построение глубинных кубов импеданса и калибровку акустического импеданса по стволу скважин в интервале коллекторов, обеспечило высокую сходимость сейсмических и каротажных параметров пластов и детальность описания резервуара в объеме.
Описать в деталях все новые технологии и полученные результаты не представляется возможным, поэтому кратко рассмотрим наиболее важные и результативные, на наш взгляд, подходы. Речь идет о получении куба пористости в глубинном масштабе, способе анализа зависимостей акустической жесткости от пористости и объемном стратиграфическом разделении песчаного резервуара и глинистой покрышки.
Методика решения
Пересчет отражений в кубы импеданса в глубинном масштабе. Вместо традиционных технологий поиска связи амплитуд или импеданса с эффективными толщинами и песчанистостью в интервале вокруг отражающего сейсмического горизонта во временном масштабе мы применили технологию пересчета сейсмических кубов в глубинный масштаб на основе каркаса структурных карт, калиброванных по абсолютным отметкам в скважинах. В основе этой технологии лежит поэтапное приближение глубинно-ско-ростной модели к скважинным данным. Сначала на этапе глубинной миграции исходных сейсмограмм скорости калибруются по разведочным скважинам с данными вертикального сейсмического профилирования (ВСП). При построении скоростей миграции учитываются данные ВСП и горизонтальные градиенты скоростей, измеренные по сейсмограммам. Это дает возможность более точно учесть преломления и фокусировки волн даже при незначительных эффектах геометрического сноса горизонтов. Роль миграции состоит в фокусировке отраженных волн от шероховатости границ, связанной с изменениями толщины и литологического состава внутри тонкослоистых пачек, а также уменьшении уровня случайного шума. В качестве скоростной модели при миграции используются интервальные скорости, полученные в процессе анализа интервальных и средних скоростей по сейсмограммам. Однако интервальные скорости, применяемые для целей миграции, в последующем сглаживаются, исходя из требований гладкости границ в модели для миграции волн. По этой причине при локальных изменениях толщины и скоростей, например, в зонах тектонических нарушений и при резкой смене литологического состава точное восстановление глу-
бин и согласование со скважинны-ми данными проблематично. Есть две причины, по которым интервальные скорости после миграции не могут обеспечить требуемой точности глубинных преобразований. Во-первых, интервальные толщины для миграционных глубинно-ско-ростных моделей не должны быть менее 200-300 м, иначе определение вторых производных годографа при расчете траекторий лучей миграции дает неустойчивое решение. Во-вторых, интервальные скорости при таких интервальных толщинах не отображают локальных изменений пластовых скоростей внутри толстых интервалов, особенно в собственно целевых пластах с толщиной в первые десятки метров, которые связаны с изменением литологического состава. Также не могут быть учтены собственно локальные изменения толщины пластов, например, в русловых отложениях, песчаных барах, не говоря уже о вариациях толщины в зонах тектонических нарушений. Более точный учет локальных изменений скоростных моделей возможен при наличии скважинных данных и увязанных с глубинными отметками в скважинах структурных карт. При такой увязке к структурной основе добавляются невязки глубин, учитывающие локальные изменения литологического состава пород, поведение геометрии горизонтов, нарушений и другие геологические факторы, обычно не включаемые при построении глубинных карт при миграции. В результате расчета новой глубинно-скорост-ной модели, уточненной по результативным структурным картам и картам изохрон, вполне реально создать более точную и адекватную в точках скважин уточненную объемную модель средних или интервальных скоростей, которые могут быть применены к мигрированному кубу для финального пересчета временного куба в глубинный. Такой пере-
счет может быть выполнен не только для куба мигрированных записей, но и для любого куба атрибута отражений — импеданса, плотности, пористости и других. Важным результатом такого пересчета является то, что в точках пересечения сейсмических горизонтов и скважин глубинные отметки для такого куба могут отличаться не более шага кантования глубинного куба (обычно 3 м). Это дает возможность применять способы совместной обработки данных ГИС и глубинного сейсмического атрибута по произвольной траектории ствола скважины. Например, взаимный анализ кривых импеданса, экстрагированного из глубинного куба по стволу скважины, и кривых плотности, рассчитанной по ГИС. Такой анализ открывает большие возможности для разделения свойств пород по глубине и позволяет выявлять более достоверные статистические связи между сейсмическими и каротажными характеристиками пластов, чем это выполняется традиционно для усредненных свойств пластов в больших интервалах. Но самым важным достоинством такого преобразования является то, что более точное глубинное преобразование позволяет использовать глубинный куб импеданса, плотности или пористости для построения 3-мерных сеточных моделей. В этом случае импеданс используется в качестве объемной весовой функции при интерполяции литологического состава и пористости по данным ГИС в межскважинном пространстве. Это в будущем может обеспечить новое качество геологического моделирования. Резюмируя приведенные суждения, можно перечислить основные этапы методики пересчета сейсмических кубов из временного масштаба в глубинный.
1. Составляется каркас стратиграфических горизонтов, увязанных по возрасту, глубине, пересечению горизонтов по линиям выклиниваний и тектонических нарушений.
2. Последовательно (сверху вниз) по глубине, по финальным картам изохрон и соответствующим структурным картам рассчитываются и анализируются карты средних и интервальных скоростей.
3. Выполняются расчет и контроль качества куба средних скоростей в интервале глубин от линии приведения до максимальной прогнозируемой глубины.
4. Выполняются пересчет сейсмических кубов из временного масштаба в глубинный с использованием куба средних скоростей и контроль качества глубинного куба с использованием структурных карт по целевым горизонтам.
5. По серии контрольных скважин по траектории ствола скважины выполняются расчет кривой сейсмического параметра из куба и запись прогнозных кривых в каротажную базу данных.
Приведем результаты интерпретации глубинных кубов импеданса по целевым горизонтам и покажем возможности построения и анализа кросс-плотов между кривыми пористости по ГИС и экстрагированными из глубинного куба кривыми импеданса.
Методика анализа зависимости пористости от плотности и импеданса
Наиболее результативной технологией извлечения из сейсмических отражений информации о плотности и пористости является инверсия, которая позволяет преобразовать сейсмические отражения в пластовый вид волнового сопротивления (акустического импеданса). Технологиям инверсии посвящено много публикаций в отечественных и зарубежных изданиях. Конечно, они все еще далеки от совершенства, прежде всего по причине ограниченной разрешающей способности по глубине, связанной с распространением волн и погло-
щением высоких частот в спектре сигнала. Но детальность геологического строения пласта по глубине может быть восстановлена на последующих этапах обработки данных инверсии в сочетании с результатами каротажа скважин. Это реализуется средствами пространственной интерполяции кривых плотности, измеренных в скважинах или синтезированных по комплексу ГИС, а между скважинами пористость интерполируется с учетом прогнозной сейсмической пористости. Такие технологии созданы и применяются пока в ограниченном объеме, поскольку прежде должны быть решены проблемы точной калибровки прогнозной сейсмической плотности и пористости по данным скважинных измерений. Для точной калибровки должны быть решены две задачи — точного совмещения результатов инверсии и кривых каротажа в глубинном масштабе с разрешенностью каротажа по глубине в каждой отдельной скважине на площади. Вторая задача состоит в детальной корреляции пластов по ГИС с учетом тесной увязки отметок по скважинам и горизонтов по сейсморазведке.
На рис. 1 (см. с. 35) показан пример сопоставления результатов инверсии (куба импеданса) в глубинном масштабе по описанной технологии пересчета с результатами детальной корреляции скважинных данных. Чтобы не перегружать сечение куба импеданса скважинной информацией, на сечение куба вынесена только часть скважин, а пример анализа кросс-плота связи импеданса с плотностью и пористостью показан по скважине под условным номером 25 (см. рис. 2 на с. 36). Положение сечения куба импеданса через скважины удобно показать на фоне фрагмента прогнозной карты эффективных толщин (см. рис. 1, В на с. 35). По сейсмическим данным на глубинном разрезе импеданса (см. рис. 1, Б на с. 35) ниже
кровли резервуара (показана стрелкой) невозможно выделить все выклинивающиеся тонкие прослои. По результатам трассирования отражений на мигрированном кубе выделяются отражения от кровли и подошвы резервуара. Но если рассчитать промежуточные горизонты на основе интерполяции карт и получить поин-тервальные сечения куба импеданса по этим расчетным сечениям, то вполне возможен анализ импеданса вдоль горизонтов в объеме и по площади. Однако такой поинтервальный анализ не позволяет в полной мере извлечь информацию об изменении пористости по глубине и учесть влияние тонких глинистых прослоев внутри резервуара и в покрышке.
Более продуктивными являются извлечение из куба кривой импеданса вдоль траектории ствола скважины, ее сопоставление и анализ в глубинном масштабе каротажа. Такой расчет проведен по 9 разведочным и 24 эксплуатационным скважинам (см. рис. 2 на с. 36). Следует отметить, что в интересующем нас интервале исходная кривая пористости по ГИС сглажена на базе 15 м, чтобы привести детальность кривой пористости к импедансу. Исходный вид кривой пористости до обработки виден за пределами интервала сглаживания. Без применения сглаживания зависимости "рассыпаются" из-за неадекватной детальности описания свойств пород по ГИС и 30 по глубине для тонких прослоев, невидимых для сейсморазведки. Песчаник с пористостью в диапазоне /Сп = 0,15-0,20 на кривых ГИС отображается желто-зеленым цветом заливки интервала коллектора. Ему соответствуют пониженные значения импеданса в диапазоне от 6000 до 9000 абс. ед. Подстилающим коллектор глинистым породам соответствуют изменения импеданса в диапазоне 11000-14000 ед. и пористости от 0,7 до 0,12 ед. Глинистым породам в покрышке над песчаным резервуа-
ром соответствует промежуточный, но, тем не менее, низкий диапазон импеданса от 8000 до 12 ООО ед. Этот диапазон глубин выше стратиграфической отметки резервуара показан красным цветом. На кросс-плоте по глубинному критерию были выделены и исключены точки, соответствующие значениям импеданса в интервале глубин для глин над коллектором. Для расчета коэффициентов уравнения зависимости пористости от импеданса взяты только значения для пород коллектора и ниже до подошвы резервуара.
Поведение скоростей продольных, поперечных волн, акустических жесткостей и плотности показано на рис. 3 (см. с. 36). Коллекторы пласта БС11-26 выделяются по ПС (APS) и плотностям (RHOB). Верхняя часть коллектора представляет собой массивный песчаник. В верхней части залегает небольшой толщины песчаный прослой, а под ним располагается плотный прослой. В целом в интервале коллекторов акустические жесткости и скорости имеют слабую дифференциацию, за исключением более высокоскоростных промежуточных плотных прослоев. Плотность пород имеет более тесную корреляцию с пористостью, которая определялась по данным ПС и НГК. Характерное сопоставление пористости и плотности показано в овале для скв. 25 (см. рис. 1, Б на с. 35). Следует иметь в виду, что над кровлей коллектора в покрышке залегает пласт низкоскоростных, но высокоплотных глин. Между целевым пластом-коллектором БС11-26 и этой глиной наблюдается резкий перепад плотностей от относительно низкоплотных высокопористых песчаников к высокоплотным низкопористым глинам в покрышке. В самом пласте БС11-26 скорости продольных волн меняются незначительно, в то время как плотность существенно дифференцирует свой-
ства пласта по литологическому составу и пористости. Этот факт отмечается практически для всех скважин, в которых имеются данные о плотностном каротаже. Зависимость между импедансом и пористостью дает основание рассматривать полученный куб импеданса как основу для пересчета в пористость и анализа куба пористости с позиций определения объемной формы резервуара и определения границ замещения песчаников на глины (см. рис. 2, Б на с. 36).
Результаты объемного анализа формы резервуара
При анализе кросс-плотов по всем скважинам было отмечено, что для части разведочных скважин кросс-плоты имеют более сложный вид и отсечением глин в покрышке нельзя добиться качественной связи. Если кросс-плот зависимости импеданса от пористости для серии близко расположенных эксплуатационных скважин в зоне однородных аномалий импеданса сопоставить с кросс-плотом для остальных разведочных скважин, то отчетливо видно, что теснота связи для второго кросс-плота существенно ниже (см. рис. 4, Б, В, на с. 37). Точки, вылетающие из зависимости, принадлежат скважинам, попадающим в зоны эрозионных каналов и конусов выноса, которые с позиций сейсмофациального анализа несложно выделить на погоризонт-ных сечениях импеданса. Пример одного из таких сечений показан на рис. 4, А (см. с. 37). Для таких скважин в подошве резервуара характерно увеличение тонких прослоев глин с высокой плотностью. В плане эти аномалии имеют вид выраженных потоковых фаций. Учет характера слоистости вдоль горизонтов возможен с помощью анализа сейсмических и каротажных фаций и классификаций фа-
ций по зонам для однотипных условий осадконакопления. Такая классификация в самом простом виде была выполнена на основе анализа каротажных фаций по форме кривых ПС с совместным анализом амплитуд отражения от целевой пачки пластов.
Главная проблема анализа формы резервуара по сейсмическим данным состоит в том, чтобы выявить и разделить выклинивающиеся прослои в зонах, где сейсмический импеданс не показывает толщины прослоев, меньших граничных. Судя по результатам анализа связи амплитуда — эффективная толщина, минимально прогнозируемая толщина для данного месторождения составляет 6 м (при коэффициенте корреляции зависимости /?2 = 0,85). Вторая проблема данного конкретного разреза состоит в том, что глинистая покрышка над резервуаром имеет пониженную скорость и повышенную плотность и необходимо найти приемы интерпретации, которые позволят разделить их по стратиграфическому признаку. На рис. 5 (см. с. 37) показано, как решение проблемы их раздельного описания может быть найдено при использовании новых технологий интерпретации, в частности, "детектирования и прозрачности" в системе интерпретации \ZoxelGeo. На рис. 5, А (см. с. 37) представлено вертикальное сечение куба пористости в окрестности скв. Р-152, кривая пористости и горизонты, соответствующие кровле пласта БС11-26 и нижнему прослою с индексом БС 11-26-1.
С помощью операции "детектирования" — выделения в объеме и "прозрачности" (остается цветоко-дированным только детектированный объем) можно раздельно визуализировать резервуар и сделать прозрачной вмещающую толщу, включая глинистую покрышку с
низкой пористостью и подстилающие резервуар глинистые породы. После этого появляется возможность анализа пространственной формы собственно высокопористого резервуара БС11-26, который удобно отобразить в цветокодиро-ванном виде на фоне структурной поверхности пласта (см. рис. 5, В на с. 37). Повышенные значения пористости у подножия склона следует интерпретировать как аномальные свойства глин, связанные с понижением плотности в глинах. Эта часть аномалий может быть отсечена по линии кромки шельфа и критерию смены фациального состава при последующем геологическом моделировании пласта.
Приведенные материалы показывают, что резервуар относится к ловушке структурно-литологиче-ского типа, и основная задача сей-смогеологического моделирования состоит в выяснении не столько положения структуры, ее размеров и высоты, сколько в определении линии (точнее, полосы, с учетом тонкослоистой структуры прослоев) глинизации песчаных пластов в западном направлении в сторону склона шельфа. Решение этой задачи вполне реально на основе объемного анализа кубов импеданса, пористости и карт прогнозных свойств коллекторов.
Выводы
При решении задач прогнозирования коллекторских свойств песчаных резервуаров важно сочетание данных измерения плотностей в скважинах или прогнозирование таких свойств по комплексу методов ГИС и результатов инверсии сейсмических отражений после обработки с применением современных технологий миграции до суммирования. Последняя позволяет более точно учесть преломление волн, их фокусировку и повысить отношение сиг-
нала к шуму. На основе построения глубинно-скоростной модели, уточненной по структурным картам, калиброванным по абсолютным отметкам в скважинах, выполняются расчет куба средних скоростей и пересчет сейсмических кубов из временного в глубинный масштаб. Наиболее эффективными методами анализа связей сейсмических и каротажных параметров являются извлечение из куба кривой импеданса вдоль ствола скважины, ее анализ с кривыми плотности и пористости по ГИС. Такой анализ может выполняться с учетом изменения фациальных обстановок по площади. Объемные методы анализа куба пористости позволяют использовать приемы детектирования и прозрачности для более наглядного и детального выявления особенностей строения природных резервуаров нефти и газа.
Литература
1. Иванова H.A. Опыт использования одновременной стратиграфической инверсии AVA для прогноза свойств сеноманской залежи / Н.А.Иванова, А.С.Рабей // Технологии сейсморазведки. — 2002. — № 1. — С. 126-129.
2. Коростышевский М.Б. Глубинные миграции в сложных и "простых" средах / М.Б.Коростышевский, Е.М.Во-роновичева, Н.Н.Кушнеров, А.А.Шули-ко // Технологии сейсморазведки. — 2002. - № 1. - С. 17-21.
3. Мапярова Т.Н. Методика изучения и прогноза коллекторских свойств резервуаров руслового генезиса по данным сейсморазведки и ГИС в условиях Широтного Приобья / Т.Н.Малярова, С.Н.Птецов, Н.А.Иванова // Технологии сейсморазведки. — 2004. - № 2. - С. 92-99.
4. Руденко Г.Е. О выделении тонкослоистых коллекторов по данным сейсморазведки и ГИС на базе технологии ПАРМ-КОЛЛЕКТОР / Г.Е.Руденко, А.В.Алфосов, О.А.Веденяпин, О.В.Иванова // Геофизика. — 2004. — № 3. — С. 16-22.
5. Чалов С.Е. Определение свойств тонкослоистых песчаных резервуаров
на основе сейсмического прогнозирования и анализа кубов пористости и коэффициента Пуассона / С.Е. Чалов, В.Ю. Матусевич, С.Н. Птецов и др. // Технологии сейсморазведки. — 2002. — № 1. - С. 83-90.
ЗС.Н.Пшеиов, В.Ю.Матусевич, 2005
