Лекция № 23

Нетрадиционные сейсмические технологии

Традиционные задачи нефтяной сейсмики заключаются в сейсмическом картировании отражающих горизонтов и выделении продуктивных интервалов в разрезах скважин по данным акустики. Особенности современного развития практической геофизики состоит в переходе к задачам, связанным с изучением и диагностированием геодинамических объектов: трещинных и газонасыщенных зон, волноводов и ослабленных зон, сред со сложным напряженно-деформированным состоянием, а также переход к широкому использованию волновых методов в контроле за разработкой месторождений.

Технология комплексного спектрально-скоростного прогноза

Технология комплексного спектрально-скоростного прогноза (КСПП) направлена на прогнозирование типов геологического разреза, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов и их нефтепродуктивность, базирующуюся на спектрально-временном анализе (СВАН) и псевдоакустических преобразованиях данных сейсморазведки 2D, 3D и геофизических исследований скважин (ГИС).

Выбор спектрально-скоростных атрибутов базируется на известном теоретическом положении об изменении скорости и формы сейсмического импульса при изменении упругих свойств среды, которые связаны с изменениями литолого-фациального состава изучаемых отложений и соответственно их ФЕС.

Изменение скорости распространения упругих колебаний в целевых интервалах разреза, как известно, определяется в скважинах по данным АК, а в межскважинном пространстве характеризуется псевдоакустическими скоростями (жескостями, импедансами) по данным сейсморазведки ОГТ.

СВАН-колонки получаются путем фильтрации исходной сейсмической трассы временного куба полосовыми трехугольными двухоктавными фильтрами с расширяющейся в сторону высоких частот полосой пропускания.

Количественная оценка энергетических спектров СВАН-колонки заключается в определении шести атрибутов (по три по осям частот и времен):

отношение энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен;

произведение удельной спектральной плотности энергетических частотного и временного спектров на средневзвешенные или максимальные частоту и время

Эти атрибуты практически полностью характеризующих изменение формы сейсмического импульса и скорость распространения продольных отраженных волн при непостоянстве литолого-фациальных характеристик нефтепродуктивных отложений и их ФЕС.

Атрибуты коррелируются с удельной емкостью и гидропроводностью коллекторов, а не с пористостью, эффективными толщинами, проницаемостью, потому что такая корреляция лучше и устойчивее для продуктивных толщ, состоящих из тонких ( 5-10 м) пластов коллекторов и неколлекторов, что чаще всего и бывает в природе.

В результате применения технологии КССП получают кубы и карты удельной емкости, гидропроводности, коэффициента нефтепродуктивности, а также карты типов геологического разреза.

Помимо прогнозирования типов геологического разреза и ФЕС коллекторов, технология КССП позволяет уверенно выявлять и трассировать малоамплитудные тектонические нарушения, в зонах которых резко изменяются геологические характеристики пород и соответственно упругие свойства, а следовательно, форма сейсмического импульса и спектрально-временные атрибуты, независимо от амплитуды тектонических нарушений.

Распределение гидропроводности в 3-мерном пространстве проявляется максимальными значениями в виде прерывистого пласта в средней части целевого интервала

Технология поглощения и дисперсии скорости (ПДС)

Метод поглощения и дисперсии скорости (ПДС) основан на эффекте сейсмической неупругости. Данный эффект заключается в аномальном увеличении в залежах (независимо от типа коллектора) поглощения и дисперсии фазовой скорости сейсмических волн, что позволяет использовать эти атрибуты в качестве индикаторов углеводородов.

Процессы, связанные с особенностями фазового состояния углеводородов в пластовых термобарических условиях могут приводить к повышенному поглощению, изменениям скоростей, акустической жесткости и появлению дисперсии скорости в сейсмическом диапазоне частот.

Технология Анчар

Технология АНЧАР относится к новому классу технологий – технологий микросейсморазведки, которые основаны на анализе микросейсмического фона с целью поиска залежей нефти и газа. Пионером технологии прямого микросейсмического поиска нефти и газа является российская инфразвуковая технология микросейсморазведки на нефть и газ АНЧАР. Она была разработана в России, запатентована в начале, в 1992г, а затем в 1998г.

Неоднократно представлялась на Международных конференциях в 1993, 1999, 2005, 2006гг,

Авторами, было показано теоретически и экспериментально:

1) спектральная мощность фонового микросейсмического излучения над залежью углеводородов существенно превышает спектральную мощность фонового микросейсмического излучения вне залежи углеводородов в диапазоне частот 1 - 30 Гц (спонтанный, «легкий» эффект АНЧАР), (рисунок 8.1.53A);

2) применение внешнего воздействия вызывает вынужденное излучение нефтегазовой залежи, что приводит к резкому возрастанию спектральной мощности микросейсмического излучения над залежью углеводородов в диапазоне частот 1 - 10 Гц (индуцированный, «тяжелый» эффект АНЧАР).

Проводимые авторами [] исследования позволили сделать ряд эмпирических выводов о свойствах эффекта АНЧАР.

1) Частотная полоса эффекта АНЧАР (1-5 Гц) слабо зависит от пластовых давлений, т. е. от глубины залегания.

2) Увеличение доли тяжелых углеводородов в месторождении приводит к сдвигу частотной полосы эффекта АНЧАР в сторону более низких частот. Иными словами, в нефтяных залежах феномен АНЧАР проявляется на несколько более низких частотах, чем в газовых.

Физические модели эффекта Анчар

В настоящее время существуют две основные точки зрения, объясняющие феноменологию эффекта Анчар

1) Залежь сама является источником микросейсм и генерирует собственные инфразвуковые волны – нефтегазовые микросейсмы, а внешняя шумовая обстановка лишь усиливает это излучение.

2) Окружающий сейсмоакустический фоновый шум является исходным широкополосным сигналом для процесса фильтрации, а углеводородный резервуар лишь вносит изменения в спектральную область фонового шума.

Технология Низкочастотного сейсмического зондирования

Метод Низкочастотного Сейсмического Зондирования (НСЗ) возник как следствие ранее опробованной технологии DISTH, во многом аналогичной пассивному методу АНЧАР. В силу отсутствия общепринятого теоретического обоснования эффекта АНЧАР, татарстанские ученые стали проводить независимые исследования, как по феноменологии, так и по теории явления, а также по выработке комплекса технологических приемов обработки и интерпретации данных низкочастотных микросейсмических исследований.

Авторы технологии НСЗ объясняют спектральные аномалии в диапазоне частот 1-10 Гц фильтрацией микросейсмического поля геологической средой. Осадочный чехол имеет преимущественно горизонтально-слоистое строение, в котором распространяющиеся микросейсмы испытывают многочисленные отражения и преломления. Известно, что при сопоставимости длин распространяющихся волн и толщин пластов спектр сейсмических волн последних испытывает значительное селективное изменение в различных участках спектра. Для диапазона частот 2-5 Гц, в котором находится значительная часть наблюдаемых спектральных аномалий над залежами углеводородов, длина волны составляет около 1 километра, что сопоставимо с глубиной залегания продуктивных горизонтов. Таким образом, вся осадочная толща от дневной поверхности до залежи представляет собой тонкий слой с точки зрения классической сейсморазведки и неизбежно оказывает воздействие на спектр микросейсм.

Объяснение спектральных максимумов в технологии НСЗ осуществляется следующим образом. Естественные сейсмические шумы в неоднородной вязкой среде имеют спектр, убывающий с частотой – фликкер-шум. В силу отсутствия добротных резонансных систем, длины волн которых превышают несколько километров, происходит ограничение спектра микросейсм снизу. В результате на спектре наблюдается лишь один спектральный максимум. В случае наличия в среде высококонтрастной отражающей границы, например, связанной с нефтеносностью, в исходном спектре проявляются моды колебаний – аномалии НСЗ, которые на рисунке 8.1.59, Д2 отмечены красными стрелками.

Проявление той или иной моды аномалии на спектре зависит от ряда факторов, основные из которых это геологическая обстановка и техногенная нагруженность территории исследования.

Технология переобработки данных МОГТ

Анализ микросейсмических колебаний, как неотъемлемой части метода многократных перекрытий (ОГТ), основанный на исследовании вариаций спектральных компонент шумов (содержащихся на сейсмотрассах до вступления первых волн, и на концах трасс, по мере затухания кратных волн), является новым направлением в сейсмике.

Этот способ органично включает в себя преимущества метода многократных перекрытий, обеспечивая:

а) множество независимых (по времени) записей в одной и той же точке приема;

б) плотность системы наблюдений, позволяющей вести корреляцию аномалий геодинамического шума по профилю;

в) инициирующее воздействие на среду в результате многократных взрывов при проведении сейсморазведки МОГТ.

Поскольку данными являются микросейсмические шумы, генерируемые в геологической среде, а не целевые волны, возбужденные искусственным источником, результаты являются независимыми от результатов структурной сейсморазведки.

Нефтегазовые залежи, будучи неустойчивыми термодинамическими системами, являются источниками повышенного уровня геодинамических шумов.

В период с 2005 по 2007гг за рубежом стали проводиться исследования по прогнозированию залежей углеводородов (УВ) с помощью локации акустической эмиссии. В основе этих работ лежит SET (Seismic Emission Tomography). Целью ставится получение прямого изображения и нанесения на карту геометрии области проницаемости коллектора, в предположении, что проницаемость является функцией плотности трещин. В основе такого предположения лежит геомеханическая модель Земли, предсказывающая, что изменение давления флюида (например, нагнетаемого в скважину) должно привести к хрупкому разрушению гидравлически связанных трещин.

Современные исследования изучению сейсмоакустической эмиссии, возникающей при инициирующем воздействии показывают, что при упругом воздействии сейсмическая или акустическая эмиссия усиливается, прежде всего, в нефтегазонасыщенной толще. При этом в водонасыщенной среде наблюдается минимальное изменение эмиссии. Полученный эффект наведенной эмиссии может значительно повысить надежность сейсмических и акустических исследований по обнаружению мест скопления углеводородного сырья.

Суть представленной технологии заключается в том, что для анализа микросейсм в частотном диапазоне 10-200 Гц и выделения локальных участков аномально повышенной интенсивности используются участки сейсмограмм до вступления первых волн (а при длине записи более 4 с - и по концам трасс, по мере затухания кратных волн). Таким образом, из имеющихся сейсмограмм извлекается дополнительная информация без затрат на организацию и проведение полевых работ. Входными данными служат первичные материалы – сейсмограммы, полученные при работах МОВ – ОГТ.

Лекция № 24

Обобщение и анализ существующих технологий мониторинга залежей углеводородов

Сейсморазведка 4D

Сейсмический мониторинг или 4-мерная сейсморазведка (4D) разрабатываемых нефтяных месторождений является новым направлением сейсморазведки, предназначенным для решения основных задач разработки — сохранения темпа отбора при увеличении коэффициента извлечения нефти.

Перманентный сейсмический мониторинг (от нескольких сотен до более тысячи часов) позволяет получить принципиально новую информацию о текущем состоянии месторождения.

В некоторый момент времени на месторождении (лучше всего до начала разработки) проводится сейсмическая съемка. Последующая обработка приводит к получению окончательного куба данных. Спустя некоторое время после начала разработки месторождения на нем вновь проводится сейсмическая съемка. В оптимальном случае все должно быть идентично первой съемке – система наблюдений, местоположения взрывов и приемников, аппаратура. На практике это достигается редко.

Следующий этап – обработка, так же должен быть выполнен строго по тому же графу, что и при первой съемке, иначе сравнение материалов будет не корректным.

В итоге получается второй куб данных, идентичный первому кубу во всем, кроме того, что состояние пласта в разные моменты времени были разными, и отображаться они должны с различиями. Путем сравнения разных параметров сейсмических данных (амплитуд и т.д.) эти различия находятся, и они интерпретируются с позиций изменения положения ВНК или ГВК, насыщенности, давления то есть того, что реально могло измениться в пласте за время разработки и значимо для сейсморазведки.

Смена нефтенасыщения (тем более газонасыщения) горных пород на водонасыщенность влияет на их общую плотность. Влияет насыщение также на пластовые скорости и соответственно, на акустическую жесткость. При повышении температуры снижается скорость в нефтесодержащей породе (слева.). При нагнетании газа, также существенно снижается скорость (в центре). При снижении давления флюида происходит противоположный эффект (справа.), увеличивается акустический импеданс — скорость, умноженная на плотность (рисунок ).

Величины скорости продольных волн в газо-, нефте- водосодержащих чистых песчаниках отличаются незначительно при низкой пористости породы, а при высокой пористости - отличаются достаточно, чтобы определить тип флюида. На рисунке символами обозначены результаты лабораторных измерений скорости, а кривые соответствуют теоретическим предположениям.

Важно, что в процессе разработки коэффициенты отражения от кровли и подошвы продуктивных пластов меняются в большей степени, чем их акустическая жесткость. Чем больше давление снижено, тем большие изменения мы наблюдаем. При замене нефти законтурными (или нагнетательными) водами в условиях снижения пластового давления наблюдается сначала резкое увеличение плотности, затем постепенное уменьшение.

Важной особенностью реализации сейсморазведки 4D является широкое использование сейсмического моделирования. Оно позволяет обосновать наличие изменений при наблюдениях и сопоставить наблюденные значения с ожидаемыми (расчетными). Таким образом, производится количественная оценка изменений, уточняются представления о строении месторождения и выверяется его модель.

В соответствии с текущим планом добычи, начавшейся в 1986 году, из месторождения Гулльфакс предусматривалось добыть 50% из 480 миллионов м³ геологических запасов нефти. Половина оставшейся нефти могла быть добыта с помощью сгущенной сети скважин, однако предстояло решить задачу оптимального расположения таких скважин и сокращения затрат.

Разработка месторождения Гулльфакс была затруднена из-за разломной структуры пласта-коллектора. Сложное строение месторождения влияло на качество сейсмических данных и моделирование.

На месторождении Гулльфакс было зарегистрировано несколько массивов сейсмических данных. С учетом предварительной интерпретации результатов двумерных сейсмических исследований с интервалом между профилями около 2 км, в 1979 году была проведена первая съемка, а в 1985 году — вторая съемка. Несмотря на значительное улучшение качества второй съемки и тщательную повторную обработку данных в 1992 году, полученные данные оставались сложными для интерпретации из-за сильных изменений отражающих свойств и наличия большого количества разломов в зоне пласта-коллектора.

Контрольной съемки проводилась в 1995 году.

Данные опорной съемки 1985 года (вверху) использовались для интерпретации кровли коллектора и всех разломов. Данные контрольной съемки 1995 года (внизу) использовались для прослеживания тех же особенностей разрезасоответствующих условиям отсутствия платформ.
Вторым шагом являлось описание сейсмических данных в месте расположения скважины, которые отражают свойства коллектора, определенные в скважине. На месторождении Гулльфакс для тарбертового пласта было рассчитано не менее 20 различных мгновенных и интервальных характеристик.

Технология «Сейсмический локатор бокового обзора» (СЛБО)

В 1989 — 1991 гг. во ВНИИГеосистем и Грозненском нефтяном институте совместно был разработан принципиально новый метод сейсморазведки для изучения трещиноватости геосреды «Сейсмический локатор бокового обзора — СЛБО».

Физическая основа нового метода сейсморазведки СЛБО заключается в выделении рассеянных волн (РВ) в сейсмическом волновом поле и определении места образования этих волн. Поскольку наиболее интенсивные рассеянные волны образуются на наиболее контрастных неоднородностях в геосреде — трещинах открытого типа, то энергия рассеянных волн (ЭРВ) напрямую определяется интенсивностью (густота, раскрытость и протяженность) трещиноватости горных пород в области первой зоны Френеля. Для выделения энергетически слабых РВ применяют специальные системы полевых наблюдений и обработки, основанные на принципе локатора бокового обзора

Полевые наблюдения проводят с помощью площадных систем — синтезированной апертуры излучения (АИ) и апертуры приема (АП), которые для реализации бокового обзора располагают за пределами площади исследования. Форма площадных систем АИ и АП может быть разнообразной, наиболее оптимальной является «звезда» с 6-ю и более лучами.

Для выполнения полевых наблюдений используют стандартные современные аппаратурные и технические средства сейсморазведки, которые позволяют с одного локатора в течение 1-2 дней выполнить обзор геосреды на площади 10-20 кв. км. Обработку полевых сейсмических материалов проводят в два этапа.

На первом этапе проводят стандартные сейсмические процедуры по повышению отношения «сигнал/помеха» и разрешенности сейсмической записи, учета расхождения сейсмического фронта и неоднородности условий приема и возбуждения сейсмических волн, расчета статических поправок, коррекции скоростной характеристики и т. п. На втором этапе выполняют специальные процедуры обработки, имитирующие одновременное излучение сейсмической волны из всех пунктов АИ с фокусировкой суммарного излучения в заданную точку исследуемого геологического объема и одновременный прием РВ апертурой приема, также сфокусированной на эту точку.

Геологическую интерпретацию результатов обработки проводят на основе двух концепций.

Во-первых, существует прямая зависимость энергии РВ от интенсивности трещиноватости открытого типа, что позволяет трансформировать поле ЭРВ в поле индекса трещиноватости.

Во-вторых, для геологического истолкования поля индекса трещиноватости используются тектонофизические модели, отражающие закономерности распределения трещиноватости в геологической среде. В отличие от повсеместно используемых в сейсморазведке слоистых моделей, соответствующих геологическому процессу осадконакопления, тектонофизические модели отражают неравномерное распределения напряжений и деформаций в геосреде, их взаимосвязь и зависимость.

Для изучения влияния техногенных воздействий на нефтяную залежь (циклическое заводнение, подземные взрывы, вибрационное и сейсмоакустическое воздействие) исследования СЛБО проводились в режиме мониторинга, что позволяло получить пространственно-временные (4-D) распределения трещиноватости в геосреде.

Технология полевых наблюдений СЛБО на Ермаковском месторождении

При проведении полевых работ выполнялось одно из основных условий мониторинга — система наблюдения в течение всего периода оставалась неизменной и перед проведением наблюдений контролировалась ее идентичность. Наблюдения проводились по схеме: две апертуры приема (АП) и одна — излучения (АИ), расположенные на расстоянии 1,7 ÷ 3,5

Технология «Сейсмическая локация очагов эмиссии» (СЛОЭ)

Реализация методических основ сейсмического мониторинга в целом осуществляется за счет «прослушивания» глубинных гидро- и термодинамических процессов в пределах месторождения. Исходной информацией для прослушивания являются микроволны сейсмической эмиссии и техногенного шума. Возникая в породах продуктивной толщи, они распространяются в геосреде, в том числе по направлению к дневной поверхности, где и регистрируются стандартными аппаратурными средствами сейсморазведки.

Выделение микроволн сейсмической эмиссии и техногенного шума, определение их энергетики и места зарождения возможно двумя способами.

Первый — традиционный способ засечек, применяемый в сейсмологии для определения гипоцентров землетрясений, предусматривает использование для наблюдения 3-компонентных геофонов при минимальном уровне техногенных шумов поверхностного и глубинного происхождения.

Второй способ основан на пассивной локации, осуществляющей 3D-обзор нижнего полупространства площадной системой приема (апертурой приема — АП), установленной на дневной поверхности.

Принципиальное отличие сейсмического мониторинга по технологии СЛОЭ от известной стандартной технологии МОГТ-4D заключается в том, что на основе использования волн сейсмической эмиссии реализована возможность непрерывного и неограниченного во времени прослушивания текущего состояния месторождения и проходящих в нем геодинамических, флюидодинамических и техногенных процессов.

Ключевым вопросом сейсмического мониторинга является геологическое истолкование результатов исследования СЛОЭ. Если при кратковременном наблюдении процесса ГРП волны СЭ, вполне очевидно, являются индикаторами трещинообразования, а их глубинное позиционирование отражает направление развития гидроразрыва, то при перманентном мониторинге СЭ интерпретация результатов исследования не столь очевидна и проста. Многофакторная зависимость процесса СЭ требует дополнительного рассмотрения некоторых закономерностей и моделей этого явления в геосреде.

Во-первых, сейсмическая эмиссия является одной из форм проявления разрядки напряжения горных пород, находящихся в естественном залегании. Излучение упругих волн связано с пространственно-временным изменением напряженного состояния пород, которое преимущественно влияет на изменение пространственно-временного распределения открытых трещин, а при их раскрытии и схлопывании формируются упругие волны - микросейсмы.

Во-вторых, изменение напряженного состояния пород продуктивной толщи на разрабатываемом месторождении связано не только с изменением пластового давления (откачка и закачка флюида, ГРП и др.), но и с естественной геодинамикой (неотектоника, твердотельные приливы и т.п.), а также с привносом и выделением термоупругой энергии

В-третьих, изменение активности сейсмической эмиссии представляет собой случайный процесс, который при длительном наблюдении (более суток) имеет детерминированные фазы высокой и низкой активности, совпадающие с фазами временного градиента вариации силы тяжести (Dg(t)\'t), обусловленной твердотельными лунно-солнечными приливами.

В-четвертых, в процессе раскрытия трещин флюид втягивается в полость, а при схлопывании — выжимается из нее, т.е. трещина за счет раскрытия и схлопывания ее полости работает как микронасос.