Методика определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве на основе спектрально-временной параметризации сейсмической записи

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ В МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ НА ОСНОВЕ СПЕКТРАЛЬНО-ВРЕМЕННОЙ ПАРАМЕТРИЗАЦИИ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ЗАПИСИ

Е.А.Давыдова

Определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки вместо интерполяции между скважинами имеет большое значение для подсчета запасов месторождений УВ и оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин [2, 3, 5].

Как известно, фильтрационные свойства продуктивных отложений характеризуются значением проницаемости, а емкостные — емкости, которая представляет собой произведение коэффициента пористости на эффективную толщину. В настоящее время практически не существует способов прямого определения проницаемости продуктивных отложений в межскважинном пространстве по геофизическим данным. Это связано с тем, что для прогнозирования геологического разреза в основном используются скорости, жесткости и временные толщины. Эти параметры при неизменном или слабо меняющемся минеральном составе связаны с объемами пустотного пространства, т.е. с емкостью [2, 3], и не коррелиру-ются с фильтрационными свойствами коллекторов.

Для изучения структуры пустотного пространства (проницаемости) характеризуемой площадью сечения каналов пористой среды,

по которым происходит фильтрация флюида, необходимы другие сейсмические параметры.

Во многих случаях проницаемость корреляционно связана с емкостью, тогда определив емкость, можно прогнозировать и проницаемость [1], но эта связь не всегда устойчива и неповсеместна.

Наиболее близким по своей сущности современным прототипом предлагаемого метода определения проницаемости продуктивных отложений в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки является технология псевдо-литологического каротажа (ПЛК), разработанная для установления характера изменения глинистости, пористости и проницаемости в пределах продуктивных объектов (Крылов Д.Н., 1992).

Эта технология базируется на оптимизационном сейсмическом моделировании. Ее суть сводится к корректировке предварительно оцененных значений литолого-акус-тических параметров модели среды, определяющих сейсмическое волновое поле, путем многократного расчета синтетических сейсмотрасс и их сопоставления с реальной сейсмической трассой. Когда приемлемое сходство реальной и синтетической трасс достигнуто, проводится пересчет полученных значений скорости в значения пористо-

сти, глинистости и проницаемости на основе комплекса граничных условий и корреляционных зависимостей. При этом определяется не сама проницаемость, а параметр ПЛК. Этот параметр может быть далек от истинного значения проницаемости как по причине слабой связи акустических скоростей со структурой пустотного пространства, так и по причине наличия интервала неопределенности при выявлении граничных условий и предварительной оценке литолого-акустиче-ских параметров модели среды в узловых точках межскважинного пространства.

Определение емкостных

свойств коллекторов в межскважинном пространстве успешно проводится на основе взаимной корреляции сейсмических скоростей, жесткостей и временных толщин с удельной эффективной емкостью по данным бурения и ГИС [2, 3, 5]. Однако и здесь слабыми местами являются недостаточная точность определения интервальных псев-доакустических скоростей и жесткостей, особенно в случае малой толщины продуктивных пластов (< 25 м) и незначительной разрешающей способности сейсморазведки, вследствие чего положительные результаты получаются при больших латеральных изменениях скоростей (> 500-700 м/с).

-Я

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 1*2003

В последние годы при работах 3й для выявления ФЕС коллекторов широко используется анализ сейсмических атрибутов. В этом случае для прогноза ФЕС применяются многомерные корреляционные связи между мгновенными параметрами сейсмической записи

либо энергией на отдельных частотах и значениями пористости и проницаемости, определенными по данным бурения и ГИС. Однако этот технологически привлекательный прогноз ФЕС коллекторов, как правило, недостаточно хорошо подтверждается последующим бурением скважин.

Таким образом, несмотря на большое число параметров, успешно используемых для целей прогнозирования геологического разреза, существует необходимость дополнения этого ряда и принципиально другими количественными характеристиками, которые позволили бы повысить надежность и точность определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве, а особенно их проницаемости.

Такими принципиально новыми характеристиками могут быть спектрально-временные параметры (СВП) целевого интервала сейсмической записи, предложенные для картирования типов геологического разреза (Давыдова Е.А., Копилевич Е.А., Му-шин И.А., 2002) на основе спектрально-временного анализа (СВАН) [4].

Результаты СВАН временных разрезов по сейсмическим профилям представляют собой СВАН-колонку и ее частотный (по оси частот) и временной (по оси времен) энергетические спектры.

Спектрально-временные параметры определяются по спектральным плотностям этих спектров: три по оси частот и три по оси времен. Эти СВП частотного спектра полностью параметризуют СВАН-колонку и представляют собой:

К — отношение энергии высоких частот сейсмических колебаний к энергии низких частот

т

£ А2 при А/ = /2 - /ср

К1 = ^----------------------------

X А2 пРи л/ /ср - /1

і=і

где /1, /2 — начальная и конечная частоты спектра на уровне 10 % от его максимума соответственно; /Ср — среднее значение частоты энергетического

/1 + /2 /|2

—; Д. — квадрат

спектра f =-

суммарной амплитуды сейсмической записи в пределах временного интервала Аt на частоте / ; А/ — ширина энергетического спектра по оси частот на уровне 10 % от максимума;

К2 — удельную спектральную плотность энергетического частотного спектра СВАН-колонки (по оси частот), умноженную на средневзвешенную частоту спектра,

K2 = i=1

L aJ f,

А /

К3 — удельную спектральную плотность энергетического частотного спектра СВАН-колонки (по оси частот), умноженную на максимальную частоту спектра, при которой значение спектра составляет фиксированную долю от его максимума,

К3 =

3 кг шал *

А /

где /Шал — максимальная частота спектральной плотности на уровне 70 % от максимума энергетического спектра (Давыдова Е.А., Копилевич Е.А., Мушин И.А., 2002; Давыдова Е.А., Копилевич Е.А., Фролов Б.К., 2002).

Спектрально-временные параметры временного спектра — К4(^ К&), К^) представляют собой то же, что и К1(^), К2(^), К3(^), только по оси времен.

Приведенные СВП могут быть изначально классифицированы по

их структуре в соответствии с принципами структурно-формационной интерпретации [4] и физическим смыслом спектрального анализа сейсмической записи.

Структура СВП К1 такова, что главное его назначение состоит в выявлении и фиксации интегрального признака числа рангов в анализируемом интервале разреза и оценке их соотношения по динамической выразительности, т.е. форме записи. Форма сейсмической записи, а следовательно, ее спектр отображают структуру пустотного пространства, а стало быть, каналов пористой среды, что, как известно, и представляет собой проницаемость коллекторов. Кроме того, известно, что аномальное поглощение сейсмической энергии является одним из главных признаков наличия залежи УВ (Раппопорт М.Б., Раппопорт Л.И., Рыжков В.И., 1986).

Структура СВП К4 позволяет рассчитывать на выявление направленности седиментации. Это поможет оценивать степень прогрессивности или регрессивности анализируемого интервала разреза, а следовательно, и характер изменения проницаемости по глубине.

Спектрально-временные параметры К2 и К3 характеризуют анализируемый интервал разреза главным образом по интегральным типам слоистости и степени ее выраженности, т.е. макро-, миди-, тон-кослоистости, типам цикличности, ритмичности, что прямо связано с объемом пустотного пространства, или емкостью.

Спектрально-временные параметры К5 и Кб, имеющие ту же структуру, что К2 и К3, но определяемые по оси времен, могут характеризовать особенности распределения слоистости (емкости) по анализируемому интервалу разреза.

Итак, методика определения ФЕС коллекторов, т.е. продуктивности и емкости в межскважинном

OIL AND GAS GEOLOGY, 1*2003

пространстве, на основе спектрально-временной параметризации сейсмической записи заключается в следующем.

По совокупности данных бурения и ГИС определяют эталонные пористость, эффективную толщину, удельную эффективную емкость и проницаемость продуктивных отложений.

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

По данным сейсморазведки МОГТ в районе скважин на основе СВАН рассчитывают эталонные экспериментальные СВП. Эталонные модельные и экспериментальные СВП должны коррелироваться с высоким коэффициентом взаимной корреляции (КВК > 0,75), что будет свидетельствовать об обоснован-

ном и надежном определении СВП по данным сейсморазведки.

Эталонные экспериментальные сейсмические СВП взаимно корре-лируются с эталонными значениями удельной эффективной емкости и проницаемости (или дебитов флюида) продуктивных отложений с построением корреляционных графиков и определением КВК.

Для дальнейшего использования выбираются наиболее подходящие (оптимальные) СВП из шести возможных, которые коррелируют-ся со значениями емкости и проницаемости с наибольшими КВК. Эти оптимальные СВП определяются по всем сейсмическим профилям исследуемой территории и затем пересчитываются в значения проницаемости и удельной эффективной емкости с использованием корреляционных графиков.

Разработанная методика определения ФЕС коллекторов в меж-скважинном пространстве на основе использования СВП сейсмической

записи опробована при изучении среднеюрских отложений (пласт Ю2) в сейсмогеологических условиях Сергинского куполовидного поднятия (Овальная площадь) Западной Сибири.

На Овальной площади в соответствии с типизацией, проведенной по данным бурения, было выделено два типа разреза. Первый тип характеризуется увеличенными эффективными мощностями пласта Ю2, его монолитностью, улучшенными коллекторскими свойствами. Значения открытой пористости коллектора составляют не менее 18,7 %, а проницаемости — 0,0073 мкм2. Во втором типе разреза пласт Ю2 представлен тонким переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Коллекторские свойства песчаников значительно хуже, чем в скважинах, отнесенных к первому типу разреза. При испытаниях в процессе бурения получены притоки воды либо фильтрат бурового раствора или же приток отсутствовал.

Рис. 1. ГРАФИКИ ЗАВИСИМОСТИ СЕЙСМИЧЕСКОГО СВП К1 ОТ СУММАРНОГО ПРОНИЦАЕМОГО ОБЪЕМА (А) И СВП К3 ОТ УДЕЛЬНОЙ ЭФФЕКТИВНОЙ ЕМКОСТИ (Б) ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ ОВАЛЬНОЙ ПЛОЩАДИ

Кп^эф,мкм2'м Кп"эф,м

А Б

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 1‘2003

Рис. 2. КАРТА ПРОГНОЗНОГО СУММАРНОГО ПРОНИЦАЕМОГО ОБЪЕМА ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ ОВАЛЬНОЙ ПЛОЩАДИ

1 — изолинии суммарного проницаемого объема, мД • м, ; 2 — пробуренные скважины (числитель — номер, знаменатель — суммарный проницаемый объем, мД • м); 3 — контрольная скважина; 4 — перспективные зоны

Все расчеты проводились в окне 50 мс, что в соответствии с привязкой отвечает интервалу за-

легания пластов Ю2-Ю4. Модельные СВП подтверждают высокую надежность эталонных экспери-

ментальных сейсмических спектрально-временных параметров с КВК > 0,8.

OJL AND GAS GEOLOGY, 1*2003

Рис. 3. КАРТА ПРОГНОЗНОЙ УДЕЛЬНОЙ ЭФФЕКТИВНОЙ ЕМКОСТИ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ ОВАЛЬНОЙ ПЛОЩАДИ

^1,5

2о

2,97

1 - изолинии удельной эффективной емкости, м; 2 - пробуренные скважины (числитель - номер, знаменатель - удельная эффективная емкость, м). Остальные усл. обозначения см. на рис. 2

2

1

Для построения корреляционных зависимостей использованы данные по восьми скважинам Овальной площади. Скважина 17 Аржа-новская была контрольной и при построении графиков данные по ней не учитывались.

На рис. 1, А представлен график зависимости сейсмического

СВП К1 от проницаемости коллекторов тюменской свиты на Овальной площади. Здесь КВК достаточно высок (0,86). Под проницаемостью имеется в виду не средняя или средневзвешенная проницаемость, определяемая на основе использования данных по всем выделенным

пластам в нефтепродуктивных отложениях, а суммарный проницаемый объем, равный

п

1 Кпр ;Нэф , ,

/ =1

где Кпр — коэффициент проницаемости; Нэф . — эффективная толщина /-го пласта.

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 1‘2003

Суммарный проницаемый объем коллекторов определяет такую важную характеристику как гидропроводность. Как известно (Арье А.Г., Копилевич Е.А., Славкин В.С., 1997), коэффициент гидропроводности определяется как

T = К„рЯ эф

Ц ’

где ц — вязкость жидкости.

Поскольку вязкость в пределах одного месторождения можно считать константой, гидропроводность в основном определяется вариациями значений КпрЯЭф.

Кроме того, СВП К1 наилучшим образом коррелируется именно с суммарным проницаемым объемом, как и должно быть в соответствии с его изначальным физическим смыслом. Наличие такой корреляционной зависимости позволило пересчитать карту СВП К1 в карту проницаемости на Овальной площади.

На рис. 1,Б приведен график зависимости сейсмического СВП К3 от удельной емкости отложений тюменской свиты на Овальной площади. Высокий КВК (0,92) дает достаточные основания для пересчета карты СВП К3 в карту удельной эффективной емкости продуктивных юрских отложений.

На рис. 2 представлена карта прогнозного суммарного проницаемого объема тюменской свиты. Для выделения перспективных участков выбран условный уровень, равный 1200, который принят исходя из значений суммарного проницаемого объема, полученных в эталонных скважинах. На западе площади вырисовывается крупная перспективная зона рукавообразной формы. Более мелкие по площади участки выделяются в центральной части площади. Отклонение расчетного значения суммарного проницаемого объема от истинного значения в контрольной скв.17 составляет 7 %.

На рис. 3 представлена карта прогнозной удельной эффективной

емкости тюменской свиты. Граничное значение эффективной емкости для выделения перспективных зон принято равным 4. Характер распределения перспективных зон весьма близок к описанному выше, что свидетельствует о наличии на Овальной площади связи между пористостью и проницаемостью коллекторов тюменской свиты. Точность прогноза удельной эффективной емкости в контрольной скважине составляет 8 %.

Сопоставление прогнозных значений емкости в контрольной скважине, полученных с использованием зависимости

Упак = /ГКпЯэф),

где Упак — псевдоакустическая скорость по данным сейсморазведки, и прогнозных значений емкости, рассчитанных на основе спектрально-временной параметризации, свидетельствует о более высокой степени подтверждаемости последних.

Таким образом, применение принципиального положения СВАН о зависимости коэффициентов отражения и соответственно сейсмической записи не только от перепада акустической жесткости, но и от частоты позволило разработать методику определения ФЕС коллекторов в межскважинном пространстве на основе СВАН [4] временных разрезов и спектрально-временной параметризации его результатов (Давыдова Е.А., Копилевич Е.А., Мушин И.А. , 2002; Давыдова Е.А., Копилевич Е.А., Фролов Б.К., 2002).

Использование СВП при прогнозе ФЕС коллекторов в межскважинном пространстве наряду со скоростями, жесткостями и временными интервалами может существенно повысить надежность сейсмических результатов, что имеет большое значение для размещения разведочных и эксплуатационных скважин, а также подсчета запасов УВ.

Литература

1. Авербух А.Г., Кащеев Д.Е., Кирнос Д.Г. Использование имитационного аннилинга для восстановления тонкослоистого строения геологического разреза // Материалы науч.-практ. конф. “Инновационные технологии в области поисков,разведки и детального изучения месторождений нефти и газа”. — М.,2002. — С. 29-34.

2. Копилевич Е.А. Изменение скорости распространения продольных волн в связи с емкостными свойствами коллекторов // Геология нефти и газа. — 1995. - № 8.

3. Копилевич Е.А, Славкин B.C., Зиньковский В.Е. и др. Определение параметра удельной емкости коллектора в межскважинном пространстве // Геология нефти и газа. — 1988. — № 8.

4. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных / И.А.Мушин, Л.Ю.Бродов, Е.А.Козлов, Ф.И.Хатьянов. — М.: Недра, 1990.

5. Перспективные разработки ВНИИгеофизики в области сейсморазведки / О.А.Потапов, Е.А.Козлов, Г.Е.Руденко и др. // Геофизика. — 1994. — № 5.

© Е.А.Давыдова, 2003

Method of determining rock-fluid system of reservoirs within interwell space on the basis of spectral-time parametriza-tion of seismic record is described. Method was tested in the course of studying Middle Jurassic deposits under seismic geological conditions of the Serginsky dome (Oval area) of West Siberia. It is shown that using of spectral-time parameters in prognosis of rock-fluid system of reservoirs within interwell space along with rates, rigidity and time intervals could significantly increase the seismic results reliability that is very important for location of exploratory and development wells as well hydrocarbon reserves evaluation.

OIL AND GAS GEOLOGY, 1‘2003