СПОСОБ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРА ЗАТУХАНИЯ ВОЛНОВОГО ПОЛЯ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТА В МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПРИ ПОСТРОЕНИИ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
METHOD OF ESTIMATING WAVE FIELD ATTENUATION PARAMETER FOR DETERMINING HYDROCARBON SATURATION OF FORMATION IN BOREHOLE SPACE IN CONSTRUCTING GEOLOGICAL MODEL

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения насыщенности геологической среды в межскважинном пространстве из данных сейсморазведки и учете полученной информации при прогнозировании геологических свойств. Предложенный способ может быть использован для анализа изменения строения целевых геологических пластов и моделирования трещиноватости, литологических изменений или насыщенности на основании изменения частотного состава сейсмического волнового поля. Графическое изображение областей изменения частотного состава отображается на основании вычисленного приращения доминантной частоты при прохождении волн через целевой интервал. Прогноз насыщения осуществляется путем статистического анализа приращения доминантной частоты и априорной информации о насыщении среды в точках скважин при их наличии.
Геологической основой заявленного предложения является то обстоятельство, что свойства геологической среды (литологический состав, флюидонасыщение, трещиноватость, мощность пластов) оказывают влияние на частотный состав колебаний распространяющихся упругих волн. Вследствие этого изучение частотного состава целевых отраженных волн по площади позволяет связать приращение доминантного значения частоты с изменением геологических свойств (насыщением).
Наиболее близким к заявленному является способ обнаружения углеводородов с использованием анализа спектральных отношений (WO 2008/130978 А1)
Сущность способа заключается в том, что способ обнаружения углеводородов включает в себя получение данных сейсмических трасс для интересующей области и обработки данных сейсмической трассы для вычисления Спектра суммарного сигнала для каждого из множества местоположений в интересующей области. Система обнаружения углеводородов содержит программу, для получения данных сейсмической трассы для интересующей области и обработки данных сейсмической трассы для вычисления Спектра суммарного сигнала для каждого из множества местоположений в интересующей области.
Отличиями предлагаемого изобретения от известных является оценка затухания волнового поля путем осуществления следующих действий:
- использование методики машинного обучения для получения наиболее точной оценки спектра;
- использование оценки сейсмического импульса по акустической модели скважины для повышения точности спектра;
- применение специальной технологии подавления интерференционных эффектов в спектре;
- применение технологии усиления спектральных максимумов для получения более точной оценки доминантной частоты;
- для оценки затухания волнового поля используется разностная характеристика, полученная путем вычитания оценки доминантной частоты выше и ниже целевого пласта. Данный подход позволяет оценить изменение энергии отраженных волн при прохождении целевого интервала и дает возможность расчета параметра затухания. Степень затухания доминантной частоты поля может быть использована для более точного построения геологической модели;
- для оценки насыщения пород пласта выполняется анализ распределения параметра затухания. Для этого выполняется статистический анализ полученной оценки затухания и априорной информации о насыщении пород по скважинам. Строиться функциональная зависимость между затуханием и углеводородным насыщением пород. С учетом полученной функциональной зависимости осуществляется прогноз углеводородного насыщения в межскважинном пространстве. Основной проблемой является повышение надежности выявления и картирования областей с разными геологическими свойствами, оказывающими влияние на поглощение энергии упругих колебаний, что позволяет осуществить более надежное заложение разведочных и эксплуатационных скважин.
Технический результат - повышение эффективности и достоверности прогноза углеводородного насыщения пластов, за счет учета информации о поглощающих свойствах среды при построении геологической модели.
Разработан способ оценки параметра затухания волнового поля для определения углеводородного насыщения пластов в межскважинном пространстве при построении геологической модели.
Сущность способа заключается в получении сейсмических данных по изучаемой площади, построении акустической модели скважины, сравнении сейсмических данных трассы суммарного волнового поля и акустической модели. При коэффициенте корреляции более 0.7, определяется оптимальный сейсмический сигнал, на основании математических вычислений определяют доминантные значения частоты по сейсмическим сигналам, после чего определяют приращение доминантных частот волнового поля, получают данные о параметре затухания, вычисляют функциональную связь параметра затухания и насыщенности пласта по скважинным данным, которые сравнивают с априорной информацией об углеводородном насыщении пород пласта, осуществляют прогноз насыщения в межскважинном пространстве и зонах незатронутых бурением. Полученный прогноз насыщения используют при построении геологической модели для подсчета запасов углеводородов по пласту.
Оценку параметра затухания волнового поля используют для определения поглощающих свойств среды при построении геологической модели.
Используя данные сейсморазведки и результаты исследования скважин, рассчитывают по сейсмическим данным параметры доминантной частоты, несущие в себе косвенную информацию о поглощающих свойствах геологической среды в заданном временном (глубинном) целевом интервале, а по скважинным данным составляют суждение о геологических свойствах (литологический состав, тип флюида в порах, фациальная принадлежность, трещиноватость и пр.) соответствующих геологических пластов. Далее вычисляют приращение доминантной частоты суммарного волнового поля после прохождения упругих волн целевого интервала, результат вычислений отображается в виде карты приращения доминантной частоты. Прогноз выполняется путем совместного статистического анализа значений приращения доминантной частоты и целевых геологических параметров (насыщенности). По результатам статистического анализа делают суждение о связи параметра затухания с параметром геологической среды (насыщением), при наличии статистической достоверной функциональной связи выполняют прогноз по площади исследования
Способ содержит этапы, на которых:
- принимают данные для упругих волн в зоне интереса;
- вычисляют по средствам устройства обработки данных суммарный массив по методу ОГТ; (Метод ОГТ базируется на допущении о коррелируемости волн)
- осуществляют оценку сейсмического сигнала по акустической модели скважины, расположенной в зоне интереса;
- формируют словарь сигналов для разложения по рассматриваемому спектру частот;
- вычисляют коэффициенты разложения по словарю для каждого элемента суммарного волнового поля;
- вычисляют значение доминантных частот для каждого элемента суммарного массива ОГТ;
- формируют массив доминантных частот
- вычисляют приращение доминантной частоты выше и ниже целевого интервала
- определяют области изменения доминантного значения частоты (параметр затухания)
- вычисляют функциональную связь параметра затухания и насыщенности пласта по скважинным данным
- осуществляют прогноз насыщения в межскважинном пространстве
- выполняют построение геологической модели на основании полученной информации о распространении насыщения
- оценивают запасы углеводородов по пласту/залежи Пошаговый алгоритм технологии:
1) Получение сейсморазведочных данных МОГТ 2D/3D в изучаемом районе;
2) Обработка сейсморазведочных данных с получением суммарного волнового поля;
3) Выделение области интереса на суммарном поле - интерпретация отражающего горизонта (ОГ), отвечающего целевому геологическому комплексу;
4) Определение вейвлета (амплитудного и фазового спектра) по результатам совместного анализа суммарного волнового поля и скважинных данных;
5) Анализ ширины спектра области интереса с применением преобразования Фурье в широком окне (0.5 секунды) - определение минимальной и максимальной информативной частоты в спектре суммарного волнового поля;
6) Выбор вейвлета основывается на п. 4, либо используется элементарный вейвлет Риккера с фазовым спектром, отвечающим суммарному волновому полю;
7) Создание словаря вейвлетов для заданного диапазона частот, по результатам п. 5;
8) Получение коэффициентов разложения по словарю (п. 7) для каждой трассы суммарного волнового поля;
9) Преобразование коэффициентов разложения (п. 8) в частотно-временной спектр с учетом словаря (п. 7) для каждой трассы суммарного волнового поля;
10) Определение доминантной частоты для каждого дискрета времени по частотно-временному спектру (п. 9) для каждой трассы суммарного волнового поля;
11) Формирование трассы, содержащей значение доминантной частоты (п. 10) для соответствующих дискретов времени по каждой трассе суммарного волнового поля;
12) Определение значения доминантной частоты в интервале выше целевого ОГ в виде карт значений для каждой трассы суммарного волнового поля;
13) Определение значения доминантной частоты в интервале ниже целевого ОГ в виде карт значений для каждой трассы суммарного волнового поля;
14) Расчет разностной карты, путем вычитания значений карты доминантной частоты ниже целевого ОГ (п. 13) из значений карты доминантной частоты выше целевого ОГ (п. 12);
15) Совместный анализ полученной карты относительного изменения доминантной частоты (п. 14) с априорной геологической информацией о насыщении УВ целевого интервала/трещиноватости и др.
16) Определение функциональной связи по результатам анализа (п. 15)
17) Получение прогнозного насыщения из параметра затухания (п. 14) на основании функциональной связи (п. 16)
18) Получение геологический модели на основании карты прогнозного насыщения (п. 17)
19) Определение запасов углеводородов на основании геологически модели (п. 18) Пример осуществления способа:
В качестве примера использовано месторождение N. Целевым объектом для оценки запасов нефти выступает пласт К.
На месторождении получены данные сейсморазведки МОГТ ЗД на площади 220 кв.км путем возбуждения и приема упругих волн в зоне интереса. Также получены данные по 32 скважинам (измерения насыщенности пород целевого интервала), расположенных на площади исследования.
Проведена обработка сейсморазведочных данных МОГТ с получением суммарного волнового поля.
С целью определения вейвлета выполнена привязка скважины к волновому полю, коэффициент корреляции составил 0.77 (Рис. 1), что позволяет определить сейсмический сигнал. Пример увязки скважинной модели (синий цвет) и сейсмической трассы (красный цвет).
На Рис. 2 Исходное волновое поле и на Рис. 3 Значения доминантной частоты по трассам волнового поля - наличие сигнала позволило применить алгоритм расчета доминантных частот по имеющемуся волновому полю.
С использованием куба доминантных частот определены значения доминантной частоты выше и ниже целевого интервала в виде карт значений для каждой трассы суммарного волнового поля.
На Рис. 4 представлена Карта параметра затухания (черные квадраты - имеющиеся скважины)
Используя разработанный алгоритм выполнена оценка параметра затухания по площади вдоль целевого интервала (Рис. 4) путем расчета разностной карты доминантных частот.
Совместный анализ параметра затухания и нефтенасыщенной мощности позволил установить функциональную связь между этими параметрами с коэффициентом корреляции около 0.7 (Рис. 5) Связь величины насыщенной мощности и параметра затухания в точках скважин).
Полученная функциональная связь позволила построить карту прогнозного значения насыщения из параметра затухания, которая в дальнейшем встраивалась в геологическую модель распространения насыщенных коллекторов по площади исследования (Рис. 6) Модель распространения насыщенных коллекторов на площади исследования).