ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ В СИРИЙСКОМ БАССЕЙНЕ РАСАФА ПО ДАННЫМ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНВЕРСИИ

Оценка параметров нефтегазовых пластов в сирийском бассейне Расафа по данным сейсмической инверсии

Алясеен Мохаммад Саеед Хаммод

аспирант кафедры «Геофизические методы исследований (Геофизики)», Уфимский государственный нефтяной технический университет, m.s.alyaseen@gmail.com

Исследование посвящено выделению карбонатных коллекторов Курачайн Доломит на месторождении бассейна Расафа в Сирии, относящихся к среднему триасу, с использованием данных каротажа скважин и сейсмических данных 2D. В этой работе показано использование ОАИ (относительный акустический импеданс) для обнаружения геологических горизонтов, коллекторов и разрывов в разломах в районе исследований. Показана литологическая вариация в разрезах по ААИ (абсолютный акустический импеданс) и ОАИ, а также обнаружение кровли геологических образований в разрезе за счет лучшего разрешения ОАИ. Показано, что расчленение разреза по коэффициенту общей пористости, полученное путем свертки между импульсом пористости и отражательной способностью пористых пластов, следует геологическому тренду исследуемой нефтегазовой области. Низкая погрешность обучения и высокая адекватность сейсмогеологических моделей реальным объектам позволяют надежно распознавать глинистые и водо-насыщенные пласты. Это дает возможность по сейсмическим данным оценивать свойства коллектора и помогает лучше обосновать и понять латеральные изменения свойств коллектора вдали от скважин.

Ключевые слова: месторождение, пласт, акустический импеданс, пористость, сейсмическая инверсия, бассейн Расафа.

1. Введение

Оценки коэффициентов пористости, проницаемости, глинистости, флюидонасыщенности, толщины нефтегазовых пластов по геофизическим данным играют важную роль в нефтегазовой отрасли Сирии [1]. Пространственная изменчивость петрофизических свойств коллектора может быть определена с использованием имеющихся данных каротажа скважин и сейсмических данных. В неоднородной среде преобразование акустического импеданса в любой из петрофизических параметров не может обеспечить их надежную оценку в сейсмическом разрезе [2]. Многослойное моделирование может выявить сложные нелинейные взаимосвязи физических свойств горных пород по таким параметрам как скорость продольной волны ^р), скорость поперечной волны плотность и отношению Vp/Vs [2]. Предлагаемое исследование направлено на интерпретацию данных каротажа и оценку коэффициента пористости пластов, а также коэффициентов глинистости и водонасы-щенности (Б*,) пластов в бассейне Расафа (палеозойская эра) в Сирии, рисунок 1. Известные добывающие нефтегазовые месторождения в бассейне, а именно; Ду-байсан, Северный Дубайсан, Аль-Калаа, Аль-Агуз, Северный Эль-Себаа, Зинати, Абу-Шула, Аль-Хуссейн, Северный Аль-Хусейн, Делла, Аль-Ваххаб, Расм-Аль-Кум, Аль-Ком, Аль-Дулаа и Твенан. Обобщенная литострати-графия бассейна Рассафа показана на рисунке 2 [3]. Курачайн Доломит и Маркада свиты являются основными производителями углеводородов [4] в бассейне Рас-сафа. Курачайн Инхидрит действует как региональная покрывающая порода в этой области.

Рисунок 1. Иллюстрированная область исследования с распределением основных нефтяных месторождений в бассейне Расафа. Местоположение нефтяного месторождения Делла отмечено черным кружком [по данным Сирийской нефтяной компании].

м о м о

Рисунок 2. Обобщенная стратиграфия бассейна Расафа. Показаны разные свиты с возрастом и обобщенная литология бассейна Расафа [3].

о см о см

О Ш

т

X

<

т О X X

Данное исследование нацелено на выделение карбонатных коллекторов на месторождении Курачайн Доломит бассейна Расафа, относящихся к среднему триасу, с использованием данных каротажа скважин и сейсмических данных 2D. Основное внимание сконцентрировано на геологическом картировании, включая кровлю коллектора и разломы, на создании сейсмического импульса пористости с использованием акустического импульса из сейсмических данных и на генерации разреза в единицах коэффициента пористости. Методика исследований включает редактирование геофизических каротажных данных и их интерпретацию для оценки коэффициентов пористости и глинистости, привязку синтетической модели к поверхностным сейсмическим данным, инверсию абсолютного акустического импеданса (ААИ) и инверсию относительного акустического импеданса (ОАИ) для оконтуривания коллекторов и картирования петрофизических параметров.

2. Район исследования

Район исследований, называемый бассейном Расафа, расположен в центре Сирии в Евфратском грабене. Месторождения разрабатывается подразделениям Сирийской Нефтяной компании. Бассейн Расафа представляет собой

небольшой (в геологическом масштабе) бассейн, расположенный между северо-восточной частью гор северных цепей Пальмиры и восточной частью подъема плато Алеппо. Его иногда называют краевой зоной между северной Пальмирой и плато Алеппо и северо-западным расширением Евфратского грабена.

3. Набор данных каротажа и сейсмики

Данные каротажа по шести скважинам: DL-1, DL-2, DL-3, DL-9, DL-14, DL-19 и сейсмический разрез 2D нами использованы для оценки петрофизических параметров в пласте Курачайн Доломит.

Для обнаружения зон углеводородов нами выполнен анализ данных гамма-каротажа (GR), удельного электрического сопротивления затопляемой зоны (MSFL), поверхностное сопротивление (LLS), глубокое удельное сопротивление (LLD), плотность (рь) и пористость (фп) по показаниям нейтронного каротажа по шести скважинам.

Зоны углеводородов характеризуются по GR в диапазоне от 25 до 60 в единицах GAPI, удельное электрическое сопротивление пласта (LLD) в диапазоне от 1600 до 2000 Омм.

Коэффициент глинистости (V,-) оценивался по шести скважинам по каротажу GR с использованием следующего уравнения [5]:

Ут=-

иитт

где \/г коэффициент глинистости, GR - текущие показания аппаратуры гамма-каротажа; GRmin - показания аппаратуры напротив плотных пластов - значение матричного гамма-излучения, а GRmax - максимальное значение гамма-излучения (показания аппаратуры гамма-каротажа напротив чистых глин).

Коэффициент общей пористости оценивается с использованием аппаратуры плотностного гамма-гамма-каротажа по формуле [5]:

<9 =

где рта - плотность матрицы, а р^- плотность жидкости.

Используя уравнения. (1) и (2), водонасыщенность (Б*) рассчитывается по формуле (3) с использованием индонезийской модели PouponeLeveaux [6].

2 п"1/2

5 =

Рисунок 3. Типичные результаты традиционного каротажа, показывающие углеводородные зоны с глинистостью и во-донасыщенностью в выбранных интервалах глубины скважин ОЫ, 01-2, 01-3, 01-9

На рисунке 3 показаны измеренные значения параметров Vг и Б* для выбранных зон углеводородов, которые находятся в диапазоне от 4% - 18% и 12% - 41% соответственно.

Скорость продольной волны ^р) и каротаж плотности на скважины DL-14 используется для привязки сейсмических данных к поверхности для создания синтетической сейсмограммы. Сейсмический импульс, извлеченный из сейсмических данных после совместной обработки данных в течение 1000-1200 мс, и отредактированные каротажные диаграммы были использованы для создания синтетической сейсмограммы с нулевым выносом.

Вдоль сейсмического профиля выбраны четыре горизонта путем корреляции сейсмических событий и привязки их времен к данным каротажа скважины DL-14, как показано на рисунке 4.

где сре - коэффициент эффективной пористости, рассчитанный как фе =фа„( 1- Кг), фау - среднее значение коэффициента пористости по данным нейтронного и

плотностного гамма-гамма-каротажа фау = 2 ;

йг - удельное электрическое сопротивление пласта глины, равное 5 Омм;

- удельное сопротивление пластовой воды (0,6

Омм);

й£ - удельное электрическое сопротивление пласта, полученное на основе отклика каротажа глубокого сопротивления (LLD).

Рисунок 4. (а) Интерпретированный сейсмический разрез, показывающий четыре сейсмических горизонта, разломы и местоположения скважин; (Ь) окно привязки скважины к сей-смике с использованием скважины 01-14 вместе с вычисленным рядом коэффициентов отражения, синтетической сейсмограммой и извлеченным импульсом.

Местоположение скважины DL-14 показано на сейсмическом разрезе с разломами (рисунок 4а). На рисунке 4Ь показаны плотность и скорость продольных волн, ряды отражательной способности, сейсмический импульс и синтетическая сейсмограмма в интервале времени от 900 до 1300 мс.

4. Идентификация коллектора по акустическому импедансу.

На основе модели сейсмической инверсии построен разрез абсолютного акустического импеданса (ААИ) с использованием имеющихся сейсмических данных (после суммирования) в районе исследований. Процедура инверсии включает в себя калибровку сейсмических данных, оценку сейсмического импульса, создание низкочастотных моделей [7]. Акустический импеданс (АИ) варьируется от 5000 до 11000 (г/см3)(м/с) в разрезе ААИ (рисунок 5а).

Акустический импеданс может использоваться для оценки коэффициентов пористости, глинистости, флюи-донасыщенности.

Используется инверсии относительного акустического импеданса (ОАИ) позволяет выделять кровлю пластов-коллекторов и разломов. ОАИ не включает низкочастотную модель, как в инверсии ААИ.

Таким образом, это приводит к инверсии, которая ограничена полосой пропускания входных сейсмических данных [8]. Инверсия ОАИ преобразует сейсмические

X X

о

го А с.

X

го т

о

м о м о

о см о см

о ш т

X

3

<

т О X X

амплитуды непосредственно в акустический импеданс. Когда низкие частоты удаляются из набора данных абсолютного импеданса (рисунок 5а), результатом является относительный импеданс, как показано на рис. 5Ь.

Рисунок 5. (а) Разрез инвертированного абсолютного акустического импеданса (аАи), содержащий скважину 01-19; (Ь) Разрез относительного акустического импеданса (ОАИ) отображает интерпретацию кровли пласта и коллектора в пласте Курачайн Доломит, разломах и скважине й^19.

Инвертированный разрез ОАИ вместе с данными скважины предоставляет дополнительную информацию для определения границ продуктивных пластов. Метод ОАИ позволил улучшить методику выделения карбонатных коллекторов в бассейне Рассафа по сравнению с методом ААИ. Временной интервал 850-950 мс соответствует пласту Рутба, где видны чередующиеся пропла-сти глины и песчаник.

Кровля пласта Курачайн Доломита обнаружена по времени около 1050 мс. Его верхняя часть идентифицируется с положительными значениями ОАИ (на рисунке 5 коричнево-желтые цвета) вместе с их латеральной непрерывностью. Другие боковые непрерывные элементы голубоватого цвета ниже 1150 мс соответствуют вершине пласта Аманус Щел.

Видно, что коллектор в пределах 1050-1200 мс в пласте Курачайн Доломит был лучше идентифицирован методом ОАИ, чем методом ААИ. Пласты глин характеризуются сильными положительными значениями ОАИ (коричнево-желтый цвет) с хорошей непрерывностью, тогда как водоносные пласты характеризуются отрицательными значениями ОАИ (темно-синий цвет). На разрезе ОАИ выявлен интервал углеводородов 1070-1150 мс, за которым следует водоносная зона из скважины DL-19 в пласте Курачайн Доломит. Кровля этого пласта отмечена на отметке 1024 мс по скважине DL-19 (рисунок 5Ь). Кровля пласта определена в сейсмическом разрезе по скважинам DL-1 и DL-14. Коллектор выделен в интервале времени 1050-1150 мс. Помимо выделения коллектора в сейсмическом разрезе может быть использован для приблизительной оценки коэффициентов пористости, глинистости и водонасыщенности.

5. Оценка коэффициента пористости пластов

Существует несколько методик оценки коэффициента пористости пластов по сейсмическим данным (после суммирования и до суммирования данных), а именно; преобразование акустического импеданса (АИ), моделирование многослойной нейронной сети и свертка импульса пористости с рядом отражательной способности [9, 10]. Некоторые авторы использовали гамма-тест для выбора входных параметров модели нейронной сети для оценки пористости и проницаемости [2]. Отношение между АИ и коэффициентом пористости по данным каротажа для всех имеющихся скважин на месторождении Делла имеет неудовлетворительную степень соответствия = 0,31).

Зависимость акустического импеданса от коэффициента общей пористости, полученная по данным плот-ностного гама-гамма-каротажа, показана на рисунке 6а. Она зависит от литологии и не может быть использована для оценки коэффициента пористости по сейсмическим данным из-за большой погрешности.

Другая методика оценки коэффициента пористости с использованием импульса пористости была предложена геофизиками Мавир и Рамуссен 1995 [11, 12]. Некоторые авторы оценивали коэффициент пористости по сейсмическим данным после их коррекции по данным каротажа, используя метод импульса пористости. Этот метод был использован для оценки коэффициента пористости с использованием отражательной способности пористых пластов и импульса пористости.

Коэффициент общей пористости вычисляется по данным плотностного гамма-гамма-каротажа по скважинам в бассейне Расафа (месторождения Делла), с использованием уравнения (2).

Вилли и другие (1956) предложил формулу для скорости (V) пористой породы как

где, <р, гу и рт обозначены коэффициент общей пористости, скорость волн в жидкости и скорость волн в матрицы соответственно.

Рисунок 6. (а) График зависимости рассчитанного акустического импеданса и пористости, полученной из скважин по плот-

ности; (б) корреляция между акустической отражательной способностью и отражательной способностью пористости скважин (с коэффициентом корреляции n = -0.20); (c) извлеченный импульс для инверсии акустического импеданса (красный) и инверсии пористости (синий), показывающих противоположную полярность друг другу в бассейне Расафа.

Акустический импеданс (z) пористой породы, где плотность и скорость в жидкости меньше, чем в матрице, можно определить по следующей формуле [12]

log

Предложена другая модель, в которой плотность и скорость матрицы намного больше, чем соответствующее значение для жидкости [12].

log

где Zo и n обозначают точку пересечения оси z и наклон прямой соответственно/

Акустическая отражательная способность (rz) между слоем i и слоем i+1 определяется известным уравнением [10]:

r2=^

Коэффициент отражения пористости (rz) определен Рамуссеном и Мавиром [12] как:

r<p =2

Предполагая более медленные изменения первого члена правой части уравнения (6) чем второго члена, это приводит к следующему соотношению между коэффициентами отражения АИ и коэффициентами пористости

rv= nrm

Уравнение (9) используется статистически для определения наклона п, называемого коэффициентом корреляции между отражательной способностью АИ и отражательной способностью пористости, с использованием значений каротажа по скважинам.

Рисунок 7. Разрез инвертированной пористости из сейсмических данных с использованием импульса пористости, содержащего скважину й^14.

Для этого коэффициент отражения АИ (ъ) и коэффициент отражения пористости (г9) были рассчитаны для скважин, имеющихся на нефтяном месторождении Делла, с использованием данных каротажа, и их кросс-диаграмма показана на рис. 6Ь. На этом рисунке показано значение согласия ^2) 0,73 с соотношением между Ге и г9. Здесь п имеет отрицательный наклон 0,20. Импульс пористости (рис. 6с) определяется умножением обычного импульса АИ на это значение п [12].

Импульс 'оцененной пористости свертывается с рассчитанной отражательной способностью пористости скважины DL-14 для привязки скважины к сейсмической информации. Полученный импульс и модель низкочастотной пористости позволяют реализовать сейсмическую инверсию. График анализа погрешности инверсии на основе модели для пористости показывает хорошее соответствие между инвертированным и вычисленным каротажем пористости со среднеквадратической погрешностью (RMS) 0,18. Результаты сейсмической инверсии на основе модели показывают прогнозируемый разрез пористости со значением коэффициента пористости до 12,5% (рисунок 7).

Результаты и выводы.

1. По данным сейсмической инверсии оценены параметры пластов на месторождениях бассейна Расафа. Из сейсмического разреза выделены четыре сейсмические зоны с временами: 850-950 мс; около 1050 мс; ниже 1150 мс; 1050-1200 мс (рисунок 4). Изменение акустического импеданса в разрезе ААИ связано с аргиллитом, алевролитом, песчаником и глинистым песчаником со сланцем, сланцем, алевролитом с тонким песчаником, аргиллитом и глинистым известняком. Зона с высоким AAI возникает около времен 1050 мс в диапазоне импеданса от 9500 до 11000 (г/см3)(м/с). Зона низкого ААИ наблюдается между 900 мс и 950 мс и между 1200 мс и 1250 мс в диапазоне от 5000 до 8000 (г/см3)(м/с) (рисунок 5a). АИ варьируется от 8500 до 9500 (г/см3)(м/с) в пласте Курачайн Доломит. Изменения сейсмического отражения или импеданса связаны с основными литоло-гическими изменениями между соседними слоями горных пород. Разрывы наблюдаются в местах разломов в разрезе ОАИ. Вершины резервуаров в Курачайн Доломит отмечены в разделе ОАИ с коэффициентом пористости до 12,5% (рисунок 7).

2. Показана возможность использования ОАИ для обнаружения коллекторов и разрывов в разломах в районе Курачайн Доломит. Литологическая вариация наблюдается в исследованиях методами ААИ и ОАИ. Кровля геологических образований обнаружена методом ОАИ с повышенным разрешением. Коэффициент общей пористости получен путем свертки между импульсом пористости и отражательной способностью пористого пласта и следует геологическому тренду исследуемой области. Низкая погрешность обучения и высокая адекватность сейсмогеологических моделей реальным объектам позволяют надежно распознавать глинистые и водонасыщенные пласты. Это дает возможность по сейсмическим данным оценивать свойства коллектора и помогает лучше обосновать и понять латеральные изменения свойств коллектора вдали от скважин.

Литература

1. Saadu, Y.K., Nwankwo, C.N., 2018. Petrophysical evaluation and volumetric estimation within Central swamp depobelt, Niger Delta, using 3-D seismic and well logs. Egyptian Journal of Petroleum 27 (4), 531e539. https://doi.org/10.1016/j.ejpe.2017.08.004.

2. Iturrarán-Viveros, U., Parra, J.O., 2014. Artificial neural networks to estimate permeability, porosity and intrinsic attenuation using seismic attributes and well-log data. Journal of Applied Geophysics 107, 45-54.

3. Brew G., Barazengi M., Al-Maleh KH., Sawaf T. Tectonic and Geologic Evolution of Syria // GeoArabia. Gulf Petrolink Bahrain. 2001. Vol. 6. No. 4.

X X

о го А с.

X

го m

о

to о м о

о сч о сч

4. Алясеен М.Х., Аани Я. Нефтегазоносность Ев-фратского грабена в Сирии // журнал «НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО». 2019. том 17. № 6. С 6-14.

5. Bateman, R.M., 1985. Open hole Log Analysis and Formation Evaluation. Pretice Hall PTR, New Jersey, p. 647

6. Poupon, A., Leveaux, J., 1971. Evaluation of water saturation in shaly formations. In: Trans. SPWLA 12th Annual Logging Symposium, pp. 1-2.

7. Hampson, D., Schuelke, J., Quirein, J., 2001. Use of multi-attribute transforms to predict log properties from seismic data. Geophysics 66, 220-236.

8. Castro de Matos, M., Penna, R., Johann, P., Marfurt, K., 2014. Relative acoustic impedance from wavelet transform. Interpretation 2 (1), 107-118.

9. Das, B., Chatterjee, R., 2016. Porosity mapping from inversion of post-stack seismic data. Georesursy 18, 306313.

10. Das, B., Chatterjee, R., Singha, D.K., Kumar, R., 2017. Post-stack seismic inversion and attribute analysis in shallow offshore of Krishna-Godavari basin, India. Journal of the Geological Society of India 90, 32-40.

11. Maver, K.G., Rasmussen, K.B., 1995. Seismic inversion for reservoir delineation and description. In: Society of Petroleum Engineers Technical Conference and Exhibition, Bahrain, Paper Id: SPE 29798.

12. Rasmussen, K.B., Maver, K.G., 1996. Direct inversion for porosity of post stack seismic data. In: European 3-D Reservoir Modeling Conference. Society of Petroleum Engineers, Stavanger. SPE 35509.

13. Wyllie, M.R.J., Gregory, A.R., Gardner, G.H.F., 1956. Elastic wave velocities in heterogeneous and porous media. Geophysics 21, 40-70.

Estimation of the parameters of oil and gas reservoirs in the

Syrian Rasafa basin using seismic inversion data Alyaseen Mohammad Saeed Hammod

Ufa State Petroleum Technological University The study focused on the identification of the Middle Triassic Kurachain Dolomite carbonate reservoirs in the Rasafa Basin in Syria using well logs and 2D seismic data. This paper demonstrates the use of RAI (Relative Acoustic Impedance) to locate geologic horizons, reservoirs in the Kurachain Dolomite, and faults in the study area. Lithological variation is observed in the sections of the aAi (absolute acoustic impedance) and RAI. The top of the geological formations was found in the RAI section due to the better resolution. The total porosity section, obtained by convolution between the porosity impulse and the porosity reflectivity, follows the geological trend of the study area. Low learning error and validation errors allow for reliable predictions of clay content and water saturation. This assumes that reservoir properties can be estimated from seismic data and helps to better understand lateral changes in reservoir properties away from wells. Key words: field, reservoir, acoustic impedance, porosity, seismic inversion, Rasafa basin.

References

1. Saadu, Y.K., Nwankwo, C.N., 2018. Petrophysical evaluation and

volumetric estimation within Central swamp depobelt, Niger Delta, using 3-D seismic and well logs. Egyptian Journal of Petroleum 27 (4), 531e539.

https://doi.org/10.1016/j.ejpe.2017.08.004.

2. Iturraran-Viveros, U., Parra, J.O., 2014. Artificial neural networks

to estimate permeability, porosity and intrinsic attenuation using seismic attributes and well-log data. Journal of Applied Geophysics 107, 45-54.

3. Brew G., Barazengi M., Al-Maleh KH., Sawaf T. Tectonic and

Geologic Evolution of Syria // GeoArabia. Gulf Petrolink Bahrain. 2001. Vol. 6.No. 4.

4. Alyaseen M.Kh., Aani Y. Oil and gas potential of the Euphrates

graben in Syria // Journal "Oil and Gas Business". 2019.vol. 17.No. 6. C 6-14.

5. Bateman, R.M., 1985. Open hole Log Analysis and Formation

Evaluation. Pretice Hall PTR, New Jersey, p. 647

6. Poupon, A., Leveaux, J., 1971. Evaluation of water saturation in

shaly formations. In: Trans. SPWLA 12th Annual Logging Symposium, pp. 1-2.

7. Hampson, D., Schuelke, J., Quirein, J., 2001. Use of multiattribute transforms to predict log properties from seismic data. Geophysics 66,220-236.

8. Castro de Matos, M., Penna, R., Johann, P., Marfurt, K., 2014.

Relative acoustic impedance from wavelet transform. Interpretation 2 (1), 107-118.

9. Das, B., Chatterjee, R., 2016. Porosity mapping from inversion of

post-stack seismic data. Georesursy 18, 306-313.

10. Das, B., Chatterjee, R., Singha, D.K., Kumar, R., 2017. Poststack seismic inversion and attribute analysis in shallow offshore of Krishna-Godavari basin, India. Journal of the Geological Society of India 90, 32-40.

11. Maver, K.G., Rasmussen, K.B., 1995. Seismic inversion for reservoir delineation and description. In: Society of Petroleum Engineers Technical Conference and Exhibition, Bahrain, Paper Id: SPE 29798.

12. Rasmussen, K.B., Maver, K.G., 1996. Direct inversion for porosity of post stack seismic data. In: European 3-D Reservoir Modeling Conference. Society of Petroleum Engineers, Stavanger. SPE 35509.

13. Wyllie, M.R.J., Gregory, A.R., Gardner, G.H.F. 1956. Elastic wave velocities in heterogeneous and porous media. Geophysics 21, 40-70.

О Ш

m x

<

m о x

X