Повышение геологической эффективности сейсмических исследований на месторождениях нефти и газа на основе комплексного изучения отраженных, рассеянных и эмиссионных сейсмических волн тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Абдельхалим Ахмед Абдельфаттах Радван

• Абдельхалим Ахмед Абдельфаттах Радван
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Абдельхалим Ахмед Абдельфаттах Радван

Содержание

Введение

Глава 1. Анализ современной методологии сейсморазведки

1.1 Обзор и анализ современного состояния эффективности геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ

1.2 Оценка основных причин отсутствия роста эффективности геологоразведочных работ

1.3 Основные причины отсутствия притока углеводородов (УВ) в поисково-разведочных скважинах

1.4 Совершенствование методологии сейсморазведки для повышения эффективности геолого-разведочных работ

1.5 Вывод

Глава 2. Методы и технологии изучения трещиноватости массивов горных пород

2.1 Актуальность изучения трещиноватости

2.2 Общие характеристики трещин и трещиноватости

2.3 Закономерности распределения трещиноватости в геосреде

2.3.1 Общее увеличение трещиноватости осадочных пород с глубиной

2.3.2 Увеличение среднего значения и дисперсии (для площади) трещиноватости

2.3.3 Формирование ортогональных систем трещиноватости

2.3.4 Основную структуру 3Э-поля трещиноватости определяет напряжённо-деформированной состояние

2.3.5 Изменение трещиноватости во времени обусловлено, в основном, вариацией гравитационных сил

2.4 Сейсмические волны и методы изучения трещиноватости в геосреде34

2.4.1 Методы, использующие отражённые волны

2.4.2 Методы, использующие волны МСЭ

2.4.3 Методы, использующие рассеянные волны

2.5 Краткая характеристика сейсмической технологии СЛБО

2.6 Перечень прикладных задач, решаемых по результатам изучения трещиноватости геосреды

2.7 Выводы

Глава 3. Методы и технологии изучения флюидосодержания геологической среды

3.1 Исторический аспект развития направления «прямых поисков» залежей УВ

3.2 Признаки УВ-содержания в сейсмическом волновом поле

3.2.1 Признаки отражённых волн

3.2.2 Использование волн микросейсмической эмиссии (МСЭ)

3.3 Методы и технологии «прямых поисков» в сейсморазведке

3.3.1 Использование отраженных волн

3.3.2 Использование волн МСЭ

3.4 Прикладные задачи, решаемые в технологии СЛОЭ

3.5 Выводы

Глава 4. Комплексирование сейсмических технологий

4.1 Поиск месторождений нефти и газа. Решаемые задачи и примеры

4.1.1 Комплексные сейсмически исследования на поисковой площади в штате Техас, США

4.1.2 Пример обработки материалов СЛБО, полученных в штате Оклахома, США

4.2 Разведка месторождений нефти и газа. Решаемые задачи и примеры

4.2.1 Пример комплексирования работ ОГТ, СЛБО, Анчар на Акобинском месторождении, Оренбургская обл

4.2.2 Пример проведения работ СЛОЭ на нефтяном месторождении в США, штат Техас

4.3 Разработка месторождений нефти и газа. Решаемые задачи и примеры

4.3.1 Пример переобработки морских сейсморазведочных данных 3D по технологии СЛБО (месторождение на шельфе Вьетнама)

4.3.2 Пример выполнения комплекса сейсмических исследований на месторождении в Республике Татарстан

4.3.3 Пример выполнения комплекса сейсмических исследований на Оренбургском НГКМ

4.4 Выводы

Заключение

Список сокращений

Список литературы

Список иллюстраций

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение геологической эффективности сейсмических исследований на месторождениях нефти и газа на основе комплексного изучения отраженных, рассеянных и эмиссионных сейсмических волн»

Введение

Актуальность темы

Сейсморазведка ведущий геофизический метод геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ. Это обусловлено высокими точностью и разрешённостью сейсмических исследований и, как следствие, хорошему соответствию результатов этих исследований реальному строению геологической среды. Наряду с бурением глубоких скважин, сейсморазведка уже почти столетие является важнейшим элементом ГРР. Пространственные координаты для заложения поисково-разведочных скважин определяют, в первую очередь, по результатам сейсморазведки, определяя положение ловушки возможного скопления углеводородов (УВ) в осадочной толще. Основным показателем эффективности выполнения ГРР является «успешность» бурения скважин, т.е. получение рентабельного притока УВ во вновь пробуренных скважинах. Для повышения этого показателя в сейсморазведке постоянно совершенствуют методику, технологии, информационную базу, аппаратурно-техническое оснащение, программно-математическое обеспечение и т.д. Однако за последние 30-40 лет, по данным отечественной и мировой статистики, эффективность ГРР для месторождений нефти и газа, исключая сланцевые объекты, почти не меняется и составляет ~35% для неразбуренных поисковых площадей и ~65% для разбуренных площадей -разведуемых месторождений. Если учесть, что по результатам сейсморазведки закладывают поисково-разведочные скважины, то главная причина невысокой успешности их бурения заключается в недостатках методологии сейсморазведки, основными положениями которой являются цель исследования, решаемые задачи для достижения цели и средства (технологии) решения задач. Целью современной сейсморазведки является «...исследование геологического строения земной коры...» [15]. А для повышения эффективности ГРР на нефть и газ целью сейсмических исследований должно быть выявление и детализация строения УВ-содержащего объекта. Кроме того, необходимо получать информацию о наличии зон открытой трещиноватости коллектора, чтобы

гарантированно получить приток УВ в пробуренной скважине. Достоверное решение указанных задач возможно на основе выявления доминантной зависимости между указанными характеристиками геологической среды и атрибутами сейсмических волн разного класса (генезиса). В настоящее время для изучения строения геологической среды традиционно применяют зеркально отраженные волны, а для изучения трещиноватости и УВ-содержания наиболее эффективно использовать атрибуты рассеяно отраженных волн и волн микросейсмической эмиссии (МСЭ).

Таким образом, для повышения геологической эффективности сейсморазведки, автор предлагает выполнение комплексных исследований на основе использования отражённых, рассеянных и эмиссионных волн. Для выделения данных волн в наблюдаемом сейсмическом волновом поле и их позиционирования в геологическом пространстве проведен анализ возможностей современных технологий обработки сейсмической информации, а также комплексирования атрибутов различных типов волн для получения качественных результатов не только при поиске и разведке, но и при разработке месторождений нефти и газа.

Целью данной работы является совершенствование методологии сейсмических исследований для повышения эффективности поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа на основе комплексного изучения строения, типа флюидосодержания и трещиноватости геологической среды, используя сейсмические волны разных классов (отраженные, рассеянные и эмиссионные) и соответствующие технологии для их выделения и позиционирования.

Задачи исследования:

1. Обзор и анализ современного состояния эффективности ГРР на нефть и газ и оценка основных причин отсутствия роста этой эффективности.

2. Изучение характеристик геологической среды, которые позволяют повысить эффективность ГРР, и их влияние на атрибуты сейсмических волн разного класса.

3. Анализ эффективности сейсмических технологий, использующих рассеянные и эмиссионные волны для изучения трещиноватости и УВ-содержания геологической среды соответственно.

4. Разработка и опробование оптимального комплекса сейсмических исследований для повышения эффективности ГРР на основе применения технологий, использующих отраженные, рассеянные и эмиссионные волны.

5. Анализ и оценка специфики комплексирования сейсмических исследований, использующих волны разного класса, и спектров решаемых задач при поиске, разведке и разработке месторождений УВ.

Научная новизна:

1. Обоснована необходимость совершенствования методологии сейсмических исследований для повышения эффективности ГРР на основе изучения не только ловушки возможного скопления нефти и газа, но и дополнительного изучения типа флюидосодержания и открытой трещиноватости геологической среды, используя для этого сейсмические волны МСЭ и рассеянного отражения, соответственно.

2. Показана целесообразность применения комплекса сейсмических технологий, использующих сейсмические волны разных классов (отражённые, рассеянные и эмиссионные), для существенного расширения спектра решаемых задач как при поиске и разведке, так и при разработке месторождений нефти и газа.

3. Показана возможность построения 2D- и 3D-моделей трещиноватости и типа флюидонасыщения геосреды по рассеянным и эмиссионным волнам на основе переобработки сейсмических материалов МОГТ, полученных по стандартным схемам наблюдения 3D.

Практическая значимость:

1. Показано, что основными причинами отсутствия притока УВ в поисково-разведочных скважинах, пробуренных по данным сейсморазведки МОГТ, являются не только недостаточно достоверные структурные построения, но и отсутствие информации об УВ-содержании и открытой трещиноватости геосреды при определении координат заложения поисковой или разведочной скважины.

2. Разработана и опробована методология сейсморазведки, основанная на комплексном использовании волн разных классов для повышения геологической эффективности ГРР на нефть и газ.

3. Показана возможность применения сейсмических локаторов нормального и бокового обзоров для выделения и позиционирования рассеянных волн и атрибутов волн МСЭ, используя исходную сейсмическую информацию МОГТ-3Э.

4. Комплексные сейсмические исследования, использующие волны разных классов, выполнены на поисковых площадях, разведуемых и разрабатываемых месторождениях УВ в России и за рубежом (в США и Вьетнаме). Результаты этих исследований позволили получить новую информацию о пространственном распределении флюидонасыщения и трещиноватости коллекторов.

Защищаемые положения:

1. Для существенного повышения вероятности получения притока УВ в скважинах, пробурённых по результатам современной сейсморазведки, недостаточно достоверной информации о строении геологической среды. Необходимы дополнительные сейсмические исследования для изучения неоднородности и неравномерности флюидонасыщения геологической среды и распределения в ней открытой трещиноватости.

2. Изучение 3D- и 4D-распределения трещиноватости в геосреде по сейсмическим рассеяно отражённым волнам является наиболее достоверным и эффективным, поскольку позволяет не только выделять в УВ-насыщенных ловушках участки интенсивной открытой трещиноватости для заложения скважин и получения в них максимально возможных притоков УВ, но и оценить тип деформации осадочной толщи, прогнозировать интервалы глубин где возможны осложнения бурения, а также решать другие важные задачи при разведке и разработке месторождений нефти и газа.

3. Наиболее достоверная оценка типа флюидонасыщения (нефть, газ или вода) геологической среды возможна на основе изучения атрибутов волн микросейсмической эмиссии.

4. Комплексная информация об УВ-насыщении, строении и трещиноватости геосреды может быть получена как на основе специальных технологий МОГТ, СЛБО, СЛОЭ, АНЧАР и др., так и по данным площадных наблюдений стандартной сейсморазведки 3D с использованием дополнительных процедур обработки СЛБО и СЛОЭ.

5. Использование технологий СЛБО и СЛОЭ в режиме мониторинга на разрабатываемых нефтяных месторождениях позволяет увеличить полноту отбора и темп добычи нефти при снижении эксплуатационных затрат и повышении экологической безопасности.

Личное участие автора в получении результатов диссертационного исследования.

По многочисленным отечественным и зарубежным источникам проведен анализ основного показателя эффективности ГРР на нефть и газ - успешности бурения глубоких скважин по данным сейсморазведки. Установлен эффект отсутствия роста данного показателя за последние десятилетия и его основная причина - недостаточно совершенная методология современной сейсморазведки. Сделан вывод о необходимости получения дополнительной сейсмической информации о типе флюидосодержания (нефть, газ или вода) и трещиноватости геологической среды, чтобы существенно повысить эффективность бурения не только поисково-разведочных, но и добывающих скважин. Выполнен анализ геологической эффективности (достоверности) изучения указанных характеристик массива горных пород разнообразными способами, методами и технологиями сейсмических исследований, использующими разные классы сейсмических волн. Установлено, что для получения наиболее достоверной информации о типе флюидосодержания геосреды следует использовать волны МСЭ, а о трещиноватости - рассеянные волны. Выполненный сопоставительный анализ позволил сделать вывод, что технологии СЛОЭ для волн МСЭ и СЛБО для рассеянных волн являются наиболее эффективными (в геологическом отношении) для решения поставленных задач. Приведенные примеры комплексных сейсмических исследований МОГТ, СЛБО и СЛОЭ показывают синергетическую возможность решения широкого спектра задач, многие из которых ранее не ставились перед сейсморазведкой (выбор оптимальных мест вскрытия продуктивных отложений, выбор оптимальных направления и длины бурения горизонтальных стволов, прогноз аварийноопасных интервалов бурения скважин и др). Показана возможность и получены практические результаты обработки

исходных материалов стандартных наблюдений сейсморазведки 3D по процедурам ОГТ, СЛБО и СЛОЭ для получения новой геологической информации о строении, нефтесодержании и трещиноватости горных пород (по отражённым, эмиссионным и рассеянным волнам, соответственно). Для получения данных результатов автор провёл самостоятельные работы по сбору исходных материалов 3Э и геологической информации для поисковой площади (в штате Оклахома, США), выполнил их обработку и интерпретацию, а также активно участвовал в выполнении комплексных исследований (дополнительная обработка, анализ и интерпретация) на разведуемых площадях и разрабатываемых месторождениях в Оренбургской области и Республике Татарстан (Россия), на шельфе Вьетнама и в штате Техас (США).

Степень достоверности результатов исследований

Достоверность исследований подтверждается результатами глубокого бурения поисковых, разведочных и добывающих скважин на изученных объектах.

Публикации

По теме диссертации автором опубликована 5 работ, из которых 3 статьи в профессиональных журналах, входящих в список рекомендованных ВАК, 1 статья в иностранных научных изданиях, 18 тезисов докладов на российских и международных конференциях.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на следующих конференциях: Международная конференция ФГУП «ВНИГРИ» «Трудноизвлекаемые запасы и нетрадиционные источники углеводородного сырья. Проблемы, перспективы, прогнозы» г. Санкт-Петербург, Россия, 05-11 июля 2015 года; международный научно-практический семинара «Современный комплекс геофизических технологий при поисках, разведке и разработке месторождений нефти, газа и твердых полезных ископаемых», Доминиканская Республика с 28 октября по 8 ноября 2015 г.; первая научно-практическая конференция «ПРИРОДА, ОБЩЕСТВО, ЧЕЛОВЕК», государственного университета «Дубна», Россия, 23-25 ноября 2015 г.; ПАО « Газпром нефть»

«Применение микросейсмических методов на этапах поиска и разработка месторождений УВ» г. Санкт-Петербург, Россия ,1 апреля 2016г.; 66thAnnualConventionGulfCoastAssociationofGeologicalSocieties -ОСЛ08,18-20 сентября , 2016, АтепсапВапкСеПеппСофшСЬш^, Техас, США; SocietyofExploratюnGeophysicists 86thAnnualMeeting, Даллас, США, 16-21 октября 2016 г.; международная конференция «Сейсмические технологии», ИФЗ РАН, Москва, Россия, 18-20 апреля 2016 г.; 23-я научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых специалистов, Дубна, Россия, 21-31 марта 2016г.; Международная научно-практическая конференция «морские исследования и образование: maresedu-2016», Институт океанологии им. П. П. Ширшова ран. Москва, Россия, 18-21 октября 2016 г.; II научно-практическая конференция «ПРИРОДА, ОБЩЕСТВО, ЧЕЛОВЕК» государственного университета «Дубна», Россия, 30 ноября -2 декабря 2016г.

Объём и структура диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, содержит 161 страницы текста, включая 87 рисунков, список литературы из 62 наименований.

Благодарности

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю д.т.н профессору Кузнецову О.Л. за внимание и постоянную поддержку в процессе работы над диссертацией.

Автор искренне благодарит научного консультанта к.г.-м.н. Чиркина И.А. за многочисленные консультации и помощь в написании работы.

Автор благодарит всех преподавателей и сотрудников кафедры общей и прикладной геофизики университета «Дубна»: профессора Кузнецова Ю.И., доцента Каляшина С.В., Малышеву М.А., Климову Е.И., Кузнецова М.И., Колигаева С.О., Ризанова Е.Г., Кузнецову К.И.

Также автор выражает благодарность коллегам из США за предоставленные возможности работы с сейсморазведочными данными Лящу Ю.Ф. и Сэму Лерою, а также геологической кафедре государственного университета Оклахомы.

Особую признательность хотелось бы выразить родным коллегам из Египта: профессору Хассану Абдельхамиду, профессору Аделю Осману, профессору Гамалу Зидану, профессору Эссему Илхададу, доценту Камелу Махвозу, профессору Усама Эль-Серуи, профессору Атеф Моатамид. А также геологической кафедре университета Аль-Азхар, г. Асьют и г. Каир.

Глава 1. Анализ современной методологии сейсморазведки

1.1 Обзор и анализ современного состояния эффективности ГРР на

нефть и газ

В настоящее время вопрос об эффективности ГРР на нефть и газ в силу сложившихся сложных экономической и политической ситуаций, становится крайне актуальным как для нефтяных компаний, так и для всей страны в целом. Сокращается средняя продуктивность скважин, увеличивается обводненность, что ведет к росту себестоимости добычи и пр. Задача повышения эффективности ГРР, которая выражается в успешности поисково-разведочного бурения (соотношения общего количества пробуренных скважин и скважин, с промышленным притоком), лежит, главным образом на сейсморазведке, т.к. «сейсморазведка - сегодня основной метод подготовки объектов под поисково-разведочное бурение» [30]. По результатам сейсмических исследований определяют место и глубину бурения поисково-разведочных скважин, которые должны вскрыть залежь и получить приток УВ. Как это ни печально, но современная сейсморазведка, несмотря на высокий технический уровень исполнения, не обеспечивает высокую эффективность ГРР. Причем это относится не только к России, но и к другим странам мира.

В статье [30] автор отмечает, что «Успешность поисков залежей нефти и газа как была в пределах 10...30 % в «низкотехнологичном» прошлом СССР и «высокотехнологичном» сегодня США, так и держится в этих пределах сегодня.» (рис. 1)

Рис. 1 Динамика изменения коэффициента успешности поисковых (True Wildcats) и разведочных (Exploratory) скважин в США [30].

Покажем это на опубликованных примерах. В статье [55], отражающей результаты успешности бурения на шельфе Норвегии показано, что эффективность поискового бурения (Wildcats) с 1967 по 2012 гг. выросла с 30% до 40% (рис. 2).

Рис. 2 Количество поисковых и разведочных скважин и процент успешности их бурения, включая категории различных запасов [55]

В другой работе [42], посвященной изучению эффективности ГРР в США, приведены показатели эффективности бурения на стадии поиска и разработки

месторождений по всем штатам с 1955 по 2002 гг., средние значения отражены на графике (рис. 3). Видно, что эффективность поиска выросла с 10% до 38%, а разработки - с 70% до 90%. При этом резкий рост успешности бурения скважин с конца 90-х годов обусловлен началом освоения месторождений сланцевых нефти и газа, где проводилось бурение горизонтальных стволов и «заканчивание» скважин обязательно сопровождалось гидроразрывом пласта (ГРП). Именно здесь потребность в сейсморазведке стала минимальной, т.к. площади сланцевых месторождений разбуриваются по равномерной сетке вне зависимости от структурного положения продуктивной толщи (в мульде или на куполе).

Рис. 3 Графики эффективности бурения скважин на нефть и газ на стадии поиска (Exploratory) и разработки (Development) месторождений, США 1955-2002 г [42].

На рис. 4 представлены результаты бурения компании Richmond Energy Partners за 2014 год [45]. Всего было пробурено 47 скважин по всему миру, 26 -глубоких, 11 - на мелководье, 10 - на суше. Из них в 15-ти скважинах был получен приток и лишь 4 оказались экономически рентабельными. Таким образом, процент эффективности бурения составил 33% и 10% соответственно.

Рис. 4 Количество и стоимость пробуренных скважин по данным компании Richmond Energy Partners [45].

Там же приведены значения эффективности бурения за 2009-2014 гг (рис. 5). Заметно отсутствие роста эффективности, как на стадии поиска, так и для бурения разведочных скважин.

Рис. 5 Количество пробуренных скважин и их успешности по данным компании Richmond Energy Partners [45].

1.2 Оценка основных причин отсутствия роста эффективности ГРР

За последние десятилетия в сейсморазведке произошли качественные изменения методики, аппаратурно-технического оснащения полевых наблюдений, программно-математического обеспечения обработки и интерпретации сейсмической информации, что позволило повысить точность, разрешённость и достоверность результатов сейсмического изучения строения геологической среды. Очевидно, что сейсморазведка стала с большей степень достоверности и детальности картировать структуры, которые «при определенных благоприятных условиях могут содержать залежи нефти, а могут их и не содержать» [30].

Учитывая прогрессирующее развитие сейсморазведки, с одной стороны, и «затяжной» характер низкой эффективности ГРР [42], с другой стороны, следует считать, что основная причина этого явления обусловлена несовершенством методологии сейсморазведки для обнаружения и детализации месторождений нефти и газа. Другими словами, необходимо поставить перед сейсморазведкой новые цели и задачи, позволяющие не только выявлять потенциальные ловушки нефти и газа, но и ранжировать их на продуктивные и непродуктивные.

Под методологией сейсморазведки следует понимать некоторую логически выстроенную постановку определенных целей, задач для достижения этих целей и средств для решения поставленных задач. Рассмотрим с этой точки зрения современную методологию сейсморазведки:

Цель - изучение строения геологической среды для выявления и детализации ловушки возможного скопления УВ.

Задачи - получение сейсмического волнового 2D- и 3D-поля, которое отождествляют со строением геологической среды.

Средства - использование зеркально отражённых волн и технологий сейсморазведки ОГТ (ОСТ) в модификациях 2D и 3D.

Как отмечалось выше, необходимо трансформировать цель от изучения структур и выявления ловушек до «ранжирования их на продуктивные и непродуктивные», т.е. фактически до «поиска и изучения месторождения УВ». В этом случае необходимо рассмотреть основные задачи, которая должна решать сейсморазведка для достижения новой поставленной цели. Определение основных задач возможно, если проанализировать основные причины отсутствия притока УВ-сырья в поисково-разведочные скважины и определить, какие дополнительные характеристики геологической среды необходимо выявить сейсморазвке, чтобы существенно повысить успешность бурения скважин и эффективность ГРР: геологическую, промысловую и экономическую.

1.3 Основные причины отсутствия притока УВ в поисково-разведочных скважинах

Накопленный мировой опыт поисково-разведочного бурения говорит о том, что основными причинами отсутствия притока УВ в пробуренной скважине являются:

1. Скважина не попала в ловушку УВ из-за ошибки структурных построений за счёт сложных сейсмогеологических условий (например, при наличии солянокупольной тектоники), малой амплитуды и мелкого размера ловушки, недостаточного учёта локального изменения скоростей и т.п.

Эта причина особенно актуальна в настоящее время, т.к. в хорошо освоенных нефтегазоносных районах (с хорошей инфраструктурой) не выявленными остались, в основном, малоразмерные и малоамплитудные залежи. Большинство средних и крупных «необнаруженных бурением» месторождений находятся либо на больших глубинах в сложных сейсмогеологических условиях, либо в неосвоенных или слабо освоенных регионах, где ошибки структурных построений достаточно велики и, соответственно кратно увеличивается стоимость ГРР.

2. Скважина вскрыла коллектор с УВ, но с низкими значениями пористости и проницаемости, при которых невозможен приток нефти в скважину в условиях допустимой депрессии.

В этом случае поисково-разведочные скважины относят к «сухим» и таких скважин достаточно большое количество скважин попадается не только при бурении поисково-разведочных, но и добывающих скважин, особенно при вскрытии карбонатного коллектора. Здесь отмечается низкая пористость коллектора (особенно на больших глубинах), а его проницаемость определяет открытая трещиноватость, которая на различных участках залежи формирует зоны уплотнения и разуплотнения. При бурении в первых зонах можно получить «сухие» скважины, а во-вторых - максимальные притоки УВ-сырья. Достаточно привести такой показательный пример. Хорошо известное месторождение-гигант Астраханское НГКМ было открыто только четвёртой скважиной. При этом все четыре скважины были пробуренной в пределах данного месторождения.

3. При испытании пробурённой скважины получен приток пластовой воды, что может быть связано с отсутствием УВ-сырья в ловушке или скважина пробурена в ловушке, но за пределами залежи.

Данный случай достаточно часто происходит при испытании скважин в интервалах пластов-коллекторов и является основной причиной непродуктивности более половины поисково-разведочных скважин.

Таким образом, если не учитывать ошибок, допускаемых при проведении испытания скважин, а также недостаточного совершенства технологий испытаний, методик ГИС при выделении продуктивных интервалов и других возможных геологических особенностей разреза скважины, то основными причинами отсутствия УВ-притока в поисково-разведочных скважинах являются: 1) ошибки структурных построений сейсморазведки, 2) достаточно низкая проницаемость пласта коллектора, для получения притока пластового флюида в скважину, 3) отсутствие УВ-сырья в пласте-коллекторе.

Если учесть, что указанные причины определяются геологическими характеристиками среды (строение, флюидонасыщение и трещиноватость) и существует возможность изучения и определения этих характеристик средствами сейсморазведки, то представляется целесообразным усовершенствовать методологию сейсморазведки, определив новые цель, задачи и средства их решения.

1.4 Совершенствование методологии сейсморазведки для повышения

эффективности ГРР

На основе изложенных выше данных, для повышения надёжности обнаружения и детализации месторождения УВ, предлагается усовершенствовать современную методологию сейсморазведки следующим образом:

Цель - обнаружение и изучение месторождения УВ в геологической среде.

Задачи - получение сейсмической информации о строении, типе флюидонасыщения и трещиноватости геологической среды для повышения успешности бурения поисково-разведочных скважин на основе комплексного использования полученной информации.

Средства

- сейсмические волны разных классов, которые имеют доминантную зависимость своих атрибутов от искомых характеристик геологической среды, и позволяют определять эти характеристики с высокой достоверностью,

- комплекс технологий сейсмических исследований, которые позволяют наиболее эффективно выделять волны разных классов (в сейсмическом волновом поле), выделять атрибуты - признаки искомых геологических характеристик и позиционировать их в заданном объёме геологической среды.

Для изучения строения геологической среды используют зеркально отражённые волны, которые уже почти столетие позволяют достаточно

качественно изучать слоисто-блокового строения геологической среды. Однако, данные волны пока не подтверждают такой же эффективности изучения типа флюидосодержания и трещиноватости, как при изучении строения среды. Эта обусловлено тем, что атрибуты данных волн имеют доминантную зависимость от отражающих границ, показывающих строение среды, и зачастую не имеют такой зависимости от вышеуказанных характеристик. Ниже в главах 2 и 3 рассмотрим волны разного класса и их атрибуты, которые имеют доминантные и корреляционные зависимости от типа флюидонасыщения и открытой трещиноватости геологической среды.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Абдельхалим Ахмед Абдельфаттах Радван, 2017 год

Список литературы

1. Авербух А.Г., Гогоненков Г.Н., Гриншпун А.В., Лейтин В.Г. Аномалии кинематических и динамических характеристик волн, отраженных от нефтегазоносных залежей // Прикладная геофизика. №95. «Недра», 1978 г. - С. 62-75.

2. Абросимова О.О., Губа А.В. Использование AVO-анализа при прогнозировании залежей углеводородов (на примере месторождений Западной Сибири). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, Москва, 2006 г.

3. Арутюнов С.Л., Карнаухов С.М. и др Технология АНЧАР при поисках и мониторинге залежей углеводородов. Журнал «Технологии сейсморазведки», 2010 г., № 01. С. 58-66.

4. Арутюнов С.Л., Кузнецов О.Л., Карнаухов С.М., Ермаков Б.Д., Сиротинский Ю.В. Новые принципы разведочной геофизики // Сб. тез. междунар. геофиз. конф. И выставка ЕАГО (15-18 сентября 1997 г.). Москва, 1997. С. А6.7.

5. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород, М.: Недра, 1982. — 256 с.

6. Ведерников Г.В., Максимов Л.А., Чернышова Т.И. Прогноз залежей углеводородов по характеристикам микросейсм. EAGE 2011.

7. Садовский М.А., А.В.Николаев. Новые методы сейсмической разведки. Перспективы развития. Вестник АН СССР, №1, 1982, с. 57-64.

8. Воскресенский Ю.Н. Изучение изменений амплитуд сейсмических отражений для поисков и разведки залежей углеводородов. Учебное пособие для вузов. -М.: РГУ нефти и газа, 2001, 68 с.

9. Гзовский М.В. Основы тектонофизики. М. Наука. 1975.

10.Дрягин В.В. Способ определения характера насыщенности коллектора. Патент РФ № 2187636 от 21.02.2001.

11.Жуков А.П., Шнеерсон М.Б. Адаптивные и нелинейные методы вибрационной сейсморазведки. Недра, Москва, 2000 г.

12.Зарембо Л.К., Красильников В.А., Введение в нелинейную акустику, 1966 г., с.121, ГЛ.4 - с.139.

13.Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследования скважин М.: «Недра», 1978. - 320 с.

14.Береснев И.А., Николаев А.В., Шалашов Г.М. Патент на изобретение № SU1408397 "Способ сейсмической разведки" Бюл. №25 07.07.88.

15. Инструкция по сейсморазведке. М.: 2003. — 149 с.

16. Кузнецов О. Л., Радван А.А., Чиркин И. А., Ризанов Е. Г., Колигаев С. О. Комплексирование сейсмических волн разного класса для поиска и разведки месторождений углеводородного сырья (Новая методология сейсморазведки) // Научно-технический журнал «технологии сейсморазведки». 2016. № 3. С. 38-47. doi: 10.18303/1813-4254-2016-3-38-47.

17. Кузнецов О.Л., Дыбленко В.П., Чиркин И.А. и др. Особенности аккумулирования энергии механических напряжений и аномальное сейсмоакустическое излучение в нефтеносных породах // Геофизика. № 6. 2007а. С. 8-15.

18.Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Чахмачев В.Г., Рогоцкий Г.В. и др. Явление парагенезиса субвертикальных зонально-кольцеобразных геофизических, геохимических и биохимических полей в осадочном чехле земной коры. Еж. БСЭ, 1981 г.

19.Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере. М.: Недра, 1990, 269 с.

20.Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Дыбленко В.П. и др. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред. Т. 3: Новые технологии и решение прикладных задач. М.: ООО "Центр информационных технологий и природопользования", 2007б. 434 с.

21.Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Курьянов Ю.А., Дыбленко В.П. и др. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред. Т. 2: Экспериментальные исследования. М.: Государственный научный центр Российской Федерации -ВНИИгеосистем, 2004. 362 с.

22. Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Радван А.А., Ризанов Е.Г., Колигаев С.О. Сейсмические исследования на разработываемых месторождениях нефти и газа (промысловая сейсмометрия) // Научно-технический вестник «КАРОТАЖНИК». 2016. вы. 12 (270). С. 39-66.

23.Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Фирсов В. Сейсмический мониторинг как инструмент повышения эффективности разработки нефтяных месторождений // Технологии ТЭК. 2006. № 5. С. 12-19.

24.Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Шленкин С.И., Курьянов Ю.А., Жуков А.С. КТ-сейсморазведка: основы, методология, практика // Технологии сейсморазведки. 2007в. № 3. С. 61-68.

25.Левянт В.Б., Хромова И.Ю. и др. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасов углеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа. Москва ЦГЭ. 2010. С. 250.

26. Постановление Правительства РФ от 10.03.2009г. №221. «Российская газета», Федеральный выпуск № 4872, 20.03.2009г.

27.Рапопорт М.Б., Рапопорт Л.И., Рыжков В.И. Эффект сейсмической неупругости залежей углеводородов и его использование при поисках, разведке и эксплуатации нефтегазовых месторождений. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", N 8, 1997, с.19-23

28.Рапопорт М.Б. Сейсмическая неупругость и сейсмическая нелинейность залежей нефти и газа, «Геофизика» №3, 2013, с.75-80.

29.Смехов Е.М. и Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород -коллекторов нефти и газа. - Л.; Недра, 1987. - 96 с.

30.Тимурзиев А.И. Современное состояние практики и методологии поисков нефти - от заблуждений застоя к новому мировоззрению прогресса // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. № 11. С. 2032.

31.Тимурзиев Ахмет Иссакович. Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент. http: //deepoil. ru/forum/index.php?topic=75.0

32.Трещиноватость горных пород, основы теории и методы изучения: /метод. реком./ Сост.: О.Г. Епифанцев, О.С. Плетенчук; СибГИУ. - Новокузнецк, 2008 - 41с.

33. Чиркин И.А., Радван А.А, Ризанов Е.Г. Комплексирование инновационных и традиционных сейсмических технологий для оптимизации поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа // Доклады Научно-практического семинара ««Современный комплекс геофизических технологий при поисках, разведке и разработке месторождений нефти, газаи твердых полезных ископаемых» (28 октября - 8 ноября 2015г., г.Пунта-Кана, Доминиканская Республика). - М. «Ядерно-Геофизичеслое Общество», 2015. С. 110-121.

34. Чиркин И.А., Ризанов Е.Г., Каляшин С.В., Колигаев С.О., Радван А.А. Мониторинг микросейсмической эмиссии для обеспечения экологической безопасности разведки и разработки нефтяных месторождений на акватории // Вестник Российской Академии Естественных Наук. 2014. № 4. С. 8-14 .

35.Чиркин И.А., Ризанов Е.Г., Колигаев С.О. Мониторинг микросейсмической эмиссии - новое направление развития сейсморазведки // Приборы и системы и системы разведочной геофизики. 2014б. № 3, Т. 49. С. 6-15.

36.Шалаева Н.В. AVO-анализ: физические основы, возможности и ограничения (краткий курс). Геомодель, г. Геленджик, 2004 г.

37.Bodri B., Iizuka S. On the correlation between Earth tides and microseismic activity // Physics of the Earth and Planetary Interiors. 1989. N 55. P. 126-134.

38.Carl Wilbur Neuhaus, Christine Remington, William Barker and Keith Blair. Utilization of Anisotropic Velocity Models in Surface Microseismic Monitoring To Improve Hydraulic Fracturing Event Location Accuracy in Shale Plays. Society of Petroleum Engineers. 2012. doi.org/10.2118/162704-MS.

39.A. Seines, J. Strommen, R. Lubbe, K. Waters and J. Dvorkin. Flat spots - true DHIs or false positives? 75th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013 London, UK, 10-13 June 2013.

40.Gutenberg B., Richter C.F. Seismicity of the Earth and associated phenomena. Princeton Univ. Press, Princeton. 1954. 310 p.

41.Ivanov S.I., Karnaukhov S.M., Dnistryansky V.I. Survey of heterogeneity of oil-gas saturation of reservoir using seismic emission waves SLEC technology // EAGE 70th Ann. Int. Conf. and Exhibition Extended Abstracts. 2008. P. 234.

42.John R. Boyce, Linda Nostbakken. Exploration and development of U.S. oil and gas fields, 1955-2002. Journal of Economic Dynamics & Control 35. 2011. P. 891-908.

43.Jose Camara Alfaro, Chris Corcoran and Kevin Davies. Reducing Exploration Risk. Oilfield Review Vol. 19. 2007. P. 26-43. http://www.slb.com/resources/publications/industry_articles/oilfield_review/2007/or 2007_ru_spr03_reducing_exploration_risk.aspx

44.Katsumata, K., 2006, Imaging the B-value anomalies within the subducting Pacific Plate in the Hokkaido Corner: E-Letter in Earth Planets Space, 58, e49-e52, doi: 10.1186/BF03352640.

45.Keith Myers, Richmond Energy Partners .Time to Invest or to Panic?. GEO ExPro Geoscience & Technology. Vol. 12, No. 2. 2015. P 50-52. http://www.geoexpro.com/articles/2015/06/time-to-invest-or-to-panic

46.Kouznetsov O.L., Lyasch Y.F., Chirkin I.A., Rizanov E.G., LeRoy S.D., Koligaev S.O. Long-term monitoring of microseismic emissions: Earth tides, fracture distribution, and fluid content // SEG, APPG Interpretation (May 2016). 2016. V. 4, N. 2. P. T191-T204.

47.Kouznetsov O.L., Tchirkine I.A., Faizulline I.S. Optimization of production in fractured reservoirs using the SVSL data on open fracturing // 66th EAGE Ann. Int. Conf. and Exhibition Extended Abstracts. 2004. C045

48.Kuznetsov O.L., Chirkin I.A., Kuryanov Y.A. Seismic monitoring the variations of open fracturing of reservoir rocks due to lunisolar tides // EAGE 68th Ann. Int. Conf. and Exhibition Extended Abstracts. 2006. D035

49.Kuznetsov O.L., Chirkin I.A., Meltchouk B.Y. Side-View Seismic Location method to study fracturing of reservoirs using scattered waves // EAGE 67th Ann. Int. Conf. and Exhibition Extended Abstracts. 2005. G046

50.Lacazette A., Vermilye J., Fereja S., Sicking C. Ambient fracture imaging: A new passive seismic method // SPE, AAPG, SEG "Proceedings of the Unconventional Resources Technology Conference". 2013. http://www.terrexseismic.com/media/20473/ambient_fracture_imaging.pdf (дата обращения: 12.12.2015).

51.L0seth, H., Gading, M., Wensaas, L., 2009. Hydrocarbon leakage interpreted on seismic data. Marine and Petroleum Geology 26, p. 1304-1319

52.Martino Foschi Seismic Evidence for Hydrocarbon Migration, Submitted in partial fulfilment of the requirements for the Degree of Philosophiae Doctor Cardiff University, September 2014, P. 396.

53.Meltchouk B.Y., Kuznetsov O.L., Chirkin I.A. Combined Seismic Survey Based on the Use of Different Types of Seismic Waves (CT-Seismic) - Conception and Case Studies // 69th EAGE Ann. Int. Conf. and Exhibition Extended Abstracts. 2007. C046

54.Newell, K. D., Watney, W. L., Cheng, S. W. L., and Brownrigg, R. L., 1987, Stratigraphic and spatial distribution of oil and gas production in Kansas: Kansas Geological Survey, Subsurface Geology Series 9, 86 p

55.Olav Hanssens the petroleum resources on the Norwegian continental shelf 2013 exploration. P. 15. http://www.npd.no/en/Publications/Resource-

Reports/2013/Chapter-2/

56.Oleg L. Kuznetsov, Igor A. Chirkin, Ahmed A. Radwan and Evgeny G. Rizanov, Samuel D. LeRoy, Yury F. Lyasch. Combining seismic waves of different classes to enhance the efficiency of seismic exploration // SEG International Exposition and 86th Annual Meeting. 2016. P. 3001-3005.

57.Shane A. Lyle, Catherine S. Evans, Rex C. Buchanan, and Robert S. Sawin. South-Central Kansas Oil Exploration, Water Allocation, and Range Management. Kansas Geological Survey Open-File Report 2013-3.

58.Sheriff, R. E., Geldart, L. P. Exploration Seismology (2nd ed.). Cambridge University Press. 1995. p. 415. ISBN 0521468264.

59. Shlionkin S.I., Ganiev V.A., Kashirin G.V. Geological Disintegration Zones and Their Representation in the Fields of Reflected and Scattered Waves // 2nd EAGE St. Petersburg Int. Conf. and Exhibition on Geosciences. 2006. B0432006.

60.Suntsov A.E., Aroutunov S.L., Mekhnin A.M. 2006, Passive Infra-Frequency Microseismic Technology - Experience and Problems of Practical Use // EAGE Workshop "Passive Seismic: Exploration and Monitoring Applications" (Dubai, United Arab Emirates, 10-13 Desember 2006). 2006.A25

61.Volkov A.V., Kuznetsov O.L., Chirkin I.A. Determining the fluid saturation and depth of reservoirs by passive seismic SLEC - Monitoring Technology // 69th EAGE Ann. Int. Conf. and Exhibition Extended Abstracts. 2007. A037

62.Zukov A. P., Loginov K. I., Shneerson M. B. Nonlinear Seismic Technology -Complex of Various Nonlinear Seismic Properties of Medium for Reservoirs Investigation, EAGE-2009, Amsterdam.

Список иллюстраций

Рис. 1 Динамика изменения коэффициента успешности поисковых (True

Wildcats) и разведочных (Exploratory) скважин в США [30]....................................14

Рис. 2 Количество поисковых и разведочных скважин и процент

успешности их бурения, включая категории различных запасов [55]....................14

Рис. 3 Графики эффективности бурения скважин на нефть и газ на стадии поиска (Exploratory) и разработки (Development) месторождений, США 1955 -2002 г [42]. 15

Рис. 4 Количество и стоимость пробуренных скважин по данным

компании Richmond Energy Partners [45]....................................................................16

Рис. 5 Количество пробуренных скважин и их успешности по данным

компании Richmond Energy Partners [45]....................................................................16

Рис. 6 Тектонофизические модели поля напряжённо-деформированного состояния простой(а) и сложной (б) трещин (по результатам экспериментальных исследований на полупрозрачных образцах, [9]). 1 - трещина (прорезь в модели); участки: 2 - наибольшего снижения напряжения, 3 - незначительного снижения напряжений, 4 - сохранения первоначальной величины напряжений, 5 -незначительного повышения напряжений, 6 - наибольшего повышения напряжений; 7 - условная граница зоны излучения сигнала; 8 - направления максимальных нормальных напряжений сжатия о1; 9 - направления минимальных

нормальных напряжений сжатия а3............................................................................25

Рис. 7 Литолого-стратиграфическая колонка и вертикальные графики значений средней трещиноватости (1) и ее дисперсии (2), полученные по результатам исследований СЛБО на Октябрьской площади в Свердловской области [20]. 28

Рис. 8 Поле градиента индекса трещиноватости в векторной форме. Росташинское нефтяное месторождение, пласт D3 (Оренбургская область) [20]. 29

Рис. 9 Вертикальные разрезы тектонофизической модели деформации поперечного сжатия (а), физической модели (из влажной глины) антиклинали, созданной вертикальными силами [9], (б) и 2D-поле трещиноватости на антиклинальной складке (по данным СЛБО) на месторождении КиЬ-Е-Мо^ в Иране [20] (в). 31

Рис. 10 Фрагменты 4D-поля энергии МСЭ в периоды лунно-солнечного

прилива (левая колонка) и отлива (правая колонка) [34]..........................................32

Рис. 11 Фрагменты 4D-поля трещиноватости по данным СЛБО-мониторинга по контролю сейсмоакустического воздействия из скв. 844 на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения в Республике Татарстан: а - фоновые наблюдения, б - через 1 день после начала САВ, в - через

4 дня после начала САВ [20]........................................................................................33

Рис. 12 Пример горизонтального среза куба когерентности

продуктивного пласта [31]...........................................................................................35

Рис. 13 Сопоставление эффективности выделения малоамплитудных нарушений и макротрещин по атрибутам наклона, кривизна (+), кривизна (-) и

регулярность (когерентность) [25]..............................................................................36

Рис. 14 Карта направлений (стрелки) и интенсивности (колер) трещиноватости, полученная по Р-волнам с использованием технологии УУЛ7 для

трещиноватого резервуара [25]....................................................................................38

Рис. 15 Карты распределения плотности (а) и азимутального направления

(б) вертикальной трещиноватости на площади резервуара [25]..............................39

Рис. 16 Результаты обработки мониторинга волн МСЭ при проведении ГРП

по «алгоритму сейсмологии» [38]...............................................................................42

Рис. 17 Результат изучения техногенной трещиноватости, возникшей в процессе ГРП, по данным СЛОЭ-мониторинга волн МСЭ для дискретных

интервалов времени (а) и для всего периода наблюдения (б)[22]...........................44

Рис. 18 Сопоставление результатов определения зоны техногенной трещиноватости, возникшей в процессе ГРП, по рассеянным волнам (технология СЛБО) и волнам МСЭ (технология СЛОЭ)................................................................44

Рис. 19 Распределение трещиноватости в продуктивной толще D3 на Росташинском месторождении (Оренбургская область) по данным СЛОЭ-

мониторинга в течение 21 суток..................................................................................45

Рис. 20 Горизонтальные срезы кубов: слева - обычная матрица с большой апертурой, в центре - с «мягким» тейпером, справа - с «жёстким» тейпером [25].

47

Рис. 21 Разрез поля рассеянных волн на площади в Волго-Уральском

регионе: а - разрез ОГТ и б - разрез энергии рассеянных волн [25].......................48

Рис. 22 Пример выделения поля рассеянных волн способом вычитания

модели регулярных волн из суммарного разреза [25]...............................................49

Рис. 23 Принципиальная схема наблюдений активным локатором - метод СЛБО. АП и АИ - апертуры приёма и излучения сейсмических волн

соответственно............................................................................................................... 51

Рис. 24 Формирование локаторов для обработки по технологии СЛБО из

стандартных полевых работ МОГТ-ЭЭ......................................................................52

Рис. 25 Результаты переобработки материалов морской сейсморазведки МОГТ-3D на площади 350 кв. км по технологии СЛБО. Представлены разрез комплексной (совмещённой) обработки отражённых волн по МОГТ (чёрный) и рассеянных волн (цветной) по СЛБО (а) и 3D-поле открытой трещиноватости по кровле кристаллического фундамента (б) [16,56]. Месторождение нефти на шельфе

Вьетнама. 5Э

Рис. 26 Примеры амплитудных аномалий разного типа [51].......................62

Рис. 27 Временной ряд значений энергии МСЭ для одной из точек в геологической среде по данным непрерывного СЛОЭ-мониторинга в течение 11

суток в штате Техас, США [46]...................................................................................64

Рис. 28 Зависимость между энергетическим уровнем событий МСЭ и

периодом их повторяемости по информации на рис. 3.1 [46]..................................65

Рис. 29 Пример натурного измерения энергии МСЭ (усл. ед., Асэ) в сопоставлении с временным градиентом изменения силы тяжести в месте измерения (Дgt') в течение 30 дней (Оренбургское НГКМ) [22].............................66

Рис. 30 Результаты успешности ГРП в сопоставлении с графиками

изменения градиента силы тяжести............................................................................67

Рис. 31 Накопленная энергия АЭ, инициированная слабым импульсно-волновым воздействием для кернов с различным насыщением: 1 - нефть, 2 - вода, 3 - газ. 68

Рис. 32 Автокорреляционные функции процесса МСЭ на трех участках Росташинского месторождения с преимущественным насыщением коллектора

водой (1), нефтью (3) и смесью воды и нефти (2)......................................................69

Рис. 33 Пример обнаружения аномалий типа «плоское пятно» на

Баренцевом море [39]....................................................................................................70

Рис. 34 Отображение атрибута флюид-фактор ЛУО-анализа газовой залежи пласта ПК 1 А — фрагмент разреза ЛУО атрибута FF; Б — график погоризонтного анализа ЛУО атрибута FF; В — карта ЛУО атрибута FF Условные обозначения: 1 — сейсмические профили; 2 — контур газоводяного контакта; 3 — скважины [2]. 71

Рис. 35 Сейсмический разрез (вверху) и разрез поглощения [28]...............73

Рис. 36 Результаты исследований по технологии АНЧАР на поисковой площади в районе Восточно-Оренбургской ступени: 1 - контур Майорской структуры по отражающему горизонту Даф1, 2 - линии предполагаемых тектонических нарушений, 3 - скважины, продуктивные на нефть, пробуренные после прогноза АНЧАР, 4 - участки аномалий низкочастотного поля АНЧАР, 5 - в

т. ч. с более низкими частотами [3].............................................................................75

Рис. 37 Временной разрез (А) и характеристики микросейсм (Б - спектры,

В - графики интенсивности) на участке известного месторождения [6]................76

Рис. 38 Результат исследований по технологии «Адаптивная

вибросейсморазведка» на месторождении в Республике Татарстан [62]...............77

Рис. 39 Принципиальная схема технологии СЛОЭ, осуществляющей

сканирующий фокусирующий обзор нижнего полупространства[22]....................78

Рис. 40 3Б-распределение поля АКФ процесса МСЭ, соответствующего индексу нефтенасыщения, на одном из месторождений в США.............................79

Рис. 41 Выделение участков с высоким обводнением (белым цветом) и с высоким нефтесодержанием (серым цветом) на площади месторождения для залежи в пласте Д4 на Росташинском месторождении в Оренбургской области [20].

79

Рис. 42 Лучевые схемы сейсмических локаторов для выделения и

позиционирования волн разных классов....................................................................82

Рис. 43 Общая схема ПП и ПВ (а) и один из локаторов бокового обзора №267 (б). 85

Рис. 44 Срез значений кратности обзора точек на глубине -14020 фт........86

Рис. 45 Разрез значений кратности перекрытия площадей обзора локаторов. 87

Рис. 46 Куб энергии рассеянных волн............................................................88

Рис. 47 Куб энергии отраженных и эмиссионных волн...............................89

Рис. 48 Суммарное распределение трещиноватости в интервале глубин

5000-11050 футов..........................................................................................................90

Рис. 49 Карта градиентов суммарной трещиноватости в интервале глубин

5000-11050 футов..........................................................................................................91

Рис. 50 Суммарное распределение трещиноватости в интервале глубин

16000-21610 футов........................................................................................................94

Рис. 51 Карта горизонтальных градиентов (в векторной форме) средней

трещиноватости в интервале глубин 16000-21610 футов.........................................95

Рис. 52 Пример комбинированного вертикального разреза через одну из

рекомендованных скважин...........................................................................................98

Рис. 53 Геологическое строение продуктивной толщи Arbuckle[57]..........99

Рис. 54 Куб энергии рассеянных волн..........................................................100

Рис. 55 Куб энергии отраженных + МСЭ вол..............................................100

Рис. 56 Изометрическое изображение куба с заданными значениями энергии: а)-рассеянных волн (открытая трещиноватость), б)-волны отражённые + МСЭ (нефтесодержание пластов)..............................................................................101

Рис. 57 Структурные срезы трещиноватости и амплитуды отражённой волны в сопоставлении со структурным планом целевых горизонтов ЛгЬисЫе. 102 Рис. 58 Положение рекомендуемой скважины 1 на разрезах комплексных характеристик геосреды в широтном (а) и меридиональном (б) направлениях. . 105 Рис. 59 Положение рекомендуемой скважины 2 на разрезах комплексных характеристик геосреды в широтном (а) и меридиональном (б) направлениях. . 105 Рис. 60 Положение рекомендуемой скважины 3 на разрезах комплексных характеристик геосреды в широтном (а) и меридиональном (б) направлениях. . 106 Рис. 61 Положение рекомендуемой скважины 4 на разрезах комплексных характеристик геосреды в широтном (а) и меридиональном (б) направлениях. . 106 Рис. 62 Результаты комплексных сейсмических исследований: структурная карта кровли продуктивной толщи по ОВ (а), контур зоны УВ-содержания по волнам МСЭ (б), распределение открытой трещиноватости в продуктивной толще по энергии РВ в усл. ед. (в) и сопоставление результатов всех исследований (г) для выбора места бурения разведочной скв. 172. Акобинская

площадь, Оренбургская область, РФ [16].................................................................109

Рис. 63 Схема расположения апертур приема на площади исследования.

111

Рис. 64 Группа геофонов - один пункт приема...........................................112

Рис. 65 Кубы распределения стационарных характеристик процесса МСЭ: а) средней энергии, б) автокорреляции (при т = 140 сек.) на нефтяном

месторождении штата Техас, США[46]....................................................................113

Рис. 66 График зависимости периода повторяемости излучения волн МСЭ от их энергии. 114

Рис. 67 Срез поля средней энергии МСЭ.....................................................115

Рис. 68 Срез поля значения автокорреляционной функции энергии МСЭ

(задержка т = 140 сек.)................................................................................................116

Рис. 69 Распределение 3Э-поля значений функции автокорреляции.......117

Рис. 70 Срез поля значения дисперсии энергии МСЭ................................118

Рис. 71 Срез поля средней энергии МСЭ в периоды фаз уплотнения и

разуплотнения[34].......................................................................................................119

Рис. 72 Субвертикальная зона по данным максимальных значений АКФ МСЭ - геодинамический насос, нагнетающий флюид снизу вверх и содержащий нефть. 120

.............................................................................................................................120

Рис. 73 Субвертикальная зона по данным минимальных значений АКФ МСЭ - геодинамический насос, нагнетающий флюид сверху вниз и содержащий воду. 120

Рис. 74 График зависимости дисперсии от средней энергии МСЭ...........121

Рис. 75 Карта распределения литологической неоднородности (глины-песчаники). 122

Рис. 76 Карта напряженного состояния геосреды.......................................123

Рис. 77 Общий объем работ МОГТ 3D на площади исследования...........127

Рис. 78 Структура локатора: синий цвет- ПП, красный - ПИ, зеленый - ОСТ 127

Рис. 79 Комбинированный продольный вертикальный разрез по IL=500 128

Рис. 80 Общий вид куба трещиноватости в изометрии..............................129

Рис. 81 Рекомендуемое положение новых скважин на карте трещиноватости по кровле фундамента, совмещенной со структурной картой

кровли, и схемой основных флюидопотоков...........................................................132

Рис. 82 Положение ствола скважины R-3 в разрезе поля трещиноватости 133

Рис. 83 Результаты изучения распределения открытой трещиноватости (а), миниблокового строения (б), неравномерности нефтесодержания (в) и напряженного состояния (г) по технологиям СЛБО и СЛОЭ продуктивной толщи

на нефтяном месторождении. Республика Татарстан, РФ[16]...............................135

Рис. 84 Вертикальный меридиональный разрез индекса открытой трещиноватости в районе скв. 6 (см. рис. 83) на нефтяном месторождении.

Республика Татарстан, РФ. Линия А - А соответствует участку профиля на

площади исследования (рис. 83 а) [16].......................................................................135

Рис. 85 Рис. Прогнозные схемы основных осей флюидопотока (показаны коричневыми линиями) от геодинамических очагов в пределах участка исследования методом СЛОЭ на нефтяном месторождении. Республика Татарстан, РФ[16]. 138

Рис. 86 Схема расположения Ассельской залежи и структурно-

геологическая модель Оренбургского НГКМ (ОНГКМ)........................................140

Рис. 87 Структурная карта по кровле ассельских отложений (а), накопленная добыча по скважинам за весь период их эксплуатации (б) и поле значений нефтесодержания по данным МСЭ (в). Размеры кругов с номером скважины пропорциональны накопленной добыче[22]..........................................141