Прогнозирование свойств коллекторов между скважинами по сейсмическим данным тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, доктор технических наук Птецов, Сергей Николаевич

• Птецов, Сергей Николаевич
• доктор технических наук
• 2003

Оглавление диссертации доктор технических наук Птецов, Сергей Николаевич

Введение.

Глава 1. Создание геологических моделей резервуаров и залежей. 1.1 Состав и структура компьютерных геологических моделей месторождений и средств их создания.

1.2. Описание модели данных.

1.3. Программные и технические средства для создания геологических моделей месторождений.

1.4. Интерпретационная система ГЕРМЕС для комплексной интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС.

1.5. Создание геологических моделей на основе современных программных систем и технологий.

1.6. Геологический мониторинг запасов нефти и газа и разработки месторождений.

Глава 2. Программные и технологические средства обработки и интерпретации

2.1 Базовая обработка.

2.2. Интерпретационная обработка.

2.3 Анализ параметров отраженных волн.

2.4 Моделирование и анализ параметров волн в технологиях AVO и инверсии.

2.5. Структурная интерпретация.

2.6. Прогнозирование коллекторских свойств продуктивных пластов между скважинами.

Глава 3. Результаты применения программных и технологических решений для прогнозирования свойств коллекторов

3.1. Результаты прогнозирования эффективных толщин песчаных коллекторов в нсокомских клиноформах Приобского местрождения.

3.2 Определение свойств тонкослоистых песчаных резервуаров на основе сейсмического прогнозирования и анализа кубов пористости, плотности и коэффициента Пуассона.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогнозирование свойств коллекторов между скважинами по сейсмическим данным»

Объект исследований

Объектом исследований являются компьютерные методы обработки и анализа сейсмических отраженных волн и геофизических исследований свойств пород в скважинах с целью межскважииного прогноза коллекторских свойств резервуаров нефти и газа. Актуальность темы

Актуальность работы определяется необходимостью повышения эффективности геолого-геофизического моделирования месторождений углеводородов на основе новых технологических и программных решений прогнозирования коллекторских свойств продуктивных толщ между скважинами по данным сейсморазведки.

Известно, что в результате поисков и разведки с помощью геолого-геофизических методов создаются информационные модели нефтяных и газовых месторождений для решения задач дальнейших этапов разведки и последующей эксплуатации. Полнота и детальность описания этих моделей зависит от масштабов съемки и повышается от региональных исследований к детальной разведке. Для перспективных территорий на этапе разведки создаются геолого-геофизические модели резервуаров, которые далее дополняются другими моделями - фильтрационными, экономическими, инженерно-геологическими и другими. Следует выделить особо, что геолого-геофизические модели резервуаров являются основой для подсчета запасов углеводородов, проектирования и реализации разведочного бурения и проведения в них геофизических исследований скважин и последующего проектирования разработки месторождений и эксплуатационного бурения. Разведка с помощью бурения является наиболее капиталоемким и дорогостоящим процессом и должна проводиться с наименьшим геологическим и инвестиционным риском. Снижение этих рисков может и должно достигаться с помощью предварительного геолого-геофизического моделирования резервуаров и залежей и на их основе оптимального размещения скважин, выбор интервалов и методов ГИС и размещения наземных геофизических методов разведки, прежде всего трехмерной сейсморазведки в сочетании с ВСП, широкополосным АК и плотностным каротажом скважин.

Целями геолого-геофизического моделирования месторождений углеводородов на основе данных сейсморазведки являются:

• Снижение геологических рисков при бурении поисковых и разведочных скважин.

• Снижение стоимости разработки месторождений углеводородов за счет оптимизации размещения эксплуатационных скважин и планирования траектории для бурения скважин.

• Повышение нефтеотдачи за счет оптимизации положения по глубине и в пространстве интервалов вскрытия продуктивных пластов в прогнозных зонах наиболее высокой пористости и трещинноватости.

Роль сейсморазведки. Еще несколько лет назад модели месторождений создавались на основе данных ГИС для упрощенного гидродинамического моделирования фильтрационных процессов в резервуарах, а модели резервуаров строились со значительным загрублением свойств пласта по вертикали и вдоль пласта на основе интерполяции свойств между разведочными скважинами, расстояния между которыми составляли многие километры. Роль сейсморазведки сводилась лишь к использованию структурных планов. Действительно, разработка месторождений нефти и газа в песчаных коллекторах мелового и юрского возраста в Западной Сибири, Предкавказье и Прикаспии, девонских отложений на территории Русской платформы всегда была затруднена по причине недостаточно детальной информации о структуре тонкой слоистости и латеральной литологической изменчивости коллекторов. Ограничения разрешающей способности сейсморазведки по доступной толщине пласта заставляли в прошлом при построении геологических моделей и подсчете запасов ограничиваться данными ГИС и керна. Когда расстояния между скважинами составляют первые километры, детальность описания пласта без использования данных трехмерной сейсморазведки по горизонтали оставалась неудовлетворительной, а построенные таким образом модели входили в противоречие с результатами пробной эксплуатации месторождений.

Более эффективное решение этих проблем появилось с освоением новых технологий обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки, использованием динамических характеристик волн и прогнозного волнового сопротивления для прогнозирования коллекторских свойств пород - пористости, песчанистости и эффективных толщин пластов между скважинами. Возникли новые технологии интегрированной интерпретации данных сейсморазведки и большого количества эксплуатационных скважин для создания детальных моделей месторождений на участках пробной эксплуатации. При интерполяции в объеме пористости и плотности, определенных по ГИС, между скважинами используются (в качестве пространственных весовых функций) кубы волнового сопротивления и коэффициента Пуассона, определенного по новой технологии AVO -анализа (измерения амплитуд отражений с увеличением угла падения на границу). Современные технологии объемного анализа кубов прогнозных подсчетных параметров пластов с применением прозрачности позволили выполнять анализ объемной формы резервуаров нефти. В итоге новые технологии обработки и интерпретации данных сейсморазведки обеспечили повышение детальности геологических моделей между скважинами и более надежное прогнозирование свойств резервуаров.

Цель работы.

Главная цель настоящей работы — создание и использование новых программных средств и новых технологий интегрированной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС для повышения эффективности геолого-геофизического прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов в пространстве между скважинами.

Основные задачи исследований Для достижения этой цели необходимо решение задач:

• создать новые программные средства для извлечения из сейсмических отраженных волн информации о структурном положении и форме резервуаров нефти и газа, а так же извлечения информации о коллекторских свойствах - пористости, песчанистости, эффективных толщинах пластов.

• создать интегрированные технологии описания свойств резервуаров и залежей нефти и газа по данным трехмерной сейсморазведки и ГИС, опирающиеся на новейшие программные разработки анализа литологии, фациального состава и петрофизических характеристик пород продуктивных пластов. показать достоверность решаемых задач построения геологических моделей продуктивных пластов на примере геологического моделирования конкретных месторождений с использованием информации о поведении коллекторских свойств пластов между скважинами с применением калибровки сейсмических данных по скважинам.

Достоверность научных выводов и рекомендаций

Для оценки достоверности полученных результатов использовались два концептуальных подхода:

1. В процессе анализа сравнивались данные, полученные из независимых источников информации, прежде всего наземных геофизических методов исследований: — измерения параметров сейсмических волновых полей, данные сейсмических скважинных исследований на глубинах в окрестности ствола скважины — (СК, ВСП) и данные геофизического исследования скважин (ГИС) с комплексом электрических, магнитных, ядерных, акустических и других типов полей, а так же данные измерений физических свойств горных пород на основе промысловой геологии и петрофизики. Точность прогнозных результатов по данным сейсморазведки определялась на основе сравнения прогнозных параметров продуктивных пластов - глубин, толщин, пористости с результатами фактического измерения аналогичных параметров по данным скважинных исследований. Результаты сопоставления приведены в заключительном разделе работы.

Научная новизна.

1. Впервые показана возможность измерения динамических параметров отраженных волн -многоканальных оценок энергии сигналов и помех в заданных диапазонах частот, сжатия сигналов, униполярных фаз, мгновенных скоростей и когерентности с точностью, достаточной для обнаружения зон с повышенными коллекторскими свойствами и оценки емкостных параметров резервуаров углеводородов.

2. Созданы оригинальные алгоритмы и программные комплексы для анализа динамических параметров волн, отличающиеся от известных повышенной помехоустойчивостью и широким диапазоном параметров анализируемых волн: способ многоканального поинтервального динамического анализа отражений (DIANA), новый способ расчета униполярных фаз, программный комплекс анализа мгновенных скоростей и когерентности (IVELA). система объемного анализа отражений и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки (система GERMES).

3. Предложены новые технологические решения прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов в виде обобщенных графов интерпретационной обработки сейсмических записей и комплексной интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС. Графы определяют последовательность процедур, входные и выходные данные.

4. Показана технология прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов, позволяющая совмещение в единой координатной системе и совместный анализ кубов пористости, полученных по данным трехмерной сейсморазведки и кубов пористости по данным эксплуатационного бурения, полученных на смежной или на той же самой территории.

5. Впервые для условий тонкослоистого разреза терригенных отложений Западной Сибири показана реальная возможность прогнозирования кубов пористости и коэффициентов Пуассона с приемлемой точностью и на их основе для конкретных месторождений и пластов выявить зоны геологического риска для бурения новых скважин и рекомендовать перспективные участки для бурения новых скважин.

Основные защищаемые положения

1. Созданы новые алгоритмы, программы и технологии анализа отраженных волн для прогнозирования геологического разреза (ПГР), которые обеспечивают извлечение более полной информации о строении резервуаров и залежей с высокой производительностью, достаточной для производственного решения задач.

2. Реализованы на практике новые технологии интерпретации сейсмических данных в виде графов обработки, подтверждающие полноту и последовательность процедур обработки и интерпретации, достаточные для решения геологических задач, вплоть до рекомендаций на бурение разведочных скважин.

3. Созданы на основе новых технологий интерпретации сейсмических данных геолого-геофизические модели, по которым уточнено размещение новых скважин на Сусликовском и Когалымском месторождениях, а так же на других месторождениях в Западной Сибири и Самарском Поволжье.

Практическая значимость работы.

1. Разработанные при участии и под руководством автора программные системы СЦС-З-ПГР используются при решении производственных задач в организациях Минтопэнерго и МПР для целей специальной обработки и интерпретации при построении геологических разрезов по сейсмическим данным, включая программные системы анализа мгновенных скоростей (IVELA), поинтервального анализа динамических параметров волн (DIANA), интерпретации кубов трехмерных сейсмических данных (GERMES). 2. Созданная при участии и под руководством автора технология интегрированной интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС (GERMES) использовалась для геолого-геофизического моделирования и прогнозирования эффективных толщин коллекторов Приразломного, Лемпинского и Приобского нефтяных месторождений. Полученные данные использованы при выборе решений по размещению новых скважин.

3. Предложенные технологические решения интегрированной интерпретации, в соавторстве с А. Г. Авербухом и другими авторами, являются составной частью Инструкции по проведению наземной сейсморазведки, созданной в 2000 году по заданию Минтопэнерго под руководством О. А. Потапова.

4. Созданная под руководством и при участии автора технология обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС на основе новейших программных систем компании ООО «Парадайм Геофизикал» использована с целью геологического моделирования Когалымского, Сусликовского и ряда других месторождений. Получены новые геологические результаты, уточняющие строение продуктивных пластов, которые используются при размещении новых скважин эксплуатационного бурения. Новые данные бурения подтвердили эффективность предложенных решений.

Реализация в промышленности

1. Разработанные при участии и под руководством автора программные системы СЦС-З-ПГР используются при прогнозировании геологических разрезов по сейсмическим данным более чем в 50 организациях бывшего СССР и затем в России, Казахстане, Белоруссии. Программные системы анализа мгновенных скоростей (IVELA), поинтервального анализа динамических параметров волн (ДИАНА), интерпретации кубов трехмерных сейсмических данных (ГЕРМЕС) применяются для решения производственных задач в организациях: - Азнефтегеофизика, Башнефтегеофизика, Саратовнефтегеофизика, Самаранефтегеофизика, Сибнефтегеофизика , Тюменьнефтегеофизика и многих других.

2. Созданная технология интегрированной интерпретации GERMES в сочетании с интерпретационной системой компании LANDMARK, использована для геолого-геофизического моделирования и прогнозирования эффективных толщин коллекторов Приразломного, Лемпинского и Приобского нефтяных месторождений на лицензионных территориях нефтяной компании ЮКОС.

3. Созданная при участии автора технология прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов на основе новейших программных систем компании Парадайм Геофизикал, использована с целью геологического моделирования Когалымского, Сусликовского и ряда других месторождений на лицензионных территориях компаний Лукойл-АИК и Варьеганнефтегаз.

Апробация работы и публикации

Основные положения и результаты по теме диссертации автором были доложены на международных конференциях EAGE (Европейская ассоциация геологов и геофизиков) в 1994 г., Международных семинарах членов СЭВ в 1984, 1985 годах, ЕАГО (Евроазатское геофизическое общество) в 1995,1996, 1997, 2000 годах, на конференции ГЕОМОДЕЛЬ 1998, 1999,2000 и 2001 годах, а так же других отраслевых конференциях и семинарах.

По теме диссертации опубликована монография в 1989 г. и более 45 научных статей. Работа была выполнена на основе разрешенных к публикации материалов, полученных в разное время в Центральной геофизической экспедиции Минтопэнерго, Инжиниринговом центре нефтяной компании ЮКОС и международной компании Парадайм Геофизикал.

Объем работы.

Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения. Текст изложен на 98 страницах, включая 53 рисунка, 5 таблиц и список литературы из 97 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Птецов, Сергей Николаевич

Выводы о характере изменения формы каротажных диаграмм и сейсмических сигналов по линии профиля скважин можно сделать с помощью рис.3.17, на котором приведено сечение куба через ряд скважин в продуктивной части площади. Поведение амплитуд отражений и кривых ПС в окне, соответствующему интервалу продуктивной части пласта, показанном стрелкой, свидетельствует, что в левой части разреза песчаные прослои вблизи подошвы уменьшаются по толщине и глинизируются. Цветная полоска над окном показывает поведение глубин кровли пласта. Если идентифицировать относительное подобие формы отражений в продуктивном интервале в окрестности каждой из имеющихся скважин, то можно автоматически классифицировать эту информацию по 10 типовым классам. С учетом сходства формы каротажных кривых ПС число классов можно уменьшить до 7. Такая классификация выполняется автоматически с применением алгоритмов нейронных сетей в пакете Stratimagic. На рис 3.18 слева показаны выделенные классы и типовые кривые ГИС, а справа показан пример карты такой классификации, по которой можно оконтурить песчаники с похожим характером слоистости и степенью песчанистости.

3.2.4. Петрофизическое обоснование сейсмической интерпретации.

Проблема состоит в том, что керновые исследования в скважинах обычно выполняются для заданных по данным скважинных исследований (ГИС) небольших интервалов глубин, соответствующих выборочным коллекторам. Тем не менее, после стратиграфической идентификации, описанной выше, можно увязать в пространстве точки таких измерений петрофизических характеристик пород с поведением геофизических полей, ге измеренных по данным ГИС по стволу скважины и с параметрами сейсмических отражений в объеме. Поскольку сейсмические отражения формируются в породах с различными скоростями и плотностями, первоочередное значение имеют сопоставления формы сейсмических отражений с данными акустического и плотностного каротажа. В свою очередь, поскольку скорости и плотности в породах зависят от литологии, пористости, глинизации пор, трещинноватости пород и характера насыщения пор и трещин, то становится понятной схема петрофизического обоснования сейсмической интерпретации. По сути, должна быть решена задача оценки степени влияния и чувствительности амплитуд, импеданса, скоростей, плотностей и других параметров сейсмических отражений от каждого из перечисленных выше петрофизических параметров среды. Можно только добавить, что на нефте и водонасыщение коллекторов реагируют скорости и амплитуды продольных волн и слабо реагируют скорости и амплитуды поперечных и обменных волн. На их отношении построены способы обработки типа AVO (анализа амплитуд с удалением источников волн от приемников). На рисунке 3.19 слева показано совмещение каротажных диаграмм, сейсмических трасс, трасс импеданса и пористости. Справа показан кроссплот связи между сейсмическим импедансом и пористостью по ГИС для интервала продуктивных песчаников. Сопоставление выполнено с шагом квантования каротажа, поэтому сейсмический сигнал выглядит необычно растянутым. Но при этом видно, на какие толщины слоев реагирует сейсмическая волна в зависимости от достигнутой степени разрешенности волн. Восстановленный с помощью инверсии сейсмический импеданс (акустическое сопротивление) в отличие от отражения имеет вид пластовой кривой и качественно согласуется с отфильтрованной кривой пористости по ГИС. На основе этого кроссплота можно получить уравнение пересчета импеданса в пористость. Регулярные выбросы -отклонения от линейной зависимости соответствуют плохому соответствию импеданса от малых, до 4 метров толщин слоев. Статистические зависимости скорости продольных и обменных волн по данным многоволновой широкополосной акустики позволяют построить тонкослоистые скоростные модели, рассчитать синтетические сейсмограммы продольных и обменных волн и калибровать расчеты коэффициента Пуассона по сейсмическим данным на основе технологии AVO. На рис. 3.20 показано два кроссплота зависимости коэффициента пористости от коэффициента Пуассона для одинаковых интервалов глубин. Верхний кроссплот соответствует измеренным значениям в скважине (по данным С.В.Добрынина, СК "Петроальянс"). Нижний кроссплот, построенный в тех же диапазонах, получен по измеренным данным, спрогнозированным нами по сейсмическим трехмерным данным. Две линии в центре отделяют точки, принадлежащие водонасыщенной зоне по глубине измерений, от нефтенасыщенной зоны. Между линиями находятся точки, укладывающиеся в переходную зону смешанного нефте-водонасыщення. Видно, что характер и диапазоны зависимостей практически идентичны, что позволяет переносить выводы о характере нефтенасыщения с каротажных данных на сейсмические. Далее в работе будут показаны результаты интерактивного распознавания зон нефтенесыщенных коллекторов с применением критерия соотношения пористость\коэффициент Пуассона.

3.2.5. Расчет прогнозной пористости и коэффициента Пуассона.

Для получения информации об акустической модели среды была выполнена амплитудная инверсия сейсмических данных, полученных в результате специальной обработки. В процессе работы использовался пакет матобеспечения Vanguard компании Парадайм Геофизикал. Для восстановления полной скоростной характеристики импеданса по глубине требуется к сейсмическому диапазону частот добавить информацию о других частотных компонентах акустической модели, в частности низкочастотных (менее 10 Гц). Для этой цели на третьем этапе, этапе стратиграфической интерпретации были построены скоростная и плотностная модели на основе скважинных данных. Границы слоев в виде поверхностей, полученных на этапе интерпретации, использовались для описания толстослоистого каркаса модели по реперным горизонтам. При построении детальной акустической модели был принят вариант параллельного поведения пропластков по отношению к верхней границе слоя. Построение акустической модели проводилось путем трехмерной интерполяции акустического импеданса по скважинным данным, используя метод ко-крайгинга. При этом учитывались геометрия слоев, характер залегания пропластков внутри слоев и их количество внутри каждого выделенного слоя. В результате были получены учитывающие макро- и микроструктурные особенности среды, кубы плотности и скорости, которые использовались в дальнейшем в качестве акустической модели. Следующий, четвертый этап представлял собой непосредственно амплитудную инверсию сейсмического куба данных. Преобразование проводилось в полосе частот 13-45 Гц. Информация о низких частотах была получена из вспомогательной акустической модели.

В результате был рассчитан куб псевдоакустического импеданса, который использовался в дальнейшей интерпретации. На заключительной стадии куб импеданса был разделен на скоростную и плотностную составляющие. Соответственно, были получены кубы псевдоплотности и псевдоскорости. Этот шаг был вызван тем, что по данным статистического анализа выявилась низкая корреляция между плотностью и скоростью в интервале исследования, но зато обнаружена хорошая зависимость пористости и песчанистости от плотности (в отличие от худшей связи со скоростью и, в меньшей степени, импедансом). Таким образом, в дальнейших расчетах коллекторских свойств мы можем раздельно использовать плотностные и скоростные характеристики разреза по сейсмическим

Рис.3.21 Анализ палеосрезов по кубу плотности

О

X

ГО

О

I

L

О

CL э = Ю

X ГМ s 1 го т—ч

4—' тН го и

I LQ о и ГО 1 и п го >. го с: п. го си н с;

X го и со

CL

ZT 0)

S h

9- X s

-в- m со о ю

0) 4— fD| си и q о

00 h го о s

CL о о с с о и гм rsj го

0

Q-

Рис.3.23 Выделение нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов на основе коэффициента Пуассона (в) и пористости (г)

Коэф. Пуассона

Рис.3.24 Сопоставление карт коэффициента Пуассона, пористости и выделение зон с высокой нефтенасыщенностью к> изданным. Куб псевдоплотности был пересчитан в куб пористости по следующему уравнению: у= -0,54571 *х +1,4569, где у - пористость; х - плотность. В дополнение к полученным кубам был расчитан куб псевдокоэффициента Пуассона. Расчет проводился по аналогии с расчетом куба импеданса, с той разницей, что на вход модуля амплитудной инверсии подавался куб AVO-атрибута - псевдо Пуассона. Связь скоростей поперечных и продольных волн выражалась формулой Vs = 0.60*Vp - 162, полученной по данным ГИС в скважине 1214.

3.2.6. Геологические результаты интерпретации.

Сложная картина условий осадконакопления от кровли к подошве пласта подтверждается данными 3D. Анализ палеосечений кубов пористости и псевдоплотности в системе VoxelGeo в интервале пласта БС112б, выполненный с применением послойного сканирования с 2мсек шагом палео сечений, параллельных кровле коллектора (Рис.3.21), показал, что наиболее низкие величины плотности в кровле пласта соответствуют высокой пористости и максимальным нефтенасыщенным толщинам, расположенным в южной части площади в районе скважин 1048, 1049, 1050, 1036, 1037. Середине пласта с наилучшими коллекторскими свойствами по ГИС отвечает понижение плотности практически по всей южной части площади 3D.

На рис.3.22 а и б изображены вертикальные сечения кубов прогнозной пористости и коэффициента Пуассона. Трехмерная интерполяция пористости между скважинами с учетом поведения импеданса в межскважинном пространстве обеспечила значительное улучшение вертикального разрешения отдельных тонких слоев. Принципиальную новизну имеют результаты интерпретации куба коэффициента Пуассона. Если пористость отражает тонкослоистую структуру пласта, то коэффициент Пуассона, как было показано выше, связывается с характером нефтенасыщения в коллекторах. Для выделения нефтенасыщеных коллекторов использовалась интерактивная технология совместной интерпретации кроссплота пористость\коэффициент Пуассона, который приведен на рис.3.23. На кроссплоте выделяются цветом точки, попадающие в область относительно высокой пористости (диапазон 17-21%) и относительно низких значений коэффициента Пуассона (диапазон 0,22 - 0,27), что соответствует зоне нефтенасыщенных коллекторов. Точно так же, но для водонасыщенных коллекторов, другим цветом выделяются зоны водонасыщения. Программы позволяют автоматически отслеживать и показывать выделенные зоны на кубах соответствующих параметров, а так же вертикальных и погоризонтных сечениях кубов. Как видно из рис. 3.22 а и б, на вертикальных сечениях достаточно чётко выделяется граница между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта. Причем отметка ВНК, пС общепринятая по месторождению, зачастую находится ниже этой границы, а отметка ВНК, вынесенная по данным ГИС, в большинстве случаев, совпадает с ней. Важно отметить, что по этим данным нефтенасыщенные коллектора отделяются от водонасыщенных коллекторов и локализуются в ограниченной зоне, которая позволяет идентифицировать нефтенасыщенные коллектора по глубине. Полученные нами по данным 3D объемные распределения коэффициентов пористости и Пуассона позволяют использовать калибровку по скважинам для идентификации нефтенасыщенных коллекторов в пространстве. На рис. 3.22 в и г показано расположение зон нефтенасыщенных коллекторов в плане, которое неплохо согласуется с положением отметок ВНК и, что не менее важно, с пространственным поведением латеральной глинизации коллекторов в тонких прослоях пласта БС112б, что хорошо видно по разрезу пористости на рис 3.21 ,а и кубам плотности на рис 3.20. Важно подчеркнуть, что на приведенных рисунках с прогнозом нефтенасыщенных коллекторов на картах видно, что восточнее разбуренного участка выделяется перспективная зона с нефтенасыщенными коллекторами, хотя и с меньшими толщинами по сравнению с неразбуренной юго-западной частью пласта.

Прогнозные карты емкостных параметров (нефтенасыщенных толщин, эффективной пористости, песчанистости) пересчитывались из карт сейсмических атрибутов (амплитуд, ^ импеданса, плотности) по найденным уравнениям. Далее рассчитывались невязки в точках скважин, строились карты невязок методом ко-крайгинга и просчитывались окончательные карты. В некоторых отдельных случаях использовалась ручная редакция прогнозных карт.

Г-&

Заключение

1. Автором предложены алгоритмы и с его участием созданы новые программные системы анализа динамических параметров отраженных волн. Наиболее широкое применение нашли программы многоканального анализа динамических параметров отражений в спектральной области с разделением сигналов и помех (поинтервальный анализ отражений в программах системы DIANA), мгновенный анализ скоростей ОГТ на основе расчета несмещенной оценки когерентности (программная система IVELA), расчета униполярных фаз и мгновенной когерентности, объемного анализа отражений и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки (система GERMES).

2. Предложены новые технологические решения прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов, которые являются технологической надстройкой над программными системами. Решения формализованы в виде графов обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки, промысловой геофизики и геологии. Предложенные решения опробованы на большом количестве реальных месторождений и доказана их практическая значимость. Наиболее значимые результаты таких интегрированных технологий достигнуты для наиболее трудных геологических условий - коллекторов руслового генезиса, при наличии тектонических нарушений, выклинивания и глинизации коллекторов.

3. Впервые для условий тонкослоистого разреза терригенных отложений Западной Сибири показана реальная возможность прогнозирования кубов пористости и коэффициентов Пуассона, позволившая на их основе рекомендовать перспективные участки для бурения новых скважин. Показано, что если пористость отражает тонкослоистую структуру пласта, то коэффициент Пуассона связан с характером нефтенасыщения в коллекторах и позволяет качественно прогнозировать расположение перспективных для бурения участков нефтяных месторождений.

4. В работе выполнена оценка точности прогноза коллекторских свойств пластов на основе сейсмических данных между скважинами. Показано, на конкретных примерах, что данные количественного анализа сейсмических амплитуд и интервальных времен обеспечивают прогноз нефтенасыщенных толщин песчаников в диапазоне от 8 до 30 метров со случайной погрешностью 2 метра и в диапазоне от 30 до 42 метров - по интервальным временам с погрешностью 3 метра. Пористость может быть оценена с точностью до 2% для эффективных толщин пластов более 8 метров. Такая точность обеспечивается соблюдением требований к качеству полевых наблюдений трехмерной сейсморазведки и каротажа скважин, а так же обработки и интерпретации этих данных.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Птецов, Сергей Николаевич, 2003 год

1. РЕГЛАМЕНТ ПО СОЗДАНИЮ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. Вторая редакция. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. Москва, 1999 г. '

2. Методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки ЗД на разных этапах геоло го-разведочных работ на нефть и газ, МПР и МЭ РФ, Москва, 2000, 64 стр.

3. Н.Я.Кунин, В.С.Сафронов, Б.Н.Луценко "Основы стратегии поисков месторождений нефти и газа (на примере Западной Сибири)" Часть 1, Москва, 1995, 83 стр.

4. Л.Б.Берман, В.С.Птецов, А.И.Абрикосов, С.Н.Птецов, И.М.Чуринова, Н.Я.Кунин "Возможности сейсморазведки при решении геолого-промысловых задач". Геология нефти и газа №11, М.,1987, Недра, стр 54-60

5. Ю.С.Винницкий, С.Г.Шебалин "Прогнозирование толщин и объемов коллекторов пласта БВ8 Повховского месторождения по амплитудам отраженных волн". Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Вып1, НТИС, М.: 1992г с 18-24

6. С.Б.Денисов, А.В.Алешина "Снижение неопределенности при построении геологических моделей по данным сейсморазведки ЗД и каротажа", Нефтяное хозяйство №10, М.: 1999 г., стр 51-55

7. А.Г.Авербух "Методика интерпретации данных сейсморазведки при интегрированном изучении нефтегазовых резервуаров" Геофизика, №1, 1998, -М.: стр.13-19

8. S.Tailor "Closing the loop: Production data management via PC,s in the field", SPE, 6-th Petroleum Computer Conference, 1991.

9. C.Gastagli, J.P. Biguenet, L.Pazzis "Reservoir characterization from seismic attributes. An example from the Piesko field" The leading edge, vol. 16, #3,1997, p.263-266

10. P.Weimer, T.L.Davis "Application of 3D Seismic Data to Exploration and Production" ISBN 0-8191-50-1. AAPG and SEG, 1996,270 p.

11. A.C. Кашик "Российская нефтяная геофизика. Некоторые мысли накануне третьего тысячелетия." Геофизика №3,2000, -М.: стр.3-12

12. А.Ф.Глебов, К.М.Мулявин, Т.И.Евдокимова "Сейсмоформационное изучение юрского нефтегазоносного комплекса Ханты-Мансийского и Томского Приобья", Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №1" М.: 2002 г с 41-53

13. А.С.Кашик, Г.Н.Гогоненков, В.Б.Левянт, "Интегрированная система обработки геофизических данных с целью прогнозирования геологического разреза", Труды XXX международного геофизического симпозиума, часть2, изд СЭВ, М., 1985 г., стр 27-35

14. В.В.Колесов, Т.М.Кутепова, К.В.Даценко "От изображения геофизических полей к изображению геологических характеристик", Сборник докладов второго научного российско-китайского семинара по нефтяной геофизике, М.: ,2000, стр 32-36

15. Э.Ю.Миколаевский, М.Ф.Анискович, О.В.Кузнецова и др., "Повышение разрешающей способности интерпретации", Сборник докладов второго научного российско-китайского семинара по нефтяной геофизике, М.: ,2000, стр 22-26

16. З.Н.Дубровский, Михальцев А.В., Потапов О.А., Руденко Г.Е., 1987, "Оптимизационные способы решения обратной здачи сейсморазведки по данным ОГТ, ВСП и ГИС", Труды 32-го международного геофизического симпозиума, 1, с.37-44

17. Руденко Г.Е., Потапов О.А., 1992, "Оптимизационная технология построения тонкослоистых разрезов акустичских жесткостей среды с целью изучения коллекторов", труды международной геофизической конференции SEG, М.

18. Скорнякова Е.Г., Титаренко И.А., 1997, " Сейсмопетрофизическое тестирование геологического разреза" Недра Поволжья и Прикаспия, 15.

19. М.Б.Рапопорт, В.И.Рыжков " Новые нефтегазовые технологии на основе эффекта сейсмической неупругости" Сборник докладов второго научного российско-китайского семинара по нефтяной геофизике, М.: ,2000, стр 101-104

20. Ptetsov S. N., Averbukh A. G. "Software Packages System for geologic problems solution in search, exploration and development of oil and gas fields", ELORG, 1989, Moscow

21. Ptetsov S. N., Averbukh A. G. "Interactive graphics workstations for geologists and geophysicists", ALGEOK, 1991, Moscow

22. Птецов С. H. "Тектонофизические модели месторождений углеводородов" Геофизика № 2 -М.: ЕАГО, 1996, стр. 8

23. А.Г.Авербух, А.И.Арапова, Д.Г.Кирнос и др., "Определение интегрированной модели среды по совокупности данных сейсморазведки и каротажа скважин" Сборник докладов второго научного российско-китайского семинара по нефтяной геофизике, М.: ,2000, стр 16-19

24. Гогоненков Г.Н. "Современное состояние системы обработки данных СЦС-5". Геофизика № 3 -М.: ЕАГО, 2002, стр.54

25. Лозинский З.Н." Современное состояние МО по проблеме кинематической интерпретации и направления его развития", Сборник докладов второго научного российско-китайского семинара по нефтяной геофизике, — М.: ,2000, стр 28-29

26. А.А.Табаков, В.С.Бикеев, К.В.Баранов и др. "Методика совмещенных наземно-скважинных наблюдений "Локальный проект ЗД+ВСП" для детального изучения около скважинного пространства" Тезисы докладов "Гальперинские чтения-2001", М., 2001

27. Кашик А.С., Федоров А.Л., Голосов С.В., 1998, "Общие средства динамической визуализации", Геофизика, 1

28. Кашик А.С., Денисов С.Б., 2002, "Четырехмерная геология", Геофизика, №1. М.: 2000 г.

29. М.Б.Коростышевский, Е.М.Вороновичева, Н.Н.Кушнеров, А.А.Шулико "Глубинные миграции в сложных и простых средах", Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №1" М.: 2002 г с 17-21

30. Баранский H.J1., Старобинец М.Е., Королев Е.К., и др., 2000, "Миграция и AVO: соседство или марьяж?", Геофизика, 2, с 22-26

31. Сыдыков К.Ж., Соколовский С.Г., 2000, "Особенности технологии глубинной миграции сейсмических данных в Прикаспийской впадине", Геофизика,2, с. 16-21

32. Птецов С. Н. "Преимущества новых технологий интегрированной обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС" Геофизика № 3, -М.: ЕАГО, 2002, стр. 50

33. Глоговский В.М. "Новый способ послойного определения скоростных и глубинных параметров среды". Сб.Совершенствование программно-алгоритмических средств основного этапа обработки сейсмических данных, М.: ВНИИОЭНГ,1988, стр.81-84

34. Мешбей В.И. "Сейсморазведка методом общей глубинной точки" -М.: Недра, 1973

35. В.Милашин, БЛоктионов, К.Храпов, Л.Мещерякова "Особенности сейсморазведки MOB в условиях горного рельефа и сложной тектоники" Сборник докладов 3 научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике, М.: ,1987, стр 198-208

36. Урупов А.К., Левин А.Н., "Определение и интерпретация скоростей в методе отраженных волн", -М: Недра,1985

37. Л.В.Кузнецова, Г.Е.Руденко, Л.Л.Худзинский "Осреднение скоростной характеристики среды по данным акустического и сейсмического каротажа", Известия ВУЗов, Сер геология и разведка, 1984, №1, стр 88-91

38. Методика поисков залежей нефти и газа в ловушках сложноэкранированного типа, часть 2, монография под ред. А.Г.Алексина и Г.Н.Гогоненкова, М.: ,1992, стр 225

39. Левянт В. Б., Птецов С. Н. "Применение энергетического анализа для определения кинематических параметров отраженных волн". — Разведочная геофизика, вып.76. М.: Недра, 1977.-С. 3-13.

40. С. Н. Птецов , В. Б. Левянт, С. С. Эльманович и др. "Количественная оценка выделения сигналов на сейсмических записях". Разведочная геофизика, вып.71. — М.: Недра, 1976.-С. 3-7.

41. Д.Ф.Клербаут "Сейсмическое изображение земных недр", М.: Недра, 1989. - с 406

42. Yilmaz О., Clauerbout J, 1980, Prestack partial migration, Geophysics, vol 45, pp 17531779

43. Мешбей В.И. "Использование разновременного анализа при обработке данных многократных перекрытий". Обзорная информация. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика.М., ВНННИИОЭНГ, 1980, стр.38-42

44. Гогоненков Г.Н.,Петерсен Г.Н., "Восстановление детальной скоростной характеристики среды по сейсмическим данным (псевдоакустический каротаж)" — М.: ВНИИОЭНГ, 1982,28 стр.

45. С. А. Кац, С. Н. Птецов "Спектральный анализ поля регулярных сейсмических волн и шумовых помех".- Физика земли № 1, изд Наука, М., 1978

46. С. Птецов "Детальный анализ мгновенных скоростей на основе Гильберт -преобразования сейсмозаписей". Сборник докладов 3 научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике, — М.: ,1987, стр 97-105

47. С. Н. Птецов "Анализ волновых полей для прогнозирования геологического разреза. "Недра" -М.: 1989,134 стр.

48. Птецов С. Н. "Следящее суммирование сейсмограмм общей глубинной точки", Нефтегазовая геология, геофизика и бурение № 6, -М.:1985, стр. 16.

49. Птецов С. Н., Гогоненков Г. Н. "Динамический анализ комплексных трасс". Прикладная геофизика .- М.: 1982, Вып. 103. С. 41-47.

50. С. Н. Птецов, А. В. Гриншпун "Применение погоризонтного динамического анализа сейсмических записей для выявления залежей нефти и газа". Разведочная геофизика , вып. 97 М.: Недра 1984. - С. 3 - 10.

51. Taner М.Т., Koehler F., Sheriff R.E. "Complex seismic trace analysis". Geophysics, 1979, vol. 44,3 6, p 1041-1063

52. Цыпкин Я.З., Полак Б.Т., "Огрубленный метод максимального правдоподобия, в кн. Динамика систем. Математические методы теории колебаний", вып. 12, Горький, 1977, стр.3 8-42

53. Птецов С. Н., Белозерский Ю. П., Минц Л. И. "Когерентная обработка сейсмозаписей", Нефтегазовая геология и геофизика № 7,- М.: 1979, стр.34

54. Neidell N.S., Taner М.Т., "Semblance and other measure coherency for multichannel data." Geophysics, v.31,1971, p.482-497

55. Птецов С. Н., Авербух А. Г., Гриншпун А. В. и др. "Программно — методический комплекс для решения задач прогнозирования геологического разреза (СЦС 3 - ПГР). Программы динамического анализа сейсмических трасс". ЦГЭ, 1984, Москва.

56. S. В. Denisov, S. N. Ptetsov and S. S Elmanovich Well logging and seismic data usage for oil reservoir description. Thirteenth World Petroleum Congress Buenos Aires 1991.

57. Авербух А.Г., "Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке." — М.:, Недра, 1982. 232с

58. Берзон И.С., Епинатьева A.M. и др. "Динамические характеристики отраженных волн", -М.:,Наука,1972

59. Ратникова Л.И., "Методы расчета сейсмических волн в тонкослоистых средах." -М.:,Наука,197374. "Метод эффективной сейсмической модели.", Б.Я.Гельчинский, А.А. Белозеров, Н.И. Берденникова, и др. Изд.ЛГУ, 1975

60. Кондратьев O.K." Отраженные волны в тонкослоистых средах." -М.: Наука,1876

61. А.В.Калинин, Н.В.Шалаева "О природе погрешностей при определении динамических характеристик отраженных волн ( атрибутов в условиях многослойных сред)" Вестник Московского университета, сер.4, Геология, 2000, №4.

62. А.Ю.Мосякин, И.Н.Бусыгин " Прогноз газонасыщения понт-меотических песчаников северного борта Западно-Кубанского прогиба" Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №Г-М.: 2002 г с 101-105

63. R. Kanestrom, L Gelious, J. Moller-Holst, Large offset data in seismic exploration , 47 meeting of EAEG, 1985

64. C. P. Ross, Improved mature field development with 3D/AVO technology, First Break vol 13,#4, April 1995

65. Н.А.Иванова, А.С.Рабей "Опыт использования одновременной стратиграфической инверсии AVA для прогноза свойств сеноманской залежи". Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №1" -М.: 2002 г с 126-130

66. И.Н.Керусов, К.А.Эпов, В.Л.Соенко, " Азимутальный анализ выявление зон трещинноватости карбонатных коллекторов при ЗД сейсморазведке", Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №1" - М.: 2002 г с 91-96

67. Castanga J.P., Bazle M.L.Eastwood R.L. Relationship between compressional-wave and shear-wave velocities in clastic silicate rocks.-Geophysics, 1985,v 50,p571-581

68. Connolly P. 1999, Elastic impedance, Leading Eage,18, p.438-452

69. Ostrander W. J. 1984, Amplitude-versus-offset variation in gas sands: Geophysics, 54, 680688

70. Shuey R.T.,1985, A simplification of Zoepritz Equations: Geophysics, 50, 609-614

71. Аки К., Ричарде П. Количественная сейсмология. Т.1,-М.Мир, 1983, с519

72. М. Krief, J Garat, Jstellingwerff, A "Petrophysical interpretation the velocities of P and S Waves (Full Waveform Sonic)", The Log Analyst, 12,1990

73. Rutherford S.R., Williams R.N., Amplitude-versus-offset variations in gas sands.-Geophysics, 1989, v.54,N.6,p.680-688

74. Птецов С. H., Бородавкин М. А. "Прогнозирование тектонических блоков по данным трехмерной сейсморазведки." в сб. Труды ЦГЭ -М.:1992.

75. С. Птецов , Г. Гогоненков, Л. Берман, К. Закревский "Прогнозирование зон повышенной продуктивности скважин по данным детальной сейсморазведки , ГИС и гидродинамических исследований". Геология нефти и газа. №9. -М.: 1993

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

77. С.Г.Валиев, И.А.Ли. "Результаты AVO — анализа сейсмических записей на нефтегазовых месторождениях шельфа Сахалина". ГЕОФИЗИКА, №2, М.: 2003 г, стр

78. А.Кашик, В.Мануков "Сотрудничество стран — членов СЭВ в нефтяной геофизике. Достижения и перспективы развития" Сборник докладов 3 научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике, М.: ,1987, стр 10-20

79. Н.А.Трапезникова, Л.Н.Ворожцов, Ю.А.Романов, Р.С.Птецов, "Трехмерная сейсморазведка оценка точности и эффективности". ГЕОФИЗИКА, №3, - М.: 2001 г, стр

80. В.Б.Левянт, С.И.Билибин, А.М.Шурыгин "Граничные условия, способы оптимизации и подтверждаемость атрибутного прогнозирования параметров продуктивных пластов по данным ЗД и ГИС", Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №1" -М.: 2002

81. Мушин И.А., Хатьянов Ф.И., Бродов Л.Ю., "Структурно-формационная интерпретация данных сейсморазведки" , Прикладная геофизика, Вып.112, — М.: 1985, стр. 19-36

82. M.B.Widess Quatifying resolving power of seismic signal.Geophysics, vol 47, #8,1982,pi 160-117321.2521.25г с 126-130