способ определения продуктивности нефтяного пласта в трехмерном межскважинном пространстве

Формула изобретения

Способ определения продуктивности нефтяного пласта в трехмерном межскважинном пространстве, включающий проведение трехмерных сейсморазведочных работ 3D методом общей глубинной точки, бурение скважин с отбором керна, выполнение электрического, радиоактивного, акустического и сейсмического каротажа, испытание скважин, изучение керна и суждение по полученным данным о наличии коллекторов, образующих нефтяной пласт, их емкости, гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне водонефтяного контакта и местоположении нефтяных полей, отличающийся тем, что по данным бурения и геофизических исследований скважин определяют эталонные модельные сейсмические и скважинные спектрально-временные и акустические образы нефтепродуктивных отложений, а также их спектрально-временные и скоростные атрибуты, а по данным трехмерной сейсморазведки 3D в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные и псевдоакустические образцы и их объемные спектральные и псевдоакустические скоростные атрибуты на основе применения спектрально-временного анализа и псевдоакустических преобразований сейсмической записи в целевом временном интервале с последующей взаимной корреляцией эталонных атрибутов по данным бурения, геофизических исследований скважин и сейсморазведки 3D, нахождением оптимальных объемных спектральных сейсмических атрибутов и надежности псевдоакустических скоростей по наибольшим значениям коэффициентов взаимной корреляции, при этом спектрально-временные атрибуты представляют собой отношение энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен энергетических частотного и временного спектров спектрально-временного образа, а также произведения удельной спектральной плотности на максимальные частоту и время, либо на средневзвешенные частоту и время, затем по всем трассам сейсмического временного куба определяют оптимальные объемные спектральные сейсмические атрибуты и псевдоакустические скорости в целевом интервале записи с построением кубов оптимальных объемных спектральных сейсмических атрибутов и псевдоакустических скоростей, эти кубы сейсмических спектрально-скоростных атрибутов пересчитываются в кубы емкости, гидропроводности и нефтепродуктивности с использованием эталонных атрибутов, данных бурения и искусственных нейронных сетей на основе обучения персептрона и алгоритма Кохонена, по которым судят о продуктивности нефтяного пласта в любой точке трехмерного межскважинного пространства.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемых объектах по комплексу данных наземной трехмерной сейсмической разведки 3D, электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического каротажа, изучения керна, испытания скважин.

Известен способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта (патент на изобретение №2098851), в котором нефтепродуктивность определяется на основе средних, постоянных значений радиуса поровых каналов для каждого типа геологического разреза, а также эффективной удельной емкости, равной произведению коэффициента пористости на эффективную толщину и динамического коэффициента вязкости флюида в пластовых условиях.

Принципиальным недостатком данного способа являются:

- допущение о постоянстве радиуса поровых каналов в зонах развития одного типа геологического разреза, которые (типы разреза), в свою очередь, выявляются и картируются на основе спектрально-временного анализа сейсмической записи, проэталонированного по данным бурения и ГИС;

- неучет возможного сейсмического сноса, поскольку используется двумерная сейсморазведка 2D, характеризующаяся недостаточной детальностью, особенно в сложных сейсмогеологических условиях и на эксплуатационном этапе разбуривания объектов.

Известен также способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве (патент на изобретение №2236030), выбранный в качестве ближайшего аналога.

Принципиальным недостатком указанного способа, выбранного в качестве ближайшего аналога, является неучет возможного пространственного сейсмического сноса, поскольку СВАН проводится по временным разрезам двумерной сейсморазведки 2D, а также связанная с этим недостаточная детальность исследований и потеря точности работ на конечном этапе, при проведении изолиний спектрально-временных параметров (СВП) и коэффициентов нефтепродуктивности в процессе построения карт и интерполяции значений параметров между профилями. Недостатком является и то, что используются физически однородные - спектрально-временные параметры, что не позволяет сделать интегральную оценку фильтрационно-емкостных свойств нефтяного пласта по принципиально различным сейсмическим атрибутам.

Кроме того, в обоих известных способах надежность сейсмических СВП обосновывается не в полной мере - без использования естественного аналога - вертикального (по стволу скважины) распределения СВП кривых ГИС (акустических, электрических, радиоактивных).

В силу указанных недостатков могут быть допущены ошибки при прогнозировании нефтепродуктивности коллекторов в межскважинном пространстве и, как следствие, неоптимальное размещение скважин, увеличение затрат на освоение объектов.

Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и обоснованности геологических условий заложения разведочных и эксплуатационных скважин путем определения нефтепродуктивности (дебиты, коэффициенты нефтепродуктивности) пористых коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства на основе использования сейсмических и ГИС-атрибутов различной физической природы с последующим их интегрированием по алгоритму искусственных нейронных сетей.

Способ определения нефтепродуктивности нефтяного пласта в трехмерном межскважинном пространстве включает проведение наземных трехмерных сейсморазведочных работ 3D продольными волнами по методу общей глубинной точки (МОГТ), бурение скважин с отбором керна, акустический, сейсмический, электрический, радиоактивный каротаж; изучение керна и испытание скважин.

По совокупности данных бурения и ГИС по известным критериям судят о наличии коллекторов, их емкости, проницаемости, гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне ВНК, местоположении нефтяных полей, а также корреляционной связи между емкостью, гидропроводностью и нефтепродуктивностью (дебиты, коэффициенты нефтепродуктивности).

По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные (произведение скорости на плотность) модели целевого интервала геологического разреза в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят СВАН, определяют эталонные модельные сейсмические спектрально-временные образы (СВО) и их спектрально-временные атрибуты (СВА).

По данным ГИС проводят СВАН кривых ГИС в частотном диапазоне, равном или близком к сейсмическому, и во временном интервале, соответствующем целевым нефтепродуктивным отложениям, определяют эталонные скважинные (вертикальные) СВО нефтепродуктивных пористых коллекторов и их СВА (патент на изобретение №2201606).

По данным наземной трехмерной сейсморазведки 3D в районе скважин определяют эталонные экспериментальные сейсмические СВО нефтепродуктивных пластов на основе СВАН целевого интервала сейсмической записи и их объемные спектральные сейсмические атрибуты (ОССА).

Модельные, скважинные СВА и экспериментальные ОССА должны быть одинаковыми с коэффициентом взаимной корреляции КВК0,75, что свидетельствует об обоснованном определении ОССА по данным сейсморазведки 3D.

СВО данных сейсморазведки 3D - временного куба, т.е. зависимости сейсмических амплитуд от трех координат - x, у, t - A=f(x, у, t) - представляет собой четырехмерную зависимость сейсмических амплитуд от координат x, у, f, t, или два куба зависимости А=(x, f, t) и A=f(у, f, t), где f - переменная центральная частота спектров сейсмической записи, t - ось времен (глубин), х, у - пространственные координаты. СВО определяется по каждой трассе временного сейсмического куба.

СВО характеризуется количественно с использованием ОССА по каждому из двух кубов и получением шести кубов ОССА, т.е. трехмерной зависимости ОССА от трех координат ОССА=f(x, у, t).

ОССА в количестве шести атрибутов определяются по энергетическим частотному (по оси частот - f) и временному (по оси времен -t) спектрам трехмерных результатов СВАН - кубам СВО.

ОССА по оси частот:

где S(A²)(t) - спектральная плотность частотного энергетического спектра, пропорциональная квадрату амплитуды сейсмической записи в целевом временном интервале (t); f_н и f_к - начальная (низкая) и конечная (высокая) частоты спектра на уровне 10% от его максимума;

Таким образом, OCCA₁ - это отношение энергии высоких частот к энергии низких частот энергетического спектра.

где f=f _к-f_н, - средневзвешенная частота.

Таким образом, OCCA₂ - это произведение удельной спектральной плотности энергетического частотного спектра на средневзвешенную частоту.

где f^max - максимальная частота энергетического частотного спектра на уровне 30%-70% от его максимума.

Таким образом, ОССА₃, это произведение удельной спектральной плотности энергетического частотного спектра на максимальную частоту с выбором уровня (30%-70%) ее определения.

ОССА по оси времен:

где S(A²)(f), t_н, t_к, t, t_cp, - те же параметры энергетического спектра, только по оси времен (t).

Значения ОССА по оси t определяются сдвигом целевого интервала (t) на постоянную избранную величину.

Таким образом, из двух кубов СВО получается шесть кубов OCCA_1-6 в координатах х, у, t.

Совокупность ОССА в районе скважин количественно определяют эталонные СВО нефтяного пласта. По наибольшим КВК с модельными сейсмическими и скважинными СВА определяют оптимальные для конкретных сейсмогеологических условий ОССА.

По всем трассам сейсмического временного куба в целевом интервале записи определяются псевдоакустические скорости (У_ПАК) с использованием известных алгоритмов. Надежность У_ПАК устанавливается путем сопоставления с акустическими скоростями (V_АК). КВК V_ПАК=f (V_АК) должен быть >0,75, что свидетельствует о надежном определении V _ПАК по данным сейсморазведки в интервале нефтяного пласта. Кубы оптимальных ОССА и V_ПАК пересчитываются в кубы емкости, гидропроводности и нефтепродуктивности с использованием эталонных атрибутов, данных бурения и искусственных нейронных сетей на основе обучения персептрона и алгоритма Кохонена. Принципиальной физической основой такого пересчета является то обстоятельство, что СВА и ОССА могут быть изначально классифицированы по их структуре в соответствии с принципами структурно-формационной интерпретации и физическим содержанием спектрального анализа.

Структура CBA₁ и OCCA₁ такова, что главное их назначение состоит в выявлении и фиксации интегрального признака количества рангов в анализируемом интервале разреза и оценке их соотношений по динамической выразительности, т.е. форме сигнала, а следовательно, его спектра и спектральных атрибутов, как следствие структуры пустотного пространства или иначе - величины площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация флюида, что, как известно, характеризует проницаемость коллекторов и их гидропроводность. Структура симметричных СВА₄ и ОССА₄ по оси времен позволяет рассчитывать на выявление направленности седиментации, т.е. оценивать степень прогрессивности или регрессивности анализируемого интервала разреза, а следовательно, и характер изменения проницаемости и гидропроводности коллекторов по глубине.

Как известно, гидропроводность

,

где К_пр - коэффициент проницаемости, h _эф - эффективная толщина пласта, - динамический коэффициент вязкости жидкости, в данном случае нефти, который определяется для месторождения в целом.

Таким образом, СВА_1,4 и ОССА_1,4 по физическому смыслу целиком определяются проницаемым объемом, т.е. СВА _1,4, OCCA_1,4=f(К_пр×h_эф ), поскольку =const.

Теоретически установлено и экспериментально подтверждено, что максимальные КВК достигаются при корреляции CBA_1,4 и OCCA_1,4 с величинами K_np ^x h_эф, а не со средними или средневзвешенными значениями К_пр.

ОССА₂ и ОССА₃ характеризуют анализируемый интервал разреза главным образом по интегральным типам слоистости и степени ее выраженности, т.е. макро-, миди-, тонкослоистости, типам цикличности, ритмичности, что прямо связано с объемом пустотного пространства или емкостью.

OCCA ₅ и ОССА₆, имеющие ту же структуру, что и ОССА ₂, ОССА₃, но определяемые по оси времен, могут характеризовать особенности распространения слоистости (емкости) по анализируемому интервалу разреза.

Таким образом, ОССА по своей физической и геологической сути могут быть использованы для определения гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве.

Нефтепродуктивность коллекторов определяется или по известной формуле Дюпюи на эксплуатационном этапе разбуривания месторождения, или по эмпирической линейной зависимости К_нпр=f(T), где К_нпр - коэффициент нефтепродуктивности,

,

где Q - дебит нефти, р - перепад давления в скважине. Псевдоакустические скорости так же, как и акустические, зависят главным образом от емкости нефтяного пласта. Таким образом, интегральное использование сейсмических и ГИС-атрибутов, имеющих различную физическую природу - спектральную по осям частота - время и скоростную - по формализованным математическим алгоритмам искусственных нейронных сетей, физически вполне обоснованно.

Таким образом, настоящее предложение позволяет определить по данным наземной сейсмической разведки 3D нефтепродуктивность коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства непрерывно, количественно, с модельным обоснованием и увязкой с результатами скважинных исследований по нескольким сейсмическим атрибутам разной физической природы.

Это обеспечивает резкое снижение затрат на бурение последующих разведочных и эксплуатационных скважин.