способ прогнозирования типа флюидонасыщения геологического разреза

Формула изобретения

Способ прогнозирования типа флюидонасыщения геологического разреза, включающий сейсмические исследования профиля расположенными на дневной поверхности группами источников и приемников, обработку сейсмограмм с выявлением пористости и определение вещественного состава поронаполнителя, отличающийся тем, что сейсмические исследования проводят группами источников и приемников в количестве не менее квадрата отношения погрешности единичного измерения видимого периода к его приращению, вызванному затуханием сейсмической волны в пористом коллекторе, обработку сейсмограмм проводят путем суммирования видимых периодов зондирующих сигналов для моментов времени, соответствующих для каждой из сейсмотрасс времени отражения от исследуемого горизонта изучаемого профиля, величину пористости определяют по приращению декремента затухания поперечных волн, который принимают равным отношению приращения видимого периода зондирующего сигнала к интервалу времени, за который это приращение произошло, количественную связь между приращением видимого периода и величиной пористости уточняют путем проведения указанных измерений на изученных месторождениях, используемых в качестве эталона, а о вещественном составе судят по различию декрементов затухания продольных и поперечных волн, определяемых по увеличению видимых периодов продольных d(Т_р) и поперечных d(T_s) волн, при этом по соотношению среднее приращение видимого периода, соответствующее зондированию сплошных горных пород, а m согласующий коэффициент, имеющий в среднем величину m 0,5, уточняемую эталонированием на известных месторождениях, прогнозируют газовый тип наполнителя пор, по соотношению



прогнозируют нефтяной тип наполнителя пор и по соотношению



прогнозируют заполнение пор водой.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к сейсмической геофизической разведке и может быть использовано при поиске нефтегазовых месторождений.

Известны способы прогнозирования типа флюидонасыщения геологического разреза залежей углеводородов, основанные на изучении зависимости декремента поглощения, а также частотной изменчивости зондирующего сигнала от глубины разреза для излучаемого сейсмического профиля /1/. В этих способах сравнивают амплитуды сигналов, соответствующие разным временам при распространении волны, а также изучают частотные спектры, соответствующие сигналам отраженных и преломленных продольных волн.

Недостатком данных способов является недостаточная эффективность, обусловленная низкой информативностью продольных волн по отношению к нефтяным /а не газовым/ залежам и недостаточной точностью определения декремента.

Известен способ прогнозирования типа флюидонасыщения геологического разреза, включающий сейсмические исследования профиля расположенными на дневной поверхности группами источников и приемников, обработку сейсмограмм с выявлением пористости и определение вещественного состава поронаполнителя путем выделения отраженных волн в интервале времени, соответствующем нефтегазовой толще. /2/ Способ характеризуется оптимальным выбором интервалов приема, рассчитываемых по соответствующим формулам.

Недостатком способа является низкая эффективность прогнозирования типа флюидонасыщения.

Задачей изобретения является повышение эффективности прогнозирования типа флюидонасыщения геологического разреза.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе прогнозирования типа флюидонасыщения геологического разреза, включающем сейсмические исследования профиля расположенными на дневной поверхности группами источников и приемников, обработку сейсмограмм с выявлением пористости и определение вещественного состава поронаполнителя, сейсмические исследования проводят группами источников и приемников в количестве не менее квадрата отношения погрешности единичного измерения видимого периода и его приращению, вызванному затуханием сейсмической волны в пористом коллекторе. Обработку сейсмограмм проводят путем суммирования видимых периодов зондирующих сигналов для моментов времени, соответствующих для каждой из сейсмотрасс времени отражения от исследуемого горизонта излучаемого профиля. Величину пористости определяют по приращению декремента затухания поперечных волн, который принимают равным отношению приращения видимого периода зондирующего сигнала к интервалу времени, за который это приращение произошло. Количественную связь между приращением видимого периода и величины пористости уточняют путем проведения указанных измерений на излученных месторождениях, используемых в качестве эталона. О вещественном же составе поронаполнителя судят по различию декрементов затухания продольных и поперечных волн, определяемых по увеличению видимых периодов продольных d(T_p) и поперечных d(T_s) волн, при этом по соотношению d(T_pmd(T_s)>> где - среднее приращение видимого периода, соответствующее зондированию сплошных горных пород, am согласующий коэффициент, имеющий в среднем величину m 0,5, уточняемую эталонированием на известных месторождениях, прогнозируют газовый тип наполнителя пор, по соотношению d(T_p)<md(T)>> прогнозируют нефтяной тип наполнителя пор и по соотношению d(T_p)<)>> прогнозируют заполнение пор водой.

Все изложенные признаки способа в их совокупности позволяют повысить эффективность прогнозирования типа флюидонасыщения, так как сравнение декрементов затухания продольных и поперечных волн обеспечивает информацию о вещественном составе поронаполнителя, а повышение точности измерения декремента, обеспечиваемое выбором необходимого количества источников и приемников сейсмического сигнала в сочетании со статистически накопительным методом уменьшения погрешности измерения приращения видимых периодов позволяют получить с высокой степенью точности информацию о пористости исследуемых горных пород, являющуюся основой для определения количества углеводородов в месторождении.

Способ осуществляют следующим образом. Сначала выбирают систему наблюдения таким образом, чтобы количество независимых сейсмотрасс N /количество независимых источников и приемников/ для излучаемого профиля, было по крайней мере равно квадрату отношения погрешности единичного измерения видимого периода d(T") к приращению этого периода, вызванному затуханием волны в пористом продуктивном пласте/коллекторе/ d(T). Таким путем обеспечивают возможность достижения точности, достаточной для регистрации полезного эффекта изменения видимого периода сигнала, несущего информацию о затухании сейсмических волн, а значит и о пористости исследуемого горизонта.

В применении к стандартным профильным системам многократного перекрытия с общей глубинной точкой /ОГТ/ сначала выбирают минимально достаточную длину участка профиля L, на котором требуется дать ответ о наличии или отсутствии пористости погруженного пласта, а также о вещественном составе поронаполнителя. В этом случае при шаге между источниками X_n их число составит N_n L/X_n, а общее количество статистически независимых сейсмотрасс при кратности перекрытия системы ОГТ n составит N N_nn.

Далее, для получения информации о декременте затухания сейсмических волн, определяющем пористость излучаемых горных пород рассчитывают усредненную функцию зависимости приращения видимого периода от глубины отражающего горизонта H /или что то же самое от времени прихода отраженной волны t/. Это сначала осуществляют суммированием видимых периодов по общей глубинной точке для каждого i-го пункта наблюдения на интервале профиля L. Расчеты ведут в полном временном окне /здесь H_max заданная глубина излучаемого разреза, а средняя скорость дискретно с шагом по времени, равным видимому периоду зондирующего сигнала. При этом для всех "n" трасс системы ОГТ, соответствующих i-му пункту профиля осуществляют кинематическую коррекцию, чтобы осуществляемое осреднение видимых периодов соответствовало сигналам, отраженным от общей точки горизонта. Видимый период для i-го пункта профиля и "K"-го кванта времени определяют по соотношению После этого осуществляют осреднение видимых периодов для каждого момента времени K по пунктам профиля i в соответствии с соотношением



Далее определяют зависимость приращения видимого периода от времени отражения /номера временного кванта K/ в соответствии с соотношением d[T_n(K)] (T_n(K + 1) T_n(K)]/T_i(K). Это соотношение принимают пропорциональным приращению декремента затухания /3/, а декремент затухания принимают пропорциональным пористости в зондируемом пласте горных пород. Указанные операции выполняют как на продольных /P/, так и на поперечных /S/ волнах.

На заключительном этапе осуществляют интерпретацию полученных результатов. По одинаковому порядку увеличения видимого периода на продольных и поперечных волнах d(T_pmd(T_s)>> прогнозируют наличие газонасыщенной пористости. Здесь среднестатическое приращение видимого периода для сплошных горных пород исследуемого типа, где m 0,5 - согласующий коэффициент. На данном этапе обработки информации используют эталонирование зависимости видимого периода d(T_p) и d(T_s), а значит и связанного с пористостью затухания на известных нефтегазовых месторождениях с подобным излучаемому типом горных пород. Если приращение видимого периода оказывается значительным /не менее 1,5 2-х раз/ только для поперечных волн md(T_s)>> а на продольных волнах приращение видимого периода незначительно то этот результат интерпретируют как факт водонасыщения пор. И, наконец, значительное превышение видимого периода на поперечных волнах md(T_s)>> при промежуточной величине приращения видимого периода на продольных волнах <d(T)<md(T) интерпретируют как насыщение пор нефтью.

Пример. Экспериментальное опробование способа было осуществлено путем использования физического моделирования. Рассматривали типичный для нефтегазовой сейсмики пример, в котором продуктивный пласт имел параметры: мощность h_n 10 м при пористости K_n 0,1; сейсмические скорости: для продольных волн V_p 4 км/с и для поперечных волн - V_S 2 км/с. В качестве источника информации оценивалось изменение видимого периода волн, отраженных от реперных горизонтов, расположенных соответственно выше и ниже продуктивного пласта. Интервал времени, соответствующий двухкратному прохождению волны через пласт /вниз и вверх/ оказывался равным t_p 2h_n/V_p 5 мс для продольных и t_s 2h_n/V_s 10 мс для поперечных волн.

Оценка приращений видимых периодов происходящих при движении волны через продуктивный пласт, выполнялась с помощью модели пористой среды в виде набора четырех блоков плексигласа, в которых путем рассверливания реализовывалась дырчатая пористость, равная соответственно K_n 0,08; 0,16 и 0,23. На этой, а также на ряде других моделей было установлено, что, во-первых, зависимость декремента затухания от пористости близка к пропорциональной и, во-вторых, приращение видимого периода сигнала у наиболее типичного для сейсмики формы сигнала типа импульса Риккера пропорционально затуханию /3/.

Данные зависимости декремента от пористости и вещественного состава наполнителя пор сведены в таблицу.

Два фактора составляют основу для диагностики затухания, а, значит и пористости исследуемого пласта горных пород по приращению видимого периода зондирующего сигнала. В применении к сигналу типа импульса Риккера эксперимент показал, что приращение видимого периода может быть выражено через параметр декремента затухания и время распространения t волны как d(T) k_mt. Здесь K_m 0,5 эмпирический коэффициент пропорциональности. Использование последнего соотношения и данных таблицы позволило рассчитать приращение видимого периода для рассматриваемого в примере продуктивного пласта. - коллектора: d(T_p ; 0,5 мс для продольных и d(T_s) ; 1 мс для поперечных волн.

Относительная погрешность измерения видимых периодов единичных измерений в отдельных сейсмотрассах была принята равной d(T")/T ; 0,1. При этом учитывалась возможность исключения волн-помех, имеющих скоростное отличие от целевых волн, с помощью веерной фильтрации, а также других методов, имеющихся на вооружении сейсморазведки. В результате абсолютные погрешности единичных измерений при видимых периодах, равных по данным обработки для продольных и поперечных волн: T_p 50 мс T_s ; 80 мс, оказались равными соответственно т.е. в 10 раз выше, чем информативные величины d(T_p) и d(T_s).

Эффект снижения погрешностей за счет статистической обработки был оценен для стандартной системы наблюдения ОГТ с 24-х кратным перекрытием. Был рассмотрен участок профиля длиной L 1 км при шаге расстановки источников X_n 50 м и 48 канальном приеме с шагом расстановки приемников также 50 м, что и означает кратность перекрытия n 24. Число статистически независимых сейсмотрасс на рассматриваемом участке профиля оказалось равным N (L/X_n)n 2024 480, а соответствующее этому числу уменьшение погрешности



Таким образом, погрешность измерения оказалась, благодаря осреднению, сведенной к величине вдвое меньшей полезного эффекта приращения видимого периода, что экспериментально подтвердило возможность измерения пористости по данным наблюдений с дневной поверхности.

Справедливость возможности прогнозирования типа флюидонасыщения геологического разреза подтверждается данными, приведенными в таблице, показывающими, что декремент затухания на поперечных волнах практически не зависит от вещественного состава поронаполнителя /газа, нефтяного масла или воды/, а декремент затухания продольных волн падает примерно на порядок в случае водонасыщения пор и занимает промежуточное по величине значение /между газо и водонасыщением/ в случае нефтенасыщения пор.

Из вышесказанного очевидно, что предлагаемый способ позволяет повысить эффективность прогнозирования типа флюидонасыщения геологического разреза.

Источники информации:

1. Ампилов Ю.П. "Поглощение и рассеяние сейсмических волн в неоднородных средах", М. Недра, 1992, с. 125 136.

2. Авт. свид. СССР N 1509764, кл. G 01 V 1/00, 1984.

3. Гик Л.Д. "Введение статических поправок по информации о спектре отраженных волн". Ж. Геология и геофизика т. 36, 1995, N 5, с. 118 121.