способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве

Формула изобретения

Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве на территории нефтяных полей, включающий проведение детальных сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, изучение керна, испытание скважин и суждение по полученным данным о наличии пористых коллекторов, их гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне водонефтяного контакта и местоположении нефтяных полей, отличающийся тем, что по данным бурения и геофизических исследований скважин определяют модельные эталонные спектрально-временные образы нефтепродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры, а по данным сейсморазведки в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы нефтепродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки и количественной оценки его результатов, определяемой отношением энергии спектров высоких частот и больших времен к энергии спектров низких частот и малых времен, с последующей взаимной корреляцией и построением эталонных корреляционных зависимостей спектрально-временных параметров по данным сейсморазведки в районе скважин с гидропроводностью пористых коллекторов по данным бурения, а также гидропроводности и нефтепродуктивности по данным бурения и испытания скважин, затем по всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию в частотной и временной развертках с последующим пересчетом спектрально-временных параметров по эталонным корреляционным зависимостям в значения гидропроводности и нефтепродуктивности пористых коллекторов в любой точке межскважинного пространства на территории нефтяных полей.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемом объекте по комплексу данных наземной сейсмической разведки, электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического каротажа, изучения керна и испытания скважин.

Проводят сейсморазведочные работы, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, испытание скважин, изучение керна.

По совокупности данных бурения и геофизических исследований скважин (ГИС) по известным критериям судят о наличии пористых коллекторов, их проницаемости, гидропроводности, нефтепродуктивности, уровне водонефтяного контакта (ВНК) и местоположении нефтяных полей.

По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели целевых отложений, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят спектрально-временной анализ (СВАН) и определяют модельные спектрально-временные образы (СВО) нефтепродуктивных пористых коллекторов.

По данным сейсморазведки в районе скважин определяют экспериментальные СВО нефтепродуктивных отложений на основе СВАН целевого интервала сейсмической записи. Производят количественную оценку модельных и экспериментальных СВО с использованием спектрально-временных параметров (СВП) в частотной и временной областях. Эти СВП представляют собой отношение энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен. Модельные и экспериментальные сейсмические СВП взаимно коррелируются между собой, с гидропроводностью и нефтепродуктивностью пористых коллекторов по данным бурения и ГИС, с построением эталонных корреляционных графиков и оценкой тесноты связей коэффициентом взаимной корреляции (КВК).

По всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале сейсмической записи проводят СВАН с определением СВП по частоте и времени.

СВП пересчитываются в значения гидропроводности и нефтепродуктивности с использованием эталонных корреляционных зависимостей в любой точке межскважинного пространства на территории нефтяных полей.

Наиболее близким способом-прототипом является “Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта” (Арье А.Г., Копилевич Е.А., Славкин B.C., Патент №2098851, 1997); “Оценка гидропроводности и потенциальной производительности продуктивных пластов в межскважинном пространстве” (Славкин B.C., Арье А.Г., Копилевич Е.А., Геология нефти и газа, №7, М., 1997).

В этом способе-прототипе продуктивность 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.

Недостатком способа-прототипа является допущение о постоянстве радиуса поровых каналов в зонах развития определенного 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 (“Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивных типов геологического разреза” Копилевич Е.А., Давыдова Е.А., Славкин B.C., Мушин И.А., Шик Н.С. Патент №2183335, 2002).

В силу указанного недостатка способа-прототипа могут быть допущены ошибки при прогнозировании нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве и, как следствие, неоптимальное размещение скважин, увеличение затрат на освоение объекта.

Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и обоснованности определения условий заложения новых разведочных и эксплуатационных скважин на основе не дискретного, осредненного, а непрерывного определения гидропроводности и нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве по сейсмическим профилям.

Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве включает проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, изучение керна и испытание скважин.

По совокупности данных бурения на основе использования известных способов и критериев определяют эталонную гидропроводность и нефтепродуктивность пористых коллекторов, уровень ВНК и местоположение нефтяных полей.

По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят СВАН, определяют эталонные модельные СВО и их СВП.

По данным сейсморазведки на основе СВАН определяют эталонные экспериментальные СВО и их СВП в районе скважин.

Эталонные и модельные СВО и СВП должны быть одинаковыми с КВК>0,75, что свидетельствует об обоснованном и надежном определении СВО и СВП по данным сейсморазведки.

СВО представляют собой результаты СВАН целевого интервала временных разрезов по сейсмическим профилям в виде сван-колонки и ее частотного (по оси частот) и временного (по оси времен) энергетических спектров. СВП определяются по спектральным плотностям этих спектров по формулам

где А_i и A_j - амплитуды спектра на частотах f_i, f_j, f₁ и f₂ - начальная и конечная частоты спектра на уровне 0.1 от его максимума; - средняя частота спектра.

,

где A_к и А_r - амплитуды спектра по оси времен на t₀=t_K и t_r, t₁, t₂ - начальное и конечное время спектра; - среднее значение времени.

Таким образом, для и определяются квадратом суммы амплитуд во временном интервале t=t₂-t₁ на одной частоте, а для и определяются квадратом суммы амплитуд в частотном диапазоне f=f₂-f₁ на одном времени.

СВП K₁(f) и K₂(t) могут быть изначально классифицированы по их структуре в соответствии с принципами структурно-формационной интерпретации (“Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных” Мушин И.А., Бродов Л.Ю, Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И., М.: Недра, 1990).

Структура СВП K₁ такова, что главное его 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 СВП, 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 симметричного K₁(f) СВП К₂(t) 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, СВП K₁ и К₂ по физическому смыслу целиком определяются проницаемым объемом, т.е. K₁, K₂=f(K_прh_эф), поскольку =const.

Теоретически установлено и экспериментально подтверждено, что максимальные КВК достигаются при корреляции СВП k₁ и К₂ с величинами K_прh_эф, а не со средними или средневзвешенными значениями К_пр.

СВП k₁ и К₂ определяются по всем сейсмическим профилям исследуемой территории и затем по эмпирической зависимости K₁, К₂=f(К_прh_эф) пересчитывается в значения гидропроводности .

Достигнутый объем информации позволяет достаточно объективно характеризовать пористые коллекторы по параметру гидропроводности во всех их точках, где проводились сейсморазведочные работы. Задача определения нефтепродуктивности пористых коллекторов (дебит флюида, приходящийся на единицу снижения пластового давления в скважинах) решается с помощью известной формулы Дюпюи, из которой следует, что искомый параметр Q₀=0,366T/lg(L/r), где Т - гидропроводность, L - половина шага сетки эксплуатационных скважин; r - радиус скважин.

Если определение нефтепродуктивности производится на более ранней чем эксплуатационная стадии, используется эмпирическая зависимость Q₀=f(T), которая в подавляющем большинстве случаев является линейной.

Таким образом, настоящее предложение позволяет определить по данным наземной сейсмической разведки нефтепродуктивность пористых коллекторов в любой точке межскважинного пространства на территории нефтяных полей непрерывно, количественно, с модельным обоснованием и увязкой с результатами скважинных исследований.

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