Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

КАФЕДРА ГЕОФИЗИКИ

СИБИРСКИЙ НАУЧНО ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ И МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ

Квалификационная работа на соискание степени бакалавра

ИЗУЧЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗОН РАЗВИТИЯ ЛОВУШЕК УГЛЕВОДОРОДОВ МЕТОДАМИ ДИНАМИЧЕСКОЙ ИНВЕРСИИ ВОЛНОВОЙ ЗАПИСИ

Научные руководители

Г.А. Берилко

Н.К. Губина

Новосибирск 2009 г.



ВВЕДЕНИЕ

По мере развития и совершенствования методов обработки сейсмических данных становилось все более очевидным, что кроме традиционной информации о структуре геологических толщ сейсмические временные разрезы несут сведения о вещественном составе пород и условиях осадконакопления. Возникла острая необходимость в создании новых методов интерпретации, заключенной в сейсмических данных.

Современные сейсмические разрезы ОГТ МОВ зачастую весьма сильно похожи на геологические разрезы. Поэтому кажется, что их вполне может интерпретировать геолог, не имеющий четких представлений о принципиальных ограничениях, присущих геофизическим методам. На сейсмических разрезах изображается интегральная волновая картина, формирующаяся при распространении сейсмических волн в земной коре, и взаимное расположение пластов горных пород - лишь один из многих факторов, определяющих эту картину. Анализ и обработка сейсмических данных помогают подавить множество сигналов, не связанных с реальными отражениями от границ пластов. Следует помнить, что в большинстве своем регистрируемые отражения являются результатом сложной интерференции нескольких элементарных сигналов, поэтому не существует прямого однозначного соответствия между отражением, видимым на сейсморазведке МОВ, и поверхностью раздела в недрах земной коры.

Даже в случае высококачественных регистрации и обработки и при наличии вблизи профиля скважины с данными ГИС, что предполагает возможность выделения именно первичных отраженных сигналов, остается некоторая неоднозначность определяемая ограничениями, связанными с длиной сейсмической волны.

При интерпретации данных сейсморазведки методом ОГТ (ОСТ), есть возможность дополнительно использовать количественную характеристику амплитуд. Тщательная динамическая обработка полевого материала хорошего качества позволяет получать сейсмические трассы с высоким уровнем амплитудной и временной разрешенности, т.е. с преобладанием коротких импульсов однократных отражений. Такие сейсмические трассы близки к импульсной сейсмограмме, на которой амплитуды колебаний пропорциональны коэффициентам отражения соответствующих границ. На этой зависимости базируются различные методы динамической инверсии волновой картины, преобразующие амплитуды сейсмических колебаний в оценки упругих свойств горных пород. В этой работе представлены результаты работы на основе эффективных коэффициентов отражения, на территории Томской области.

Открытие в Западной Сибири промышленных месторождений нефти и газа, приуроченных к антиклинальным объектам в верхнеюрских горизонтах, предопределило основное направление геолого-геофизических исследований на долгие годы - картирование и подготовка к бурению локальных структур. Работы с 70х годов проводились методом отраженных волн, который позже перешёл от однократного (МОВ) к многократному перекрытию (МОГТ). МОГТ - позволил добиться больших результатов и стал основным методом геофизики. К середине 80-х годов стало очевидным, что фонд крупных и средних локальных поднятий, расположенных в пределах нефтегазоперспективных территорий близок к минимуму. В то же время, согласно экспертным оценкам, значительная доля ресурсов углеводородов может быть сосредоточена в нетрадиционных объектах, в том числе, и неантиклинальных. В 1985г. перед геологами и геофизиками была поставлена задача разработки методики поиска и подготовки к бурению нетрадиционных сложнопостроенных объектов - неантиклинальных ловушек (НАЛ). На территории Томской области первый опыт проведения сейсморазведочных исследований в этом направлении. Для решения задач прогнозирования геологического разреза и выявления НАЛ использовались сеймофациальный анализ, пакеты РЕАПАК, ИНТЕРСЕЙС, СВАН-анализ, СФА и т.д. В частности, именно с широкого использования комплекса РЕАПАК, разработанного в СНИИГГиМСе под руководством Д.И. Рудницкой, с геологических обобщений и рекомендаций, опубликованных в работах Е.Е. Даненберга, В.Б. Белозерова, И.А. Иванова и других, началась история поиска сложнопостроенных нефтегазоперспективных объектов Томскими геофизиками.

Поисковое, опорное, параметрическое и разведочное бурение в Западной Сибири проводится еще с 50-х годов.

Оно дает уникальную информацию для формирования модели геологического строения Западно-Сибирской платформы.

Планомерное изучение юго-восточных районов Западной Сибири геолого-геофизическими методами показало впечатляющие результаты. За все годы (данные 2002 года) нефтепоисковых работ не территории Томской области проведены следующие работы:

§ Подготовлено к глубокому бурению 488 нефтегазоперспективных объектов (31 из которых НАЛ);

§ Глубоким бурением проведена оценка 332 подготовленных объектов со 100% подтверждаемостью структур по результатам сейсморазведочных работ. Треть из них открыли месторождения;

К сожалению, до сих пор отличается неравномерная изученность Томской области глубоким бурением, и геофизическими исследованиями.

Безусловно, наиболее изучены на территории Томской области. Горизонты верхней юры, детально охарактеризованы керновым материалом, данными ГИС и результатами испытаний. В данной работе объектом исследованием выбрана верхняя юра.



ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1) 1D/2D математическое моделирование волновых полей для исследования формы интерференционного сигнала (MatLab R.2008b).

2) Расчет элементарного сигнала f(t) и исследование его формы.

Геоакустическое моделирование в GeoGraphix SeismModeling (скважины: Восток - 3, Тагайская - 3, Северо-Васюганская - 9).

3) 2D ЭКО преобразование временного разреза (РЕАПАК- I).

4) Разработка программы позволяющей получать ПАР из разреза ЭКО с приемлемыми ошибками определения эффективных пластовых скоростей (MatLab R.2008b).

Контроль качества: данные ГИС (ВСП, АК и др.).

5) Изучение возможностей ПАР в задачах поиска ловушек УВ (в том числе неантиклинальных).

6) Решение сейсмостратиграфической задачи.

§ Геометрия аномальных объектов.

§ Эффективные пластовые скорости.

§ Литофизическая модель.

Общая схема реализации задачи имеющимися средствами с указанием используемых программ на каждом шаге



ГЛАВА I. ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1 Келловей-волжский сейсмогеологический комплекс

По наличию региональных геологических и сейсмических реперов и с учетом условий формирования в нефтегазоперспективном интервале разреза мезозойских отложений Западной Сибири можно выделить несколько сейсмогеологических комплексов. Нас интересует келловей-волжский комплекс (КВК).

Литолого-фациальные модели строения келловей-верхнеюрских отложений в процессе изучения осадочных образований Западно-Сибирского мегабассейна разрабатывались многократно. От «грубой» региональной, до детальных моделей.

В 1960 - 1970-е годы активно использовались сведения о верхнеюрских отложениях района по данным анализа кернового материала: их стратиграфия, вещественный состав, фациальные и палеогеографические характеристики. В то время сформировалось близкое к современному представление, об условиях формирования келловей-верхнеюрских отложений. [[2] Н.М. Кропачев, 2008]

На большей части исследуемой территории в состав пород КВК входят отложения васюганской, георгиевской и баженовской свит, формирование которых происходило в прибрежно-, мелководно- и глубоководно-морских условиях. Полный разрез юрского мегакомплекса представлен отложениями урманской, тогурской, салатской, тюменской, васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Васюганская свита на большей части исследуемого региона трансгрессивно залегает на континентальных отложениях тюменской свиты, относящейся к подстилающему байос-батскому сейсмогеологическому комплексу. По находкам разнообразной морской фауны ее верхняя граница определена верхним оксфордом. По литологическому составу свита разделена на верхнюю и нижнюю подсвиты.

Нижневасюганская подсвита представлена преимущественно аргиллитами с немногочисленными прослоями песчаников и алевролитов. Толщина подсвиты составляет 30 - 40 м, иногда достигая 50 м.

Верхневасюганская подсвита представлена толщей переслаивающихся песчаников, аргиллитов и алевролитов с прослоями углей и углистых аргиллитов. Полный ее разрез содержит 4 - 5 песчаных пластов, совокупность которых формирует регионально нефтегазоносный на юге Западной Сибири горизонт Ю₁. Наличие регрессивного и трансгрессивного циклов осадконакопления позволяет выделить в разрезе горизонта Ю₁ две пачки, разделенные региональным угольным пластом У₁.

§ Подугольная пачка представлена в разрезе регрессивными песчаными пластами Ю₁⁴, Ю₁³, разделенными пластом аргиллитов. Подугольные песчаники, как правило, имеют плащеобразное распространение и хорошо выдержаны по латерали. Мощность варьируется от 10м в антиклиналях до 50м в депрессионных зонах.

§ Угольный пласт У₁ сформировался в максимум регрессивного цикла осадконакопления, в континентальных условиях. На значительной части исследуемой территории континентальная толща представлена не одним угольным пластом, а пачкой переслаивающихся песчаников, аргиллитов, алевролитов с большим количеством угольных прослоев, достигая 40 - 50 м. Она получила название межугольная пачка.

§ Надугольная пачка залегает в кровле горизонта Ю₁, под подошвой георгиевской свиты. Полный ее разрез содержит трансгрессивные песчаные пласты Ю₁², Ю₁¹, которые формировались в полифациальных условиях. Это обстоятельство предопределило их невыдержанность по латерали. Частое литологическое замещение и выклинивание даже в пределах отдельных площадей. Толщина пачки составляет от 5 до 35 м. Анализ имеющихся литологических материалов показывает, что коллекторские свойства песчаных пластов горизонта Ю₁ васюганской свиты определяются первичными и вторичными факторами, а именно: палеофациальными обстановками осадконакопления и вторичными процессами, связанными с гидротермальной проработкой. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают баровые песчаные тела приливно-отливных зон, регрессивные песчаники, периферийные участки дельтовых протоков и т. д. Устойчивость коллекторских свойств пластов по латерали зависит от фациальной однородности строения песчаного резервуара. Есть материалы показывающие, что фильтрационно-емкостные характеристики верхнеюрских песчаных пластов значительно изменяются. Пористость коллекторов, как правило, колеблется в диапазоне от 10 до 28%, проницаемость - 1-5 милидарси и более. [[1] В.А. Конторович,2002]

1.2 Стратиграфическая приуроченность залежей нефти и газа

Наличие в разрезе верхней юры регионально-развитого горизонта Ю₁ являющегося резервуаром для залежей углеводородов и перекрывающих его битуминозных аргиллитов баженовской свиты, выполняющих, с одной стороны, роль основного источника углеводородов, с другой - региональной покрышки, создает исключительно благоприятные предпосылки для формирования месторождений нефти и газа. В отложениях горизонта открыто более 70 месторождений нефти и газа, причем все они в той или ивой мере связаны с антиклинальными структурами. Все залежи горизонта Ю₁ можно разделить на три класса, которые связаны:

§ с отложениями надугольной пачки (пласты Ю₁^1-2);

§ с отложениями подугольной (пласты Ю₁^3-4), и надугольной пачек (пласты Ю₁^1-2);

§ с отложениями подугольной пачки (пласты Ю₁^3-4).

К первому классу относятся залежи, связанные исключительно с песчаными пластами Ю₁^1-2. Как правило, они распространены в том случае, когда отложения над- и подугольной пачек разделены толщей аргиллитов либо относительно мощной угольной пачкой. В этом случае последние играют роль экрана на пути миграции углеводородов из баженовской свиты в регрессивные подугольные песчаные пласты. В частности, такая ситуация наблюдается на Первомайско-Весеннем месторождении, где обладающие хорошими коллекторскими свойствами подугольные песчаные резервуары, хотя и широко распространились, не содержат залежей углеводородов. При этом толщина продуктивной части разреза не превышает 10 - 15 м, а высота залежи - более 100 м. К этому классу относятся также Грушевое, Горстовое, Игольско-Таловое. Карайское, Западно-Карайсиое, Двойное и многие другие месторождения.

Аналогичную роль экрана на пути миграции углеводородов из нефтематеринской баженовской свиты в надугольные песчаные пласты горизонта Ю₁ могут выполнять аргиллиты георгиевской свиты, в зонах распространения которой залежи углеводородов отсутствуют. Откуда следует, что присутствие георгиевской свиты неблагоприятно для формирования залежей в отложениях горизонта Ю₁.

Ко второму классу относятся месторождения нефти и газа, в которых наличие залежи в подугольной части сопровождается присутствием углеводородов и в надугольной, которая обычно больше по площади. Этот тип залежей наблюдается при отсутствии надежного экрана, разделяющего над- и подугольные резервуары. В этом случае залежи гидродинамически связаны между собой и имеют единый ВНК. К этому классу относятся Вахское, Оленье, Катыльгинское, Крапивинское, Столбовое, Малореченское, Герасимовское, Мыльджинское и другие месторождения.

К третьему, наиболее редкому, классу относятся месторождения, в которых залежь углеводородов распространена только в подугольной пачке. Для этого типа месторождений характерно то, что надугольная часть разреза имеет незначительную толщину, низкие коллекторские свойства, а надежный экран, разделяющий верхнеюрские регрессивные и трансгрессивные отложения, отсутствует. Месторождения этого класса, открытые на Поселковой, Моисеевской, Полуденной, Средненюрольской и других площадях относятся к категории мелких.[1]

Для формирования классических ловушек, способных содержать залежи углеводородов, необходимо наличие:

ь коллектора, способного аккумулировать залежь;

ь покрышки, способной удерживать залежь;

ь благоприятных структурно-тектонических условий, позволяющих сохранить залежь.

При поиске и подготовки к бурению традиционных антиклинальных нефтегазоперспективных объектов в верхней юре решалась только третья задача. Обоснованием для такого подхода было региональное распространение горизонта Ю₁ способного служить резервуаром и перекрывающих его отложений баженовской свиты - надежного флюидоупора. При поиске сложнопостроенных НАЛ необходимо решать все три задачи.

Наиболее широко распространены методические приёмы комплексной интерпретации материалов сейсморазведки и геологических данных, нацеленные на решение этих задач, опирающихся на принципы сейсмостратиграфии.

Сейсмическая стратиграфия - это изучение стратиграфии и фациального состава осадочных пород посредством интерпретации данных сейсморазведки. При анализе материалов используется преимущественно визуальный анализ сейсмических разрезов. Стратиграфию анализируют по конфигурации сейсмических отражений, изучая геометрические формы сейсмокомплексов.

Классические методы стратиграфии и литостратиграфии в нефтегазоносных бассейнах опираются на анализ геологических материалов по обнажениям, расположенным главным образом в периферических частях бассейнов, изучение керна скважин и материалов ГИС. Сейсморазведка позволяет осуществлять непрерывное картирование геологических тел в трехмерном геологическом пространстве, что делает существенно более детальным и точным литостратиграфические построения.

Анализ сейсмических фаций включает восстановление обстановок осадконакопления и выделение литофаций. Под сейсмофацией понимают группу сейсмических отражений, обладающих определенным сочетанием таких характеристик, как конфигурация амплитуды, непрерывность частоты и интервальная (пластовая) скорость. Прогноз осадочных фаций по сейсморазведочным данным возможен также благодаря использованию специальных методов интерпретации сейсмических отражений. Его можно назвать сейсмофациальным анализом, который является составной частью сейсмостратиграфического подхода. Тип сейсмофации, соответствующей песчано-глинистым отложениям, зависит от глубины моря в момент осадконакопления. Поэтому построение схемы обстановок осадконакопления с расчленением ее на зоны и окраины шельфа, континентального склона и дна бассейна позволяет получить основу для первого приближения классификации терригенных сейсмофациальных единиц. [2].

Цель сейсмостратиграфического анализа - восстановление условий седиментации, прогноз литологического состава и картирование геологических тел на базе комплексной интерпретации сейсморазведочных и геологических данных.

Все залежи УВ в отложениях горизонта Ю₁ связаны с антиклинальными структурами III порядка. До середины 80-х годов локальные поднятия, выделенные в структурном плане баженовской свиты, рассматривались в качестве основных нефтегазоперспективных объектов. Анализ акустических характеристик КВК свидетельствуют о том, что отложения баженовской свиты обладают аномально низкими скоростями распространения продольных сейсмических волн относительно вмещающих толщ. Приуроченный к ее подошве горизонт II^a - наиболее надежный сейсмический репер. Горизонт обладает высоким энергетическим уровнем и хорошо коррелируется на временных разрезах. На современной стадии геолого-геофизической изученности региона ошибка определения глубины горизонта по сейсморазведочным данным не превышает 10 м, что позволяет осуществлять кондиционные структурные построения масштаба 1:50 000, 1:20 000.

На сегодняшний день основная масса неразведанных ресурсов УВ остается сконцентрированной в отложениях верхней юры. Все месторождения нефти и газа в отложениях горизонта Ю₁ связаны с локальными поднятиями, залежи нефти в их пределах, как правило, контролируются не только структурным фактором, но и наличием литологических экранов.

При подготовке нефтегазоперспективных объектов необходимо решать следующие задачи:

§ определить глубины залегания поверхностей флюидоупора и резервуара;

§ определить зону распространения и качество покрышки;

§ определить зону распространения и качество резервуара;

§ оценить возможность существования тектонических экранов и осуществить их картирование.

Наличие в разрезе регионального флюидоупора - баженовской свиты, позволяет кондиционно решать первые две задачи.

Вследствие этого задача картирования сложнопостроенных литологических, литолого-стратиграфических, структурно-литологических ловушек в келловей-волжских отложениях сводится к определению зон распространения, замещения песчаных пластов и прогнозированию участков, наиболее перспективных для формирования высокодебитных коллекторов. Эта задача также одна из важнейших на стадии разведки и доразведки уже открытых месторождений нефти и газа.

Метод динамической инверсии временного разреза, позволяющий получать временные разрезы эффективных коэффициентов отражений (ВРЭКО) и псевдоакустические разрезы (ПАР) - помогает решать в рамках эффективной модели все вышеназванные задачи, в том числе выделение и картирование разрывных нарушений.

Изучение свойств и природы интерференционной записи, позволяет правильно интерпретировать разрезы ЭКО. Поэтому, рассмотрим акустические характеристики КВК.



2. ГЛАВА II. ИССЛЕДОВАНИЯ АКУСТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК КВК НА ОСНОВЕ ГЕОАКУСТИЧЕСКОГО И МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

2.1 Акустическая характеристика келловей-волжских отложений

В западных и центральных районах региона скорость распространения продольных сейсмических волн в породах баженовской свиты 2700-3000 м/с. Акустические свойства аргиллитов георгиевской свиты в значительной степени зависят от условий осадконакопления и могут изменятся от 3000 до 4000 м/с.

Несмотря на наличие в разрезе верхневасюганской подсвиты различных литологических разностей, эти отложения характеризуются «акустической невыразительностью». Перепады скоростей на границах между песчаниками, аргиллитами и алевролитами, как правило, не превышают 200-500 м/с, (за исключением пластов углей и углистых аргиллитов со скоростями 2500-3000 м/с, рис. 2.1).

На территории Томской обл. мощность келловей-волжских отложений, как правило, не превышает 100 - 120 м.

При стандартной «среднечастотной» сейсморазведке длина волны также около 100 м, следовательно, келловей-волжский комплекс пород отображается на временных разрезах одной интерференционной волной - волновым пакетом IIa. Наличие в разрезе баженовской свиты, затрудняет прогнозирование разреза неоднородных нефтеносных песчаных пластов васюганской свиты. Влияние васюганской свиты на характер сейсмической записи проявляется в осложнении фаз интерференционной волны и изменении ее динамических характеристик.

келловей волжский нефть газ



Рис. 2.1 Литолого-акустическая модель келловей-волжских отлжений: 1 - аргилиты; 2 - алевролит; 3 - песчанник; 4- уголь

Несмотря на наличие в разрезе верхневасюганской подсвиты различных литологических разностей, эти отложения характеризуются «акустической невыразительностью». Перепады скоростей на границах между песчаниками, аргиллитами и алевролитами, как правило, не превышают 200-500 м/с, (за исключением пластов углей и углистых аргиллитов со скоростями 2500-3000 м/с, рис. 2.1). На территории Томской обл. мощность келловей-волжских отложений, как правило, не превышает 100 - 120 м. При стандартной «среднечастотной» сейсморазведке длина

2.2 1D/2D моделирование

В рамках проведенных исследований с использованием аппарата математического моделирования волновых полей проанализированы энергетические характеристики волн, сформировавшихся в интервале баженовской свиты и в ситуациях, типичных для строения васюганской свиты (рис. 2.2).



Рис. 2.2 Одномерное моделирование (по Конторовичу В.А.)

Качественная характеристика интенсивности отраженных волн оценивалась величиной отношения максимальных амплитуд волн, сформировавшихся на границах (или серии границ) васюганской свиты, к максимуму отраженной волны от пачки глинисто-кремнистых пород. Анализ рассчитанных сейсмических трасс показал, что реальное влияние на динамические характеристики волны II^а может оказывать развитие в разрезе васюганской свиты отложений межугольной пачки либо угольных пластов толщиной 2 м и более, интенсивность отраженных волн от которых составляет 25 - 60 % от энергетического уровня волны, сформировавшейся на баженовской свите. Воздействовать на характер волнового поля могут также 15 - 20-метровые пачки плотных (известковистых) песчаников, характеризующихся относительно высокими пластовыми скоростями (A_max = 0.25^.A_min), либо "чистых" аргиллитов с относительно низкими скоростями распространения продольных сейсмических волн (A_max = (0.2 - 0.4) ^.А_bg).

В зависимости от изменения толщины отложений, разделяющих пачки с аномальными акустическими характеристиками, интенсивность интерференционной волны может, как увеличиваться, так и уменьшаться. Очевидно также, что "глинизация" локальных песчаных пластов васюганской свиты, толщина которых составляет 3-10 м, не может существенно влиять ни на рисунок сейсмической записи, ни на динамические параметры интерференционной волны.

Опыт интерпретации геолого-геофизических материалов показывает, что при существующей частоте сейсмической записи решение этих задач необходимо осуществлять по косвенным признакам.

2D моделирование

Рассмотрим обобщенную литолого-акустическую модель келловей волжской части разреза. По модели построен синтетический временной разрез (рис. 2.3). В рамках модели анализировалось влияние увеличения толщины верхневасюганской подсвиты от 35 до 80 м на характер сейсмической записи волнового пакета II^a. Интерпретация полученных материалов позволила сделать вывод о том, что увеличение толщины горизонта Ю₁ находит отражение в «длительности» волнового пакета II^a, т.е. происходит постепенное увеличение ДТ между горизонтом II^a и I^б - последней фазой волнового пакета. Если толщина верхневасюганской подсвиты достигает 40 - 45 м, происходит осложнение отрицательной фазы волны, и между горизонтами II^a и I^б появляется дополнительный экстремум. Рассматривая полученные результаты математического моделирования волновых полей с позиции динамического анализа, можно отметить, что процесс уменьшения толщины надугольной пачки находит отражение в распределении амплитудных и частотных характеристик сейсмической записи. На временном разрезе это отображается в виде падения энергетического уровня интерференционной волны IIa и уменьшения частоты сейсмической записи волнового пакета IIa.



Рис. 2.3 Влияние толщины горизонта Ю1 на характер сейсмической записи волнового пакета IIа: а - акустические модели, б - синтетический временной разрез

Полученные выводы хорошо согласуются с физическими основами сейсморазведки. Если считать интерференционную волну суперпозицией сигналов, формирующихся на акустических границах, то очевидно, что при несущей частоте импульса 30 - 40 Гц уменьшение расстояния между коэффициентами отражения в определенный момент приводит к «противофазности суммирования» сформировавшейся волны. Следовательно, энергетический уровень и частота интерференционной волны должны существенно падать (рис. 2.4).

Рис. 2.4 Синтетический временной разрез, в ситуации с уменьшением мощности надугольной и межугольной пачки. (MatLab.R2008b)



В рамках дипломной работы были проведены дополнительные исследования эффектов интерференции на временном разрезе. Опираясь на физические принципы сейсморазведки о суперпозиции сигналов, в среде MATLAB.R008b были промоделированы различные ситуации (в том числе выше названные (рис. 2.2, 2.3)) для сигнала f(t) определенного при одномерном моделировании на скважинах.

На рисунке 1.4 Представлен результат моделирования временного разреза из следующей пластовой модели: 30м - Баженовская свита (3200м/с), 15м - Георгиевская свита (4500м/с), далее среди однородной толщи верхневасюганской свиты (4000м/с) - два угольных пласта по 7 м (2500м/с). Различные соотношения мощности над и межугольной пачки разбивают синтетический ВР на три зон:

§ В зоне 1 - достаточно большая мощность надугольной пачки (до 150м), и волновой пакет имеет три хорошо отличимых положительных экстремума. Считая от первых вступлений, вторая горизонтальная отрицательная фаза в этой зоне самая невыразительная.

§ В зоне 2 - оба положительных максимума образованных в нижней части модели - сходятся в один растянутый положительный экстремум. Соответственно энергетический уровень волны II^a в этой зоне наименьший. Вторая отрицательная фаза здесь принимает максимальное значение.

§ В зоне 3 - Соотношение мощностей становится такой, что сигнал синфазно суммируется, образуя максимальную вторую положительную фазу, а вторая отрицательная и первая положительная наоборот теряют амплитуду.

Таким образом, от 1ой к 3й зоне можно прогнозировать, что коллекторские свойства Ю₁¹ ухудшаются, а Ю₁² - улучшаются.

Рассмотрим конкретный пример ловушки. При интерпретации сейсморазведочных материалов зоны понижения значений энергетического уровня волн часто связывают с влиянием нефтяных залежей и воспринимают как прямой поисковый признак - «эффект белого пятна». На рисунке 2.5 приведены две модели келловей-волжских отложений, удовлетворяющих единой акустической модели.

Рис. 2.5 Синтетический временной разрез (а), рассчитанные по нему амплитудные характеристики волн (б) и возможные варианты интерпретации (в, г). 1 - флюидоупор; 2 - коллектор; 3 - зона замещения непроницаемыми разностями; 4 - залежи УВ

В первой рассматривается структурная ловушка, во второй предполагается, что в присводной части структуры пласт-коллектор замещается непроницаемыми разностями. Выше приведены синтетические трассы и график эффективных амплитуд. Если имеет место структурно-литологическая залежь, то зоне ее распространения соответствуют повышенные значения амплитудно-энергетических параметров волн II^a. Для структурной ловушки контур нефтеносности, напротив, характеризуется пониженными значениями энергии волны.

Этот пример позволяет подчеркнуть, что задача восстановления геологического разреза продуктивных отложений и прогноза контуров нефтеносности по сейсмическим данным не имеет однозначного решения и требует использования всей совокупности геолого-геофизической информации, в первую очередь, данных бурения и ГИС.



ГЛАВА III. ДИНАМИЧЕСКАЯ ИНВЕРСИЯ ВОЛНОВОЙ ЗАПИСИ

3.1 Метод ПАК

Исходными данными для псевдоакустического каротажа служат трассы временного разреза ОГТ, обработанные с сохранением относительных амплитуд. Предпочтительно использовать мигрированный разрез - по причине его более высокой горизонтальной разрешенности, на котором полезные импульсы приведены к нуль-фазовой форме. В результате предшествующей динамической обработки временной разрез превращен в последовательность трасс коэффициентов отражения (КО). Каждый амплитудный отсчет такой трассы равен соответствующему коэффициенту отражения при нормальном падении плоской волны на плоскую границу раздела двух слоев с акустическими жесткостями и . Для такого случая известно соотношение:

(1)

Отсюда можно найти акустическую жесткость подстилающего слоя по жесткости покрывающего слоя при заданном КО разделяющей их границы:

(2)

При геологической интерпретации обычно используют оценки не , а сейсмических скоростей , которые определяются по скважинным данным и полевым наблюдениям. В осадочных породах влияние изменений плотности на величины КО значительно меньше, чем влияние изменений скорости. В условиях отсутствия данных о плотности пород последняя принимается постоянной.

Для любого m - слоя выполняется рекуррентная формула последовательного определения скоростей:

(3)

Эта формула позволяет дискретно заданную трассу КО пересчитать в трассу соответствующих интервальных скоростей . Получаемый результат подобен кривой акустического каротажа (АК). Таким образом, из трасс временного разреза получают временной разрез ПАК , по которому выполняют геологическую интерпретацию, выявляя и прослеживая высокоскоростные слои песчаников, обладающие коллекторскими свойствами.

Так как на трассах исходного реального временного разреза величины и полярности амплитудных отсчетов условны и не равны величинам и знакам соответствующих коэффициентов отражения, соотношение между ними невозможно установить, располагая только полевыми наблюдениями. Поэтому наличие вблизи сейсмического профиля скважины с данными АК (DT) в исследуемом интервале глубин является непременным условием реализации метода ПАК. По кривой АК, пересчитанной в функцию , вычисляют импульсную трассу коэффициентов отражения . Из нее путем свертки с заданным волновым импульсом получают синтетическую трассу . Форму импульса волны находят по ближайшим к скважине трассам исходного временного разреза. По ним строят осредненную опорную трассу , для которой вычисляют автокорреляционную функцию . По ее спектру мощности определяют амплитудный спектр импульса (фазовый спектр принимается нулевым). Сопоставляя опорную трассу , с синтетической , находят величину и знак масштабного коэффициента, который приводит уровень и полярность отсчетов опорной трассы к величине и знаку соответствующих КО. Этот коэффициент используют для масштабирования трасс исходного разреза, которые потом преобразуют во временной разрез ПАК.

Ограниченность спектрального состава полезных волн лимитирует разрешающую способность динамической инверсии, т.е. мощность выделяемых ею сейсмических пластов. Вертикальная разрешающая способность МОВ в горизонтально слоистой среде оценивается четвертью длиной волны. Таким образом, пластовые скорости можно определить в интервале мощностей

до

В сейсморазведке результативная картина обычно содержит достаточно интенсивные спектральные компоненты в диапазоне частот 10 - 60 Гц. Принимая характерные скорости для терригенных разрезов 2 - 4 км/с, получим, что амплитудная инверсия отраженных волн способна определять скорости в сейсмических слоях мощностью от 10 до 100 м.

Т. е. минимальные мощности пластов, выделяемые ПАК, примерно на порядок больше чем в реальном акустическом каротаже. Амплитудная инверсия имеет ограничение со стороны минимальных частот, что не позволяет методом ПАК оценивать скорости в пластах мощностью порядка 100 м и более. В таком случае имеет смысл выполнять ПАК -преобразование только в целевом интервале времен. Остальную информацию о скоростях получают по данным АК и ВСП опорной скважины.

Поскольку на временном разрезе всегда присутствует фон мешающих колебаний, оценки пластовых скоростей по одиночным трассам подвержены случайным искажениям. Устойчивость результатов ПАК повышают путем пространственного сглаживания совокупности инвертированных трасс, которое выполняют по линиям или по площади наблюдений.

Как указывалось выше, в методе ПАК допускается нулевая или минимально-фазовая форма сигнала , что позволяет восстанавливать его форму по автокорреляционной функции сейсмической трассы. Однако далеко не всегда такие допущения обоснованы в отношении волновых импульсов, составляющих реальный временной разрез. Значит, необходимы иные подходы к оценке формы сигнала .

3.2 Комплекс РЕАПАК - I

3.2.1 Метод суммирование волновых пакетов (СВП)

Ключевым моментом динамической инверсии является определение формы элементарного сигнала, образующего на сейсмической трассе интерференционные колебания отраженных волн.

Пусть на трассе временного разреза имеется M волновых пакетов , m=1,2,…,M. Структура каждого пакета описывается, подобно , свёрточно-аддитивной моделью:

(4)

где и - амплитуды и времена прихода интерферирующих отраженных импульсов в количестве К, имеющих форму f(t), и n(t) - случайная суммарная помеха. Выделим в пакете первую по времени прихода элементарную отраженную волну

(5)

Её параметры и точно не известны, однако логично допустить, что первый в пакете экстремум колебаний, преобладающий (по модулю) над соседними экстремумами, принадлежит этой волне. Введем маркирующие параметры m-го волнового пакета - (амплитуда) и (время) выделенного временного пакета. Сложив все пакеты и поделив суммарные амплитуды на количество слагаемых, получим среднее значение колебаний

(6)

Здесь - и есть оценка формы элементарного отражения, получаемая при синфазном сложении первых волн всех пакетов, причем с увеличением числа М имеем:. Функция - среднее значение всех остальных колебаний в пакетах - последующих отраженных волн и волн-помех, которые складываются со случайными относительными сдвигами, так что с увеличением М имеем: .

3.2.2. Метод построения временного разреза ЭКО (ВРЭКО)

Метод ЭКО базируется на эффективной сейсмической модели, создаваемой в процессе совместного анализа МОВ, ВСП и АК (DT). Разрез осадочных отложений состоит из двух компонент: стабильных тонкослоистых пачек с контрастными акустическими свойствами и сравнительно монотонных по этим свойствам толстослоистых интервалов между пачками. В сейсмическом поле первые проявляются интерференционными волновыми пакетами, которые прослеживаются на разрезе как устойчивые по латерали отражения, вторые образуют суммарный волновой фон слаборегулярного характера. На временном разрезе ЭКО отражающая граница изображена в виде цепочки дискретных горизонтальных площадок. Величина и знак ЭКО изображены длиной и цветом штриха ортогонального к площадке. Такие разрезы используют при геологической интерпретации волновой картины, анализируя изменения во времени и пространстве величины и знаков коэффициентов отражения сейсмических границ. Построенная методом ЭКО литофизическая модель осадочных отложений помогает прогнозировать их коллекторские свойства и нефтегазоносность.

Импульс элементарного отражения , найденный способом СВП, не ограничен какими либо допущениями о его форме. Далее он используется для разложения интерференционных пакетов колебаний на составляющие волны с тем, чтобы определить значения их амплитуд и времен. По существу такое преобразование представляет собой своеобразную деконволюцию волнового пакета, однако процедура здесь существенно отличается от обратной фильтрации.

Элементарные интерферирующие волны выделяют из их пакета путем корреляционного обнаружения. Сначала вычисляют ФВК (функция взаимной корреляции) волнового пакета и элементарного сигнала , нормированную на энергию последнего:

Максимальный (по модулю) экстремум функции определяет амплитуду и время самой интенсивной из интерферирующих в пакете волн. Эту волну вычитают из пакета . Затем многократно повторяют процедуры корреляционного обнаружения самого сильного из оставшихся отражений и его вычитания из пакета, пока не определят параметры a_kt_k всех сигналов, которые превышают уровень остаточного фона. Такой способ деконволюции назван динамическим сжатием. С его помощью из трассы исходного временного разреза получают импульсную трассу отраженных волн. Для преобразования последней в трассу ЭКО необходимо определить масштабный коэффициент.

Его находят сопоставлением расчетной трассы с кривой реального акустического каротажа опорной скважины.

Используя масштабный коэффициент, из исходного временного разреза получают временной разрез эффективных коэффициентов отражения.



ГЛАВА IV. АВТОРСКИЙ СПОСОБ РЕАЛИЗАЦИИ РЕШЕНИЯ ОБРАТНОЙ ЗАДАЧИ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

4.1 Преобразования временного разреза ЭКО

Дальнейшее преобразование ВРЭКО в рамках данной работы заключалось в построении более наглядного импульсно разреза для решения задач сеймостратиграфии и динамического анализа. ПРЭКО - «преобразованный» разрез ЭКО.

На наш взгляд интерпретация ПРЭКО намного удобнее и однозначнее, чем обычного временного разреза. На ПРЭКО удобнее вести амплитудный анализ, выделять области повышенных (пониженных) значений ЭКО («эффект яркого (белого) пятна»), отслеживать разрывные нарушения, коррелировать горизонты, а также выполнять построение литофизической модели на основе ПРЭКО. Полученная модель более приближена к геологии в общем смысле, чем на основе ВР.

Его получают простым способом: на трассе, всем нулевым значениям следующим за значением эффективного коэффициента отражения, присваивается значение этого ЭКО. Таким образом, получается пластовый разрез. Далее применяется специальное «сглаживание» по квадратам (G.S.-smoth): в окне выбираются и усредняются малозначимые ЭКО. При таком «сглаживании» не нарушаются интенсивные границы слоев. Разрез ПРЭКО не является временным в чистом виде, так как он составляется в масштабе дискретизации трасс (обычно 2мс), в целевом интервале разреза и без введения фазовых поправок. Знак и величина ЭКО здесь показана цветом и оттенком. ПРЭКО служит для более наглядного и удобного представления обычного разреза ЭКО, и по всем характеристикам может служить заменой обычного временного разреза. В первом приближении он представляет собой эффективную пластовую модель среды (рис. 3.2). Так же ПРЭКО в дальнейшем используется для построения различных вариантов псевдоакустических разрезов.

Следует отметить, что при работе с ВР мы имеем дело с фазами, причем измененными после обработки и отсюда понятие мощность слоя на ВР - становится неоднозначным, хотя, конечно, не стоит забывать о разрешающей способности ПРЭКО, т.к. от нее зависит мощность выделяемых пластов. Изображение ПРЭКО - свободно от эффектов связанных с соотношением вертикально-горизонтального масштаба.

Рис. 4.2 Пример «преобразованного» разреза ЭКО (профиль 03-95-9, Северо-Васюганская пл.).

Рис. 4.3 Сигналы, нормированные на 1 и амплитудный спектр сигнала f(t), полученного методом СВП (профиль Восток-11)

4.2 Построение псевдоакустического разреза (ПАР, ПАР-Д и ПАРDiff)

ПАР вычисляется на базе ПРЭКО и наличие вблизи сейсмического профиля скважины с данными АК в исследуемом интервале глубин НЕ является непременным условием реализации метода. Для построения ПАР используется сигнал определенный не по DT, а по методу СВП. Как показало одномерное моделирование (скв. Восток - 3), при построении ВРЭКО можно пользоваться элементарным сигналом f(t) полученным методом СВП. Сравнение с сигналом, полученным стандартным методом (рис. 4.3) по DT, даёт коэффициент корреляции более 0.92.

В остальном расчет эффективных пластовых скоростей происходит по методу ПАК. На ПРЭКО выбирается контрольный (чистый) горизонт, где априорно известно значение эффективной скорости и от него происходит расчет V_эфф.пл вверх (V¹) и вниз (V₁) по формуле (2).

Рис. 4.4 Пример ПАР. Хорошо видно, что на трассах с 40 по 47, пластовые скорости имеют очень завышенные значения (до 9000м/с).

Как показывает практика, использовать непосредственно этот метод, имея временной разрез обработанный для амплитудного анализа (с сохранением относительных амплитуд и пр.) не позволяет получить приемлемые значения V_эфф.пл в целевом интервале (рис. 3.4). Сложное геологическое строение в небольшом интервале времен (тонкослоистые пачки, выклинивания, разломы и складки) ведет к появлению сложных интерференционных эффектов на записи. К тому же вносят свой вклад и помехи самой записи. Из-за сложной интерференционной записи на ВР, на вычисленном разрезе ЭКО локально появляются дополнительные коэффициенты отражения, т.к. сигнал f(t) все же отличен от истинного входного сигнала. Подобные «ложные» коэффициенты вносят свой вклад при расчете ПАР. Последовательность однополярных ЭКО на одной импульсной трассе при расчете V_эфф.пл приводят к появлению нереально больших (малых) пластовых скоростей. ПАР становиться очень «изрезанным» и трассы после неоднородностей - бракованными (рис. 4.4).

Одним из способов борьбы с таким эффектом является вычисление ПАР по двум линиям, ограничивающим интервал неоднородности (ПАР-Д (двойной)). Также его можно использовать для специального изучения целевого интервала разреза. При вычислении V_эфф.пл. таким способом, целевой интервал подвергается двойному расчету скоростей по двум вертикальным направлениям и далее выбираются значения наиболее близкие к известной V_эфф.ср. или АК (рис. 4.5). Данный метод помогает изучать неоднородность в целевом интервале, но применим при условии наличия двух хорошо прослеживаемых фаз на временном разрезе ограничивающих его.

Рис. 4.5. Пример ПАР-Д, схема целевого интервала и отдельно CDP: 5195 (44) Черная линия - ПАР-Д; Синяя - V1, V1 ; Зелёная - V2, V2; (профиль Line_4, CDP:5150-5250, Тагайская пл.)

В рамках этой работы был получен еще один небольшой, но очень интересный результат. Наличие двух наборов псевдоакустических трасс (от двух расчетных линий) дает возможность локализовать источники образования аномальных скоростей, выявить трассы с последовательностью однополярных ЭКО. Природа таких аномалий может быть различна - от дефектов записи, обработки, ошибки определения f(t), до геологических особенностей среды (разломы, изменение породного состава по латерали (фациальные изменения), флюидонасыщенные породы и др.). Простое вычитание одного набора из другого дает разностный ПАР (ПАР_Diff). Для удобства ПАР_Diff имеет размерность «%», и цветовую шкалу от ±5 - 15% (рис. 4.6).

Формула расчета

Рис. 3.6. Пример ПАРdiff, разрез и отдельно CDP: 5195 (14), 5231 (40), 5245 (54). (профиль Line_4, CDP:5200-5300, Тагайская пл.)

4.3 Построение ПАР на основе ПРЭКО (ПАР-DT)

Если в распоряжении имеется кривая акустического каротажа в целевом интервале глубин, то есть возможность построить разрез с наиболее близкими к АК значениями эффективных пластовых скоростей. Таким образом, перейти от одномерных скважинных данных к двумерным (распределение V_эфф.пл. по разрезу). Простой способ - это зацепившись за контрольный горизонт, продолжить кривую АК (DT) по разрезу от скважины (разрез DT, рис. 4.7). Но, такое решение задачи нахождения распределения пластовых скоростей неприемлемо даже на небольшом расстоянии от скважины. Сложность геологического строения (выклинивания, замещения, разломы и пр.) обеспечивает изменение параметров слоев по горизонтали (мощность, скорость, плотность и пр.), состав и даже само их наличие. Такие изменения можно попробовать учитывать с помощью эффективной литофизической модели среды построенной на основе ВРЭКО. Из-за значительного несоответствия разрешающей способности АК (10-20 см) и ВРЭКО (10-20 м), не имеет смысла использовать кривую в чистом виде.

Рис. 4.7 Разрез DT (профиль 03-95-9, Северо-Васюганская пл.)

Рис. 4.8 Разрез аDTs слева, и ПРЭКО справа (профиль 03-95-9, Северо Васюганская пл.)

Хорошо видно постепенное уменьшение скоростей в васюганской свите, высокоскоростные песчаники верхневасюганской и низкоскоростные глины нижневасюганской свиты. (После завершения кривой АК скорость принимается постоянной). Скоростные аномалии в верхневасюганской свите не такие «яркие» как на ПАР-Д (см. рис. 4.5).

Следует усреднить значения АК, по целевому интервалу ВРЭКО (рис. 3.8). (В данном случае использовалось простое нахождение среднего арифметического, но в некоторых ситуациях стоит применять медианное осреднение). Полученный разрез назовём aDTs (average DT section). Такой разрез можно использовать при построении литофизической модели, и скорости определенные таким способом являются намного лучшим приближением, чем определенные методом ПАР-Д. Логично предположить, что результаты такого метода приемлемы только на трассах разреза вблизи скважин. Определить границы приемлемости и найти эффективные скорости за ними, можно с помощью метода ПАР_DT.

Для построения используется ПРЭКО (на котором определяются интервалы осреднения АК), и АК (DT) (для определения «первичных» значений V_эфф.пл.).

Вначале решаются одномерные задача - построить псевдоакустические кривые со значениями V_эфф.пл. максимально близкими к aDTs. Анализируется группа трасс. Для каждой рассчитывается трасса ЭКО, затем псевдоакустические кривые. Такие кривые рассчитываются в максимальном количестве точек трассы (длина трассы - равна количеству отсчетов на ней (L, шт.), и в зависимости от производительности ЭВМ точек начала расчета n псевдоакустических кривых может равняться от 2 до L). Стартовая расчетная скорость дважды (можно и больше) берется постоянной: V_st1 , V_st2.

Рис. 4.9 К построению ПАРDT

Первая равна средней скорости песчаников и образует набор высокоскоростных кривых. Затем в этот набор вводятся скоростные поправки, чтобы свести их к единой точке расчета (рис. 4.9, а; где скорость заведомо известна по aDTs и равна V_st1). Подобный «веер» скоростей строится и для второго набора, в точке с V_st2 (рис. 4.9, б). Таким образом, для каждого пласта есть набор из 2n штук V_эфф.пл. Из них выбирается V_эфф.пл максимально близкие к aDTs снизу (mV1) и сверху (MV2) (рис. 3.9, в), из которых по критерию минимума модуля составлялась итоговая псевдоакустическая кривая (ПАР_DT, рис. 4.10). Расчет коэффициентов корреляции и средневзвешенной разности по всему ПАР позволяет оценить насколько совпадают итоговые кривые и АК скважины (рис. 4.11).

Рис. 4.10. Сравнения трасс разреза ПАР-Д, ПАРDT и кривой АК(DT)

Рис. 4.11 Пример схемы привязки скважины и ПАР-Д (ПАР DT). Как видно все кривые подтверждают скважину расположенную вблизи 13 - 14 CDP

Контролем качества для всех вышеуказанных методов являлись кривые АК и другие данные ГИС. Ошибки определения эффективных пластовых скоростей и мощностей слоев, обусловлены многими факторами. Прежде всего они связаны с построением ВРЭКО. Элементарный сигнал f(t), использующийся при обратной свертке с временным разрезом - является лишь приближением истинного входного сигнала. Он имеет ограниченный спектр, как и сам временной разрез (рис. 4.3). Сложная геологическая среда обеспечивает высокопорядковую интерференцию на сейсмотрассах. Появляющиеся за счёт этого высокочастотные колебания на фоне низкочастотных теряются визуально. Хотя именно они позволяют извлекать ЭКО из временного разреза там где обычно коррелируют фазу. Деконволюция обеспечивает широкий спектр, но ухудшает амплитудную разрешенностиь, что недопустимо при количественной интерпретации амплитуд. При сравнении полученных скоростей с АК не стоит забывать о разной разрешающей способности обоих методов, которые невозможно свести в одну систему. Поинтервальное осреднение АК бессмыслено для переслаивающихся тонкослоистых пачек контрастной акустической жесткости. Также ошибки появляются, когда в отсутствие данных о плотности в уравнении (2) последнее принимаются постоянными, и расчетная скорость зависит только от ЭКО и стартовой скорости.

Тем не мение, результат - остается результатом. Используя комплекс информации полученной с ПРЭКО, ПАР-Д, ПАР_DT и ГИС, можно построить литофизическую модель среды - что является более полным решением обратной задачи сейсморазведки.

4.4 Блок - Схема программы PAR.EXE

Для реализации авторских методик были разработаны несколько программ на языке С/С++ в среде MatLab(R2008b). (~1000 строк) (В том числе программа расчета интерференционного сигнала рис.2.4).

Упрощенная блок-схема программы PAR.EXE:



ГЛАВА V. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Тестирование и проверка проводилась на материалах сейсморазведки и бурения Томской области. Использовались региональные и поисковые сейсморазведочные профили, и данные разведочного бурения (параметрические и поисковые скважины). Первые результаты были получены на пересечении региональных профилей Vostok_11 и Line_1. По ним были построены «преобразованные» разрезы ЭКО (рис. 4.1). В месте пересечения находиться скважина Восток-3, c данными ГИС и АК. По этим материалам проводилось одномерное моделирование, с целью проверки точности воспроизводимого методом СВП сигнала.