Патент на изобретение №2225020

(54) СПОСОБ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТИВНОСТИ ТРЕЩИННЫХ ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ

(57) Реферат:

Изобретение может быть использовано в нефтяной геологии для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемых объектах с трещинными глинистыми коллекторами. Способ включает проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, испытание скважин. По совокупности данных бурения судят о наличии трещинных глинистых коллекторов, их емкостной дифференциации и нефтепродуктивности. 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 глинистых отложений. По данным сейсморазведки в районе скважин определяют экспериментальные СВО нефтепродуктивных глинистых отложений на основе СВАН целевого интервала сейсмической записи. Производят количественную оценку модельных и экспериментальных СВО. Модельные и экспериментальные сейсмические спектрально-временные параметры (СВП) взаимно коррелируются между собой, с коэффициентом емкостной дифференциации (КЕД) и нефтепродуктивностью трещинных глинистых коллекторов по данным бурения и геофизического исследования скважин с построением эталонных корреляционных графиков и оценкой тесноты связей коэффициентом взаимной корреляции (КВК). СВП пересчитываются в значения КЕД и нефтепродуктивность с использованием эталонных корреляционных зависимостей в любой точке межскважинного пространства. Технический результат: более точная количественная оценка продуктивнсти коллекторов и снижение материальных затрат на бурение разведочных и эксплуатационных скважин.

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.

По совокупности данных бурения судят о наличии трещинных глинистых коллекторов, их емкостной дифференциации и нефтепродуктивности.

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 глинистых отложений.

По данным сейсморазведки в районе скважин определяют экспериментальные СВО нефтепродуктивных глинистых отложений на основе СВАН целевого интервала сейсмической записи. Производят количественную оценку модельных и экспериментальных СВО с использованием произведения удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетических спектров на частоту и время их максимумов, либо средневзвешенных значений частоты и времени, а также отношения энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен. Модельные и экспериментальные сейсмические спектрально-временные параметры (СВП) взаимно коррелируются между собой, с коэффициентом емкостной дифференциации (КЕД) и нефтепродуктивностью трещинных глинистых коллекторов по данным бурения и ГИС, с построением эталонных корреляционных графиков и оценкой тесноты связей коэффициентом взаимной корреляции (КВК).

Выбираются наиболее подходящие (оптимальные) СВП с наибольшими КВК модельных и экспериментальных СВП с данными бурения и ГИС – коэффициентами емкостной дифференциации и нефтепродуктивностью трещинных глинистых коллекторов.

По всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале сейсмической записи проводят СВАН с определением наиболее подходящих (оптимальных) спектрально-временных параметров (СВП) по частоте и времени.

СВП пересчитываются в значения КЕД и нефтепродуктивность с использованием эталонных корреляционных зависимостей в любой точке межскважинного пространства.

Задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и обоснованности определения условий заложения разведочных и эксплуатационных скважин в виде определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в любой точке межскважинного пространства.

Геолого-геофизической основой изобретения является тот факт, что структура пустотного пространства трещинных глинистых коллекторов представляет собой сочетание относительно протяженных плоских, горизонтальных включений и преимущественно вертикальных микротрещин с одним доминирующим направлением. При этом трещинный глинистый коллектор характеризуется орторомбической симметрией и возможным наличием флюида в межскважинных горизонтальных включениях (Бродов Л.Ю., Кузнецов В.М., Овчаренко А.В. “Внутренняя структура глинистого коллектора по данным геофизических исследований”. Тезисы доклада на международной геофизической конференции SEG, ЕАГО, EAGE, Санкт-Петербург, 1995, т. Ш; Кузнецов В.М. “Многоволновая поляризационная сейсморазведка в применении к изучению трещиноватых сред”. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, ВНИИгеофизика, М., 2001).

Геологическими процессами, вызывающими формирование трещинных глинистых коллекторов в потенциально продуктивных пластах (ППП), представляющих собой прочные, но хрупкие и сравнительно легко растворимые породы, т.е. кремнистые (силициты, радиоляриты и др.) и карбонатные (известняки, мергели, сидеритолиты) являются тектонические движения, которые сопровождаются гидротермальной проработкой, что подтверждается положительными температурными аномалиями и своеобразными минеральными ассоциациями, возникающими в новообразованных коллекторах (Зубков М.Ю., Бондаренко П.М. “Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования”, Геология нефти и газа, М, 11-12, 1999).

В настоящее время не существует общепринятых способов определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве.

Многоволновая поляризационная сейсморазведка в лучшем случае ограничивается картированием трещиноватых зон.

Тектонофизическое моделирование прогнозирует площадное развитие ППП и выявляет зоны дробления ППП под действием тектонических движений.

Последним достижением в этом направлении является использование ПРОНИ-фильтрации с целью выделения перспективных зон при разработке месторождений УВ (Митрофанов Г.М., Нефедкина Т.Е., Бобрышев Н.Н., Савин В.Г., Попов М.А. Геофизика, ЕАГО, Специальный выпуск, М., 2001). Повышенное затухание сейсмической энергии на разрезах ПРОНИ могут быть отождествлены с зонами развития трещинных коллекторов и залежами УВ.

Наиболее близким способом-прототипом является “Способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта” (Арье А.Г., Копилевич Е.А., Славкин B.C., Патент на изобретение 2098851, 1997).

Принципиальным недостатком этого способа является его применимость только к гранулярным поровым коллекторам без заметного влияния трещинной составляющей, поскольку гидропроводность и затем продуктивность определяются на основе знания радиуса поровых каналов, эффективной удельной емкости, равной произведению коэффициента пористости на эффективную толщину, и динамического коэффициента вязкости флюида в пластовых условиях.

В силу указанных недостатков способов-прототипов могут быть допущены ошибки при прогнозировании нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве и, как следствие, неоптимальное размещение скважин, увеличение затрат на освоение объекта.

Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных глинистых 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 и геофизического исследования скважин (ГИС) судят о наличии трещинных глинистых коллекторов, их емкостной дифференциации и нефтепродуктивности.

Известны способы оценки неоднородности продуктивных отложений, которые производятся, в основном, по средним значениям различных параметров и применяются, главным образом, для характеристики гранулярных коллекторов.

Наиболее употребляемые из них, рекомендуемые официальными документами (“Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр” Башиев Б. Т., Батурин Ю.Е., Ваинберг Я.М, Сизова Т.Г. МНП, РД-39-014703 5-21486, М., 1986; “Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежи нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробования и испытания продуктивных пластов”. Вендельштейн Б.Ю, Козяр В.Ф., Яценко Г.Г. и др. ГКЗ, Мингео, МНП, НПО “Союзпромгеофизика”, Калинин, 1990) представляют собой
– коэффициент расчлененности, определяемый для залежи в целом как отношение числа прослоев коллекторов по всем скважинам, к числу скважин, вскрывших коллекторы;
– коэффициент средней вертикальной расчлененности объекта, равный отношению числа экстремумов на диаграмме изменчивости параметра, к интервалу глубин, где подсчитано это число, и таким образом характеризующий среднюю частоту чередования по глубине слоев с различными свойствами;
– коэффициент средней вертикальной относительной изменчивости, представляющий собой сумму модулей относительных изменений параметра, приходящихся на единицу эффективной толщины, или иначе – средний вертикальный относительный градиент параметра;
– коэффициент вариации значений геофизических параметров;
– коэффициент изменчивости проницаемости, равный отношению взвешенной по эффективной толщине проницаемости пласта в данной скважине, к средневзвешенной проницаемости для месторождения;
– коэффициент песчанистости, равный отношению эффективной толщины проницаемых пластов к общей толщине продуктивной толщи;
– средние значения и коэффициенты вариации относительной и объемной глинистости;
– среднюю толщину объектов, различающихся по физическим свойствам;
– оценку параметров плотностей распределения физических свойств в каждом из пропластков, которая используется для построения “безадресной” модели целевого интервала разреза;
– комплексный параметр, который учитывает не только частоту чередавания по глубине слоев с различными свойствами, но также и интенсивность изменения данного свойства с глубиной; комплексный параметр подчеркивает тенденцию снижения проницаемости с увеличением неоднородности коллектора, пропорционально которой снижается и продуктивность скважин.

В трещинных глинистых коллекторах все происходит наоборот, т.е. чем больше неоднородность глинистых отложений, что означает образование трещиноватых зон, представляющих собой потенциальные резервуары нефти, тем больше вероятность бурения продуктивных скважин и больше сама продуктивность. Это следует из приведенных выше механизма образования трещинных глинистых коллекторов, а также структуры их пустотного пространства.

Таким образом, для характеристики трещинных глинистых коллекторов важна степень их емкостной дифференциации (контрастности).

С этой целью в данном предложении использован коэффициент емкостной дифференциации (КЕД), представляющий собой, в отличие от всех известных, описанных выше характеристик неоднородности коллекторов, отношение суммарной емкости продуктивных трещинных глинистых коллекторов к суммарной емкости пластов, каждый из которых обладает емкостью в 2 и более раза большей, чем средняя емкость целевого интервала.

КЕД прямо характеризует структуру пустотного пространства трещинных глинистых коллекторов, то есть относительное количество протяженных плоских, горизонтальных включений, в которых может находиться нефть. Чем больше КЕД, тем больше емкостная дифференциация (контрастность) трещинных глинистых коллекторов и вероятность образования трещинных зон в виде сочетания преимущественно вертикальных микротрещин с одним доминирующим направлением и относительно протяженных плоских, горизонтальных включений, образующих нефтяные природные резервуары.

где

где К_n – коэффициент пористости, h – эффективная толщина пласта.

Под эффективной толщиной пласта подразумевается часть целевого интервала, характеризующаяся таким коэффициентом пористости, при котором исследуемые коллекторы способны принимать и отдавать флюид. Эффективная толщина определяется по результатам интерпретации материалов геофизических исследований скважин.

После определения КЕД, по данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели целевых отложений (произведение скорости на плотность), рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят СВАН и определяют модельные СВО нефтепродуктивных глинистых отложений.

По данным сейсморазведки в районе скважин определяют экспериментальные СВО нефтепродуктивных глинистых отложений на основе СВАН целевого интервала сейсмической записи.

Производят количественную оценку модельных и экспериментальных СВО с использованием произведения удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетических спектров результатов СВАН (СВО) на частоту и время их максимумов или средневзвешенные значения частоты и времени, а также отношения энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и меньших времен (Копилевич Е. А. , Давыдова Е.А., Славкин B.C., Мушин И.А. “Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивных типов геологического разреза”. Патент на изобретение 2183335, 2002).

Таким образом, количественная оценка СВО производится по 6 спектрально-временным параметрам (СВП), в том числе 3 параметра по оси частот и 3 – по оси времен.

,
где A_i – амплитуда сейсмической записи на частоте f_i, f₁, f₂, f_ср – начальная, конечная и средняя частоты спектра на уровне 0.1 от его максимума; f₁ и f₂ – интервалы высоких и низких частот.

где f_i – текущая частота, f=f₂-f₁.

где f_max – максимальная частота спектра на избранном уровне от его максимума (0,3-0,7).

СВП временного спектра СВАН-колонки имеют вид:



где A_j – амплитуда сейсмической записи на времени t_j; t₁, t₂, t_cp – начальное, конечное и среднее время спектра на уровне 0.1 от его максимума
Модельные и экспериментальные сейсмические спектрально-временные параметры (СВП) взаимно коррелируются между собой, а также с коэффициентом емкостной дифференциации (КЕД) и нефтепродуктивностью трещинных глинистых коллекторов по данным бурения и ГИС, с построением эталонных корреляционных графиков и оценкой тесноты связей коэффициентом взаимной корреляции (КВК).

Выбираются наиболее подходящие (оптимальные) СВП с наибольшими КВК модельных и экспериментальных СВП с данными бурения и ГИС – КЕД и дебитами нефти (коэффициентами продуктивности) из трещинных глинистых коллекторов.

Оптимальные СВП определяются по всем сейсмическим профилям исследуемой территории и затем пересчитываются в значения КЕД и дебита нефти (коэффициентов продуктивности) с использованием корреляционных графиков.

Разработанный способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в мсжскважинном пространстве реализован в сейсмогеологических условиях Сахалинской площади, расположенной в Широтном Приобье Западной Сибири. Здесь проведено определение нефтепродуктивности баженовских отложений в межскважинном пространстве с построением соответствующей карты.

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

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

Формула изобретения

Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве, включающий проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, испытание скважин и суждение по полученным данным о наличии трещинных глинистых коллекторов, их емкостной дифференциации и нефтепродуктивности, отличающийся тем, что по данным бурения и геофизических исследований скважин определяют модельные эталонные спектрально-временные образы нефтепродуктивных глинистых отложений и их спектрально-временные параметры, а по данным сейсморазведки в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы нефтепродуктивных глинистых 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, а также произведением удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетических спектров на частоту и время их максимумов либо на средневзвешенные значения частоты и времени с последующей взаимной корреляцией коэффициентов емкостной дифференциации трещинных глинистых коллекторов и их нефтепродуктивности по данным бурения и геофизических исследований скважин с эталонными спектрально-временными параметрами по данным сейсморазведки в районе скважин, выбором оптимальных спектрально-временных параметров с наибольшими коэффициентами взаимной корреляции и построением корреляционных зависимостей оптимальных спектрально-временных параметров с величинами коэффициентов емкостной дифференциации трещинных глинистых коллекторов и их нефтепродуктивностью по данным бурения и геофизических исследований скважин, затем по всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальным параметрам с последующим их пересчетом по корреляционным зависимостям в значения коэффициентов емкостной дифференциации и нефтепродуктивности в любой точке межскважинного пространства.