К оглавлению	УДК 550.834 553.981 553.982 553.277
	В.В. Чурлин, Л.А. Сергеев

ПРИМЕНЕНИЕ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ДЛЯ ВЫДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ ГАЗОНЕФТЯНОГО ПЛАСТА

В 1959-1961 гг. группа сотрудников Института геологии и разработки горючих ископаемых провела опытно-методические исследования по выделению сейсмических волн, отражающихся от границ продуктивного пласта, в частности, от его водо-нефтегазовых контактов. Эти работы выполнялись совместно с трестом Краснодарнефтегеофизика на одном из месторождений Кубано-Черноморской нефтегазоносной области.

Изученное месторождение представлено антиклинальной складкой, ширина которой по продуктивному горизонту мэотического яруса равна 3,5-4 км, а крылья имеют углы падения: север - северо-восточное 12-15°, а юг-юго-западное 7°.

Разрез, представленный монотонными песчано-глинистыми отложениями, характеризуется слабым нарастанием с глубиной средней скорости распространения упругих волн. К прослоям и пачкам глин и песчаников приурочены отражающие границы. В частности, 25-метровый глинистый прослой, покрывающий продуктивный горизонт, одновременно является одним из основных отражающих горизонтов района. Средняя скорость распространения упругих волн до этого горизонта около 2000 м/сек. Нефтяная залежь имеет мощность 22 м. Над нефтью находится газовая шапка, мощность которой в сводовой части структуры достигает 80 м. Пористость песчаных коллекторов залежи меняется от 13 до 35%. Водонефтяной контакт (ВНК) залегает на глубине 1522 м, газонефтяной (ГНК) -1500 м. Общий поперечный размер залежи по внешнему контуру нефтегазоносности 2000 м. Залежь высокопродуктивная, водонапорного типа.

Коэффициенты отражения отдельных резких границ залежи могут быть подсчитаны на основании волновых сопротивлений соприкасающихся сред (коэффициенты отражения ВНК + 8% и ГНК+ 23%). Коэффициент отражения кровли пласта, покрытого плотной глиной, над нефтенасыщенной частью в данном случае ниже (-1%), чем над водонасыщенной частью площади (+7%). Коэффициент отражения контакта газонасыщенной части пласта с нефтенасыщенной (+23%) и плотными глинами (+24%) выше, чем у других границ продуктивного пласта.

При мощности нефтяной части залежи 22 м и средней длине волн регистрируемых отражений около 60 м волны, отразившиеся от ГНК и ВНК образуют интерференционную корону. В этой сложной волне доминирующее влияние оказывает составляющая, обусловленная отражением от ГНК. Поэтому нефтяная часть залежи представляет собою как бы переходный по своим акустическим свойствам слой между водонасыщенной и газонасыщенной частями залежи. Его отражательная способность, зависящая от мощности, частоты и скорости распространения упругих волн [1, 4, 5, 9], составляет около 20%.

Таким образом, наличие интерференции отраженных волн на записи сейсмограмм, относящихся к крыльевым участкам структуры, служит первым косвенным указанием на возможное наличие здесь дополнительных отражающих границ ВНК и ГНК.

Однако этот признак, безусловно, недостаточен для прогнозирования нефтегазоносности. Подобные явления могут быть также вызваны другими причинами, в частности, кратными волнами, особенно, если лежащие выше границы имеют более пологое залегание.

Для раздельного прослеживания интерферирующих волн может быть применен метод регулируемого направленного приема (МРНП) сейсмических волн [7]. По методу РНП сейсмические волны разделяются не только по времени запаздывания их прихода к линии наблюдения, как при. методах отраженных и преломленных волн, но и по углам выхода их фронтов - кажущимся скоростям. Это обстоятельство, особенно важно при прямых поисках нефтяных и газовых залежей, поскольку разрешение волн с близкими временами наблюдения, но отразившихся от различно наклоненных границ, происходит более четко по направлению их прихода, чем по малому различию их взаимного запаздывания. В связи с этим был использован метод РНП при исследованиях прямых поисков нефтяных и газовых залежей сейсмической разведкой.

В качестве примера на рис. 1 приводится расчетная картина интерференции примыкания трех волн, обусловленных отражением от границ продуктивной части пласта (а). Картина интерференции имеет сложное строение (б) с преобладанием влияния отражения от верхней границы (плотные глины - газонасыщенный песчаный коллектор). На суммоленте (в) этой интерференционной записи отмечается раздельно каждая из. интерферирующих волн (I, II, III); взаимный временный сдвиг волн I и II, а также II и III составляет ~18 м/сек; запаздывание по времени волн I и II составляет ~60 м/сек; волн II и III -20 м/сек.

Вследствие повышенной проницаемости продуктивных коллекторов и подвижности флюидов, заполняющих поровое пространство (особенно газов), ГНК, ВНК, а также ГВК имеют практически-горизонтальную, плоскую и акустически-гладкую поверхность. В то же время геологические границы, представляющие собой поверхности размыва, перерывы осадконакопления, смены фации и т.д., являются геометрически-шероховатыми или акустически негладкими. Поэтому, если отражения от ВНК и ГНК дают зеркально-отраженные волны, то во втором случае дополнительно образуется несколько коротких фронтов побочных максимумов дифракционных волн. Интенсивность и угол расхождения этих волн зависят как от высоты и периода шероховатости геологических границ, так и от длины сейсмических волн. Выбор той или иной длины отраженных волн, изменением пределов фильтрации в регистрирующей аппаратуре, при зеркальном отражении от ВНК, ГНК или ГВК, не влияет на направление отражения и на угол выхода фронта волн на линию наблюдения, а следовательно, и на величину временного сдвига волн на суммоленте МРНП. В случае же отражения от геометрически-шероховатых или акустически негладких геологических границ изменение полосы пропускания преобладающих частот в регистрирующей аппаратуре ведет к регистрации то одних, то других частот, а следовательно, и различных фронтов побочных волн с различными углами выхода, т.е. с неодинаковыми значениями временных сдвигов δt_i волн на суммолентах МРНП. Геометрическая шероховатость или акустическая неоднородность отражающих границ дает не только нарушение очередности элементарных отражающих площадок при построении сейсмического разреза, но и ведет к появлению зависимости результата от фильтрационных особенностей регистрирующей аппаратуры [1].

Газонасыщенные коллекторы обладают повышенным поглощением упругой энергии проходящих сейсмических волн по сравнению с нефте- и водонасыщенными коллекторами. В частности, И.Г. Медовский и К.А. Мустафаев [2] считают принцип поглощения упругой энергии сейсмических волн, проходящих через нефтегазоносную залежь, как поисковый признак на нефть и газ. Но кроме того, несмотря на наличие глинистой покрышки у продуктивных пластов, происходит миграция газа высокого давления в толщу, лежащих выше пород. Содержание такого газа в единице объема этих пород, конечно, невелико по сравнению с самой залежью, но благодаря большой мощности толщи этот газ также уменьшает интенсивность проходящих сейсмических волн. Поэтому можно предположить, что в качестве сильного поглотителя упругой энергии сейсмических волн над газонефтяной залежью главную роль играют как газонасыщенные коллекторы самой залежи [2, 3, 6], так и лежащая выше толща пород, содержащая пузырьки газа, просочившегося из залежи.

Опытно-методические наблюдения проводились па профиле, который проходил вкрест простирания складки через ее сводовую часть, а также был ориентирован по нормали к контурам нефтегазоносности и проходил через разведочные скважины. Его концы удалялись на 3 км к югу и северу от внешнего контура нефтегазоносности. Такое расположение профиля давало возможность; освободить сейсмическую запись от боковых волн-помех; получать отражения от геологических границ и границ продуктивной залежи, имея максимальный угол между ними; проводить геологическую привязку волн, выделяемых на суммолентах, и основных отражающих границ; проводить анализ и сопоставлять сейсмические записи на различных участках (как над продуктивной залежью, так и за ее пределами).

Наблюдения проводились по системе трех- и четырехкратного прослеживания с выключенным смесителем при открытых каналах в области верхних частот и пологом срезе частотной характеристики в области нижних частот. Данная фильтрация (25 гц -∞) позволила получить запись сейсмограмм и сейсмопленок при широкой полосе пропускания частот и с хорошей амплитудной выразительностью. Сейсмограммы и сейсмопленки в основном были получены хорошего качества.

Запись, сейсмопленок при широкой полосе пропускания частот регистрируемых волн позволила широко использовать при суммировании дополнительные фильтрации (25-90, 25-60, 45-90 гц).

Суммоленты, записанные на фильтрации 25-90 гц, содержали максимальное число регистрируемых волн и имели хорошую динамическую выразительность групп разрастаний суммарных записей.

Суммоленты, записанные на фильтрации 25-60 гц, имели несколько обеднённую запись, но зато в ряде случаев более четкую разрешенность групп разрастаний суммарных записей волн.

Для разрешения волн, характеризующихся близкими значениями углов выхода и времени прихода к центральному прибору базы сейсмоприемников, большую помощь оказала дополнительная фильтрация 45-90 гц, при которой, как правило, становились достаточно разрешенными записи, не разрешенные при дополнительных фильтрациях 25-90 и 25 - 60 гц.

Анализ суммолент, корреляция волн и нанесение на разрез отражающих границ проводились в два этапа. Вначале были выделены, прокоррелированы и нанесены на разрез волны, характеризующиеся четким прослеживанием по ряду суммолент и обладающие временными сдвигами δt_i не более 40-60 м/сек. Они относились к основным отражающим границам района работ (а, b, с, d, е и т.д., на рис. 2). Эти отражающие границы были геологически увязаны по скважинам, через которые проходил профиль РНП-1.

Второй этап анализа суммолент проводился с точки зрения выявления волн, отразившихся от нижней практически-горизонтальной границы продуктивности (ВНК, ГНК). Углы наклона отражающих границ, относящихся к верхней и нижней геологическим границам продуктивного пласта (d и е), определенные по результатам первого этапа анализа и построения, позволили оценить возможные значения относительного временного сдвига волн, обусловленных отражениями от геологических границ и практически-горизонтальной границы продуктивности, δt_1,2(2,3).

На суммолентах, далеко отстоящих от северного крыла складки, запись волн характеризуется хорошей дифференциацией, четкой выразительностью и отсутствием между волнами d u e дополнительной волны (см. рис. 2). В районе северной части контура продуктивности группа разрастания суммарной записи волн, относящихся к горизонту d, становится многофазной; число импульсов в группе разрастания суммарной записи увеличивается; появляются дополнительные разрастания суммарной записи волн. По мере продвижения от внешнего контура продуктивности к внутреннему отмечается аналогичное осложнение группы разрастания суммирования волн, относящихся к горизонту е. Нанесение на разрез этих волн дало дополнительную, практически-горизонтальную границу между наклонными границами d и е. Аналогичная картина наблюдалась и к югу от свода складки.

Построенный таким образом сейсмический разрез (рис. 3), помимо хорошо прослеживающихся геологических границ, также рядом площадок отмечает практически-горизонтальную нижнюю границу продуктивности залежи.

Элементарные площадки на сейсмическом разрезе, относящиеся к нижней границе - 22-метровой нефтяной оторочки, ограниченной ВНК и ГНК - имеют в большинстве горизонтальную ориентацию и образуют некоторые углы с выше- и нижезалегающими геологическими границами d и е. Лишь на участках непосредственного сближения с элементарными площадками геологических границ они принимают вследствие проявления дифракции, несколько иную ориентацию.

Особенность этих площадок еще заключается в том, что они, в отличие от площадок геологических границ, сохраняют местоположение при изменении пределов дополнительной фильтрации суммирования.

Осредняющая, проведенная через центры дополнительных площадок, располагающихся между основными границами d и е, определила горизонтальные отрезки АВ и CD, совпадающие по глубине и месту расположения с контактом продуктивности по данным бурения. Перенесение границ выклинивания продуктивной залежи на план показало, что горизонтальные размеры внешнего (2000 м) и внутреннего (1100 м) контуров продуктивности, отмечаемых по данным МРНП и по данным бурения, имеют максимальное различие около 100 м. В остальных трех точках оно значительно меньше (см. рис. 3). Изменение величины амплитуд, т.е. интенсивности волн, отразившихся от кровли продуктивного горизонта, рассматривалось по сейсмограммам МОВ, записанным одновременно с сейсмопленками МРНП. После корреляции и геологической привязки трехфазного отражения, относящегося к кровле продуктивного горизонта (горизонту d), подсчитывалась величина амплитуд выделяемых фаз. Для исключения аппаратурных влияний, а также условий возбуждения и приема сейсмических волн амплитуды нормировались путем деления на величину амплитуды первого вступления по каждой трассе записи сейсмограммы. По двум сейсмограммам (прямого и обратного прослеживания) подсчитывалась среднеквадратическая величина нормированных значений амплитуд трех фаз для каждого интервала профиля. Как видно из рис. 2, осредненная величина нормированных амплитуд над залежью в среднем уменьшается почти в 2 раза по сравнению со значениями этой величины вне контура залежи. Это указывает на ослабление энергии упругих волн при прохождении их через толщу пород, в которой находятся в рассеянном состоянии пузырьки газа, прошедшего через кровлю газовой залежи. Понижение амплитуд волн, отразившихся от кровли газовой залежи, является дополнительным признаком отличия продуктивной залежи от инородных геологических тел, которые иногда могут занимать присводовую часть структуры.

Все описанные наблюдения позволили непосредственно выделить и оконтурить продуктивную часть газонефтяного пласта.

Намечается методический комплекс прямых поисков залежей нефти и газа сейсмическими методами разведки: сочетание метода РНП сейсмических волн, статистического анализа сейсмической записи [1], анализа профилей времен и амплитуд отраженных волн, а также других качественных методов [2], использование которых в комплексе может дать однозначный ответ на продуктивность выделяемых инородных тел.

ЛИТЕРАТУРА

1. Мирчинк М.Ф., Баллах И.Я., Сергеев Л.А., Чурлин В.В., Бухарцев В.П., Хачатрян Р.О., Вето В.И. Оценка возможности применения сейсморазведки для прямых поисков нефтяных залежей. Изд. АН СССР, 1961.

2. Медовский И.Г., Мустафаев К.А. О природе «слепых зон» при сейсморазведке в прибрежных районах Каспийского моря. Сб. Геофизическая разведка на нефть и газ, № 11, Гостоптехиздат, 1959.

3. Сергеев Л.А., Бояройц А.А., Чурлин В.В., Соколов О.Н. Импульсный звуковой каротаж в обсаженной скважине. Геология нефти и газа, 1963, № 1.

4. Берзон И.С. Высокочастотная сейсмика. Изд. АН СССР, 1959.

5. Гурвич И.И. Анализ отражений от тонких пластов. Прикладная геофизика, вып. 15, Гостоптехиздат, 1956.

6. Маньковский Г.И., Анциферов М.С., Гойхман Н Г., Коган Я.Я., Пономарев М.П. К задачам ультразвукового контроля размеров ледопородного цилиндра при проходке стволов шахт способом замораживания. Институт горного дела им. А.А. Скочинского, 1961.

7. Рябинкин Л.А., Напалков Ю.В., Знаменский В.В., Воскресенский Ю.В., Рапопорт М.Б. Теория и практика сейсмического метода РНП. Труды МИНХ и ГП, вып. 39, Гостоптехиздат, 1962.

8. Ament W.S. Sound Propagation in Cross Mixtures. The Journal of the Acoustical Society of America, vol. 25, N 14, 1953.

9. Urick R. I. The Absorption of Sound in Suspension of Irregular Particles. The Journal of the Acoustical Society of America, vol. 20, N 3, 1948.

ИГ и РГИ

Рис. 1. К интерференции волн, отразившихся от продуктивной части пласта.

а - схема продуктивной части пласта: I, III - верхняя и нижняя наклонные геологические границы пласта, II - нижняя, практически горизонтальная граница продуктивности; Zпп, Zвп - мощности продуктивной и водонасыщенной частей пласта в середине интервала Х; 6 - девятиканальная осциллографическая запись (f =30 гц); в - результат суммирования девятиканальной осциллографической записи; ☼ -трассы, соответствующие центрам групп разрастания суммарных записей.

Рис. 2. Сейсмический разрез по профилю РНП-1.

а, b, с, d, е, g и т. д. - основные отражающие границы района работ; АВ, CD - граница продуктивности; 1 - осредненные значения нормированных амплитуд, отразившихся от кровли продуктивного пласта (отражающая граница d).

Рис. 3. Схема расположения профиля РНП-1 и сопоставления результатов выделения контуров продуктивности по данным РНП и бурения.

1 - профиль РНП и пикеты взрыва; 2 - стратоизогипса кровли мэотического яруса; з - контур продуктивности по данным бурения; 4 - скважина глубокого бурения; 5 - контур продуктивности по данным МРНП.