К оглавлению

УДК 552.578.2.061.4:550.832:550.834

Изучение карбонатных коллекторов в подсолевых отложениях по данным сейсморазведки и ГИС

П.Г. ГИЛЬБЕРШТЕЙН, С.А. КАПЛАН, Е.А. ГАЛАГАН, В.С. ПОЧТОВИК (ВНИИгеоинформсистем)

Нефтегазоперспективные подсолевые отложения характеризуются сложным геологическим строением, а залежи УВ - высокими пластовыми давлениями и повышенной агрессивностью флюидов. Изучение карбонатных коллекторов и оценка запасов УВ в подобных условиях отличаются существенными особенностями, в первую очередь технологией и высокой стоимостью глубокого бурения, вследствие чего разведочная сеть весьма часто оказывается недостаточно плотной. Поэтому информативность каждой разведочной скважины должна быть максимальной, так как на любую из них приходятся высокие удельные приросты запасов УВ. Однако резкая неоднородность разреза по вертикали и латерали значительно осложняет формулировку модели месторождения и оценку подсчетных параметров только по данным ГИС и глубокого бурения. Эффективным средством повышения достоверности исследований является комплексирование ГИС и сейсморазведки с целью прогнозирования данных ГИС на меж- и заскважинное пространство в пределах месторождения и за его контуром. Основная развиваемая в данной работе идея комплексирования заключается в формулировке и использовании таких характеристик коллекторов, которые, с одной стороны, наиболее рельефно отображают разнообразие их свойств, а с другой - достаточно контрастно и взаимно-однозначно проявляются в пространстве измеряемых сейсмических параметров. Такой подход принципиально открывает возможность построения геологической интерпретации данных сейсморазведки - ГИС, адаптирующейся к конкретным особенностям исследуемого объекта. Методика, реализующая указанный подход, рассмотрена нами на примере детального геофизического исследования особенностей строения карбонатного коллектора на завершающей стадии разведки Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ).

Она включает следующие основые этапы: 1) классификацию глубоких скважин АГКМ. по типам геологического разреза и построение соответствующих эффективных сейсмоакустических моделей (ЭСМ); 2) определение структуры интерференционного волнового пакета подсолевого отражения 1П, выделение его сигнальной части, обусловленной продуктивными отложениями, привязку волнового пакета разрезам скважин; 3) прогнозирование типов геологического разреза по сейсмическим данным средствами автоматизированной системы ИДС-1 «Залежь»[1].

По данным АК 40 глубоких скважин и ГГК-П пяти скважин синтезирован комплекс ЭСМ, представляющий зависимость от глубины Н, скорости v, коэффициента пористости Кп и плотности . Кроме продуктивной толщи - отложений башкирского яруса среднего карбона в ЭСМ всех разведочных скважин включена 300-400-метровая толща вышележащих галогенных отложений кунгурского яруса, в основании которых выделяется филипповский горизонт и глинисто-битуминозные породы ассельского яруса. Необходимость включения в ЭСМ надпродуктивных отложений обусловлена тем, что резкие границы в вышележащих породах искажают изучаемое подсолевое отражение 1П.

Основное условие синтеза ЭСМ при относительно небольшой мощности (<200 м), тонкой слоистости и неоднородности продуктивной толщи АГКМ связано с сохранением прослоев, соответствующих геофизическим реперам, коррелирующимся между скважинами. Остальные пласты (далее их номера -  ) объединялись в эффективные слои или пачки (их номера -), описываемые следующими параметрами: суммарной мощностью , скоростью   плотностью  и пористостью . Значения последнего параметра вычисляли по установленной для АГКМ корреляционной зависимости , где DТ - величина, определяемая по диаграммам АК (Ю.М. Кутеев и др., 1982 г.)

Построенная по совокупности ЭСМ для продуктивной толщи зависимость  (рис. 1), свидетельствует о сохранении в эффективных моделях высокой и надежной корреляции этих параметров и, следовательно, об информационной корректности моделей. Диапазоны изменения  и акустической жесткости  для коллекторов с >6 % составляют соответственно 4,7- 5,7 км/с и (12-14,6)*105 г/см2*с.

С целью выявления более глубокой связи коллекторских и акустических свойств продуктивной толщи разведочные скважины сгруппированы по типам ЭСМ. Для АГКМ характерно случайное распределение по разрезу скважины пластов-коллекторов и интервалов, из которых получены притоки газа, а также слабое изменение средневзвешенной пористости  в разных скважинах. Поэтому в качестве классификационных признаков выбраны суммарная мощность коллекторов , их относительная мощность (- мощность продуктивной толщи в целом), средняя мощность пласта коллектора (n - число пачек коллекторов в ЭСМ), а также средняя линейная емкость единичного пласта-коллектора .

Важное значение при классификации скважин приобретают нетрадиционные признаки: а) «расчлененность» разрезов ЭСМ (увеличение этого параметра косвенно указывает на более стабильный режим осадконакопления); б) произведение  при величине, существенно превышающей среднее для исследуемого разреза   свидетельствует о благоприятных условиях формирования резервуара УВ и об улучшении эксплуатационно-технологических характеристик скважин. Интервалы с улучшенными свойствами коллекторов УВ можно выделить и по паре значений { и }. Отметим, что распределение коллекторских свойств в продуктивной части разреза отображается и зависимостью =f(H). Очевидно, что разрезы скважин, для которых зависимости = f(H) совпадают, формировались в наиболее близких условиях осадконакопления. Таким образом, предложенные критерии создают основу для адаптивной геологической интерпретации комплекса данных сейсморазведка - ГИС. В данной статье мы ограничимся применением при анализе только двух критериев  и .

По ним все скважины, исключая скв. 12, обладающую наихудшими коллекторскими свойствами и аномально низкими значениями критериев, классифицированы на три группы. Первая из них (скв. 5, 26, 42) характеризуется наибольшими величинами (>5 м) и  (>=58), вторая (скв. 16, 17, 20, 32, 73) - несколько пониженными значениями критериев (4<<5м,<=55), третья (скв. 8, 25, 58, 68, 83, 101) - минимальными их значениями (2,5<<4 м, 25<<40).

Для реализации второго этапа использованы данные сейсмического моделирования, выполненного по ЭСМ скважин, и сейсмические временные разрезы МОГТ, полученные на профилях, проходящих через глубокие скважины. На сейсмических разрезах с сохранением относительных амплитуд (СОА) связанный с подсолевыми отложениями горизонт 1П характеризуется преобладающей частотой колебаний 30-35 Гц и величиной отношения сигнал/помеха (с/п) 4-5 на участках мульд и иногда над сводами соляных куполов. Однако над их склонами и большинством сводов величина с/п уменьшается до 1-2,5, а в случае крутых склонов прослеживание горизонта 1П затрудняется либо практически прекращается. Фрагмент сейсмического разреза МОГТ представлен на рис. 2, а.

Результаты выполненных ранее [3] и настоящих исследований свидетельствуют об интерференционной структуре отражения 1П - сложном волновом пакете, длительностью несколько периодов, информационная содержательность которого определяется двумя компонентами. Первая из них, длительностью 70 мс, обусловлена отражениями от резких границ в надбашкирских отложениях, вторая - от эрозионной поверхности башкирских известняков и внутрибашкирских границ. Общими для обеих компонент являются изменения интенсивности колебаний, связанные с криволинейностью промежуточных преломляющих границ, в первую очередь, кровли солевых отложений. При решении задачи прогноза изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений С2b вторая компонента пакета представляет собой «полезный сигнал», испытывающий искажающее влияние вследствие интерференции с первой компонентой.

По данным моделирования динамические особенности волнового пакета 1П состоят в следующем (рис 3).

1. Максимальной интенсивностью и выдержанностью отличается «отрицательная фаза 2, приуроченная к границе II (подошва филипповского горизонта-кровля ассельского яруса).

2. Положительные фазы 1 и 4 примерно одинаковы по амплитуде, а амплитуда фазы 3 уменьшается в несколько раз во многих ЭСМ. Эти фазы связаны соответственно с кровлей высокоскоростного пласта в низах филипповского горизонта (I), с границами внутри ассельских (III) и с кровлей башкирских (IV) отложений.

3. Последующие менее интенсивные фазы, приуроченные к границам внутри продуктивной толщи, в совокупности с фазой 4 образуют «сигнальную» компоненту пакета 1П.

Сопоставление синтетических сейсмограмм с учетом кратных волн и без них, а также оценка вклада в общее волновое поле каждой отдельной границы показывают, что для большинства ЭСМ искажения «сигнальной» компоненты кратными волнами, образующимися в надбашкирских отложениях, несущественны. Установлено, что на изменение динамических характеристик сигнальной части волнового пакета 1П основное влияние оказывают интервалы разреза с улучшенными коллекторскими свойствами (>6 %) при >5 м.

Для уточнения привязки к данным ГИС форма записи волнового пакета 1П сопоставлена на синтетических и реальных трассах временного разреза СОА. На реальных временных разрезах надежно идентифицирована интенсивная отрицательная фаза 2, а по ней определена «сигнальная» часть волнового пакета 1П. В результате привязки удалось установить соответствие положения исследуемого продуктивного интервала ЭСМ и «окна анализа» на сейсмическом временном разрезе. Это, в свою очередь, позволило оценить значимость различий формы записи, выявленных при сопоставлении разных скважин и обосновать возможность и способ прогнозирования коллекторов в разрезе продуктивной толщи АГКМ.

С указанной целью последовательности коэффициентов отражения  башкирских отложений для всех ЭСМ сглаживались в скользящем окне длительностью 8 мс, соответствующей ширине расчетного импульса на уровне 0,7 Аmax. Из рассмотрения дискретной последовательности сглаженных значений коэффициентов отражения (см. рис. 3) следует, что отдельные ЭСМ и соответствующие им типы разрезов скважин различаются как характером распределения  на оси t0 так и интенсивностью совокупностей близко расположенных отрицательных или положительных коэффициентов отражения. Качественное сопоставление параметров зависимости  с эффективными параметрами ЭСМ скважин свидетельствует об их взаимном согласии. Так, произведение среднего значения совокупностей отрицательных  на ее протяженность во времени  по физическому содержанию отражает те же характеристики продуктивных отложений, что и параметр . Значения параметров = 0,46, 0,71, 0,62 и =2,3, 8,2, 5,6 соответственно для скважин 25, 26, 32 свидетельствуют о наличии четкой связи между изменениями этих величин. Следовательно, распределение по интервалу продуктивных отложений достаточно мощных пачек пониженной скорости (или совокупностей подобных близко расположенных прослоев), т. е. пачек пород с улучшенными коллекторскими свойствами, находит отображение в «сигнальной» части волнового пакета 1П. Выявленные особенности зависимости  весьма существенны, поскольку именно они определяют признаки, по которым прежде всего различаются синтетические сейсмограммы, соответствующие различным скважинам. К таким признакам относятся число экстремумов, соотношение их амплитуд, временная длительность и показатели асимметричности отдельных фаз. При обработке реальных временных разрезов подобные признаки должны быть наиболее информативными и надежными, так как они характеризуют относительные амлитудные (или энергетические) и дифференциальные временные параметры, наилучшим образом контролирующие структуру «сигнальной части» волнового пакета 1П в условиях низкого отношения с/п. Именно эти параметры наиболее помехоустойчивы в сравнении с абсолютными амплитудными и временными оценками формы колебаний

Результаты проведенного анализа структуры волнового пакета 1П и выявленная связь особенности формы записи «сигнальной» компоненты с коллекторскими свойствами продуктивной толщи позволяют прогнозировать ее характеристики в межскважинном пространстве АГКМ по сейсмическим данным. Для решения задачи прогноза использована автоматизированная система ИДС-1 «Залежь» [1].

Принцип действия ее заключается в следующем. Вначале производится настройка системы по эталонам - сейсмическим образам, которые формируются путем определения информативной совокупности кинематических и динамических признаков сейсмических трасс, соответствующих типам разрезов ЭСМ глубоких скважин, используемых при прогнозировании. Прогноз - обработка сейсмических данных - осуществляется путем отнесения (распознавания) каждой записи из обрабатываемого временного разреза МОГТ к тому или иному классу записей, представленному в эталонной выборке. Система позволяет решать следующие задачи: выделение и увязка на временном разрезе МОГТ осей синфазности, определение временного интервала, соответствующего исследуемым отложениям, формирование эталонов и оптимального признакового пространства для решения задачи распознавания, распознавание сейсмических записей с использованием нескольких эталонов.

Учитывая результаты классификации скважин, были сформированы эталоны для скв. 25, 26, 32, принадлежащих к разным группам (классам) и находящихся на сейсмических профилях. По реальным временным разрезам МОГТ для трасс в окрестностях скважин вычислены значения 17 признаков. Их статистический анализ показал, что наиболее информативными в сигнальной части отражения 1П, заштрихованной на рис. 3, являются отношение амплитуд первого экстремума ко второму, предпоследнего - к последнему, площади левой части фазы 2 - к ее правой части, произведения амплитуд на временную длительность фаз - к средней амплитуде, площади фаз - к произведению экстремальных амплитуд на временную длительность фаз. Кроме того, информативной является энергия колебаний. Первые три и последний признаки характеризуют суммарную мощность продуктивной толщи и распределение коэффициентов отражения в разрезе, четвертый и пятый соответственно - раздельно суммарную мощность коллекторов или распределение коэффициентов отражения. Эти данные согласуются с выводами моделирования о преимущественной информативности относительных динамических и дифференциально-временных характеристик колебания 1П.

Классификация обеспечена различиями в средних и средних квадратических отклонениях значений признаков, удовлетворяющими требованиям формирования эталонов на скважине. Высокая надежность отнесения объектов (трасс) к указанным классам подтверждается максимальными расстояниями между ними и наибольшим количеством внутренних связей. На рис. 2, б в качестве примера приведен результат классификации на двух участках удовлетворительного прослеживания волнового пакета 1П по профилю, проходящему через скв. 5 и 8. В области скв. 8 распознавание весьма устойчиво на всем участке прослеживания волнового пакета 1П по временному разрезу. В районе скв. 5 наблюдается более сложная картина, свидетельствующая о надежном распознавании в области пк 134, 50- 156, 50 за исключением нескольких малоинтенсивных (в окне анализа) трасс вблизи скважины. Участок пк 108, 75-134, 50 следует отнести к «переходной» зоне между классами скв. 5 и 8 вследствие осцилляции кривой распознавания.

Оценка надежности классификации скважин составляет 0,7-0,9 (при принятых порогах: достоверность - 1, неопределенность-0,5), а правильность последней подтверждается отсутствием «невязок распознавания» на пересечениях профилей. С помощью разработанной методики построены карты районирования по типам разрезов глубоких скважин и зональности продуктивных отложений по свойствам пачек-коллекторов, которые положены в основу модели месторождения, обосновывающей массивный характер залежи АГКМ.

Выводы

1. Исследована информационная содержательность сейсмической записи в интервале прослеживания волнового пакета 1П от подсолевых отложений, определяемая двумя компонентами, первая из которых имеет смысл «помехи» и обусловлена отражениями от резких границ в надбашкирской части, вторая - «полезный сигнал» - отражением от кровли С2b и особенностями распределения коэффициентов отражения внутри продуктивных отложений башкирского яруса.

2.    Разработана методика прогноза строения карбонатного коллектора в сложных геологических условиях АГКМ, базирующаяся на комплексной интерпретации данных ГИС и сейсморазведки. Она основана на результатах классификации скважин по типам геологического разреза и на расшифровке физико-геологической сущности интерференционного волнового пакета 1П.

3.    Предложенная методика опробована при построении схемы зональности коллекторских свойств подсолевых отложений АГКМ, которая может быть использована для уточнения запасов УВ на АГКМ и составления проекта разработки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Интерпретация данных сейсморазведки с использованием методов распознавания образов // Е.А. Галаган, О.А. Кузнецов, А.Я. Литвинов, Д.Б. Тальвирский // Разведочная геофизика.- Обзор ВИЭМС.- 1984.

2.      Комплекс наземных и скважинных геофизических исследований как информационная основа для оптимизации поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений /А.И. Вабиков, Я.Н. Басин, Е.В. Карус, О.Я. Кузнецов.- В кн.: Новые геоакустические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых.- М.- 1982.- С. 3-13.

3.      Эффективные сейсмические модели юго-западной части Прикаспийской впадины /B.Т. Логинов, А.Т. Яковлев, А.Я. Бродский и др.- Геология нефти и газа.- 1981.- № 9.- С. 50-56.

 

Рис. 1. Корреляционная зависимость  от  для продуктивной части разреза

 

Рис. 2. Фрагмент временного разреза (а) и результаты распознавания (б)

 

Рис. 3. Оценка вклада продуктивной части разреза в волновой пакет 1П:

а - границы ЭСМ, дающие существенный вклад в 1П, б - продуктивная толща и обусловленные ею фазы (1-8) 1П;1-IV - номера резкой границы ЭСМ