К оглавлению журнала

 

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОГО СЕЙСМИЧЕСКОГО ПРОФИЛИРОВАНИЯ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ В ТАТАРСТАНЕ

А.Н. Амиров, Т.Н. Ишуев, Г.Н. Знатокова, А.К. Доронкин (АО "Татнефтегеофизика"), Р.М. Минуллин, А.Т. Панарин (АО "Татнефть")

В нефтегазовой геологии принято считать, что на поздних стадиях геолого-разведочных работ решающую роль в обеспечении их эффективности играют геолого-промысловые и промыслово-геофизические методы исследований скважин. Однако в реальных условиях при сильной дислоцированности разрезов и изменчивости свойств продуктивных толщ по латерали не менее важные задачи должны решать методы разведочной геофизики, в первую очередь – сейсморазведка.

На территории Татарстана крупные нефтяные месторождения находятся на поздних стадиях разработки, а осваиваемые месторождения имеют, как правило, небольшие размеры со значительной долей трудноизвлекаемых запасов. Для решения вопросов, возникающих на этапах разведки и эксплуатации нефтяных залежей, необходимо повысить информативность и разрешающую способность геофизических исследований.

Реальное повышение разрешающей способности сейсмических исследований обеспечивает вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП). Поскольку на поздних стадиях геологоразведочных работ имеется развитая сеть скважин, исследования ВСП позволяют получить существенную дополнительную информацию о свойствах сред вокруг них. ВСП, по сути, является связующим звеном между промысловой и разведочной геофизикой (Амиров А.Н., Гальперин Е.И., Гурвич И.И. и др., 1980).

Современный технико-методический уровень ВСП позволяет решать многие практически важные задачи, возникающие на разных стадиях геологоразведочных работ. Опыт применения ВСП для этих целей обобщен в монографии Е.И. Гальперина [2].

В АО "Татнефтегеофизика" совместно со специалистами нефтегазодобывающих предприятий широко применяются исследования, направленные на изучение структурных особенностей околоскважинной среды, оценку параметров трещиноватости карбонатных пород, прогноз и контроль результатов гидроразрыва пластов, подготовку площадей к разбуриванию горизонтальными скважинами.

Изучение структурных особенностей продуктивных отложений. Структурные планы продуктивных пород, изученные по данным непродольного ВСП (НВСП) на многих месторождениях Татарстана, способствовали существенному уточнению геологических моделей нефтяных залежей в девонских и каменноугольных отложениях.

Возбуждение упругих колебаний взрывами под зоной малых скоростей и сейсмическим вибратором обеспечило разрешенность сейсмических записей, достаточную для надежного изучения толщ мощностью в первые десятки метров и прослеживания целевых горизонтов до удалений (от ствола скважины), соизмеримых с половиной глубины их залегания. После проведения ВСП, как правило, существенно повышается детальность освещения строения продуктивных отложений – выявляются малоамплитудные (3-5 м и более) поднятия небольших размеров, выклинивания горизонтов, разрывные нарушения. Важным моментом является повышение надежности выделения тектонических нарушений. Материалы исследования ВСП свидетельствуют о том, что разрывные нарушения широко развиты в осадочном чехле, и поэтому для повышения эффективности разведки и эксплуатации месторождений необходимо использование блоковых моделей залежей.

Оценка параметров вертикальной (субвертикальной) трещиноватости в прискважинной зоне проводится на основании комплексирования данных, полученных двумя независимыми способами с существенно различной разрешающей способностью.

Первый способ. В рамках модели поперечно-изотропной среды изучаются параметры азимутальной сейсмической анизотропии (Амиров А.Н., Семакин Б.В., Знатокова Г.Н., 1992; [1]). Коэффициент анизотропии является мерой интенсивности трещиноватости, а главные направления симметрии среды определяют направление простирания трещин, а также ортогональное к нему. Способ позволяет оценить параметры трещиноватости, если интервал трещиноватых пород составляет десятки метров.

Второй способ. Измеряется подвижность флюида в коллекторах способом возбужденной гидроволны (Амиров А.Н., Гальперин Е.И., 1990). Способ основан на оценках энергии гидроволн, которые генерируются при воздействии упругих волн на проницаемый пласт. Энергия гидроволны определяется проницаемостью пласта, а анизотропия проницаемости устанавливается путем воздействия на пласт разнонаправленной сейсмической волной. Этот способ позволяет выявить проницаемость, обусловленную вертикальной трещиноватостью, и ее параметры непосредственно в продуктивных пластах. На рис. 1,А приведены записи гидроволн, зарегистрированных гидрофоном при возбуждении упругих волн в четырех пунктах (ПВ), которые размещены на дневной поверхности через 40-45° на удалениях, соизмеримых с глубиной залегания исследуемого пласта. Установлено, что интенсивные гидроволны генерируются в интервале, соответствующем перфорации колонны и пласта.

На рис. 1,Б приведены нормированные значения отношений амплитуд гидроволн и прямой волны, измеренные при возбуждении на ПВ 1 – ПВ 4. Направление максимальной проницаемости пласта (150-330°) в идеальном случае находится как нормаль к наибольшему значению отношения амплитуд.

Комплексирование данных, полученных двумя независимыми способами с существенно различной разрешающей способностью, позволяет повысить надежность и информативность исследований. Для изучения трещиноватости карбонатных пород исследовано более 50 скважин. Полученные результаты согласуются с имеющимися геолого-промысловыми данными.

Прогноз и контроль результатов гидроразрыва пласта. Методика исследований, предназначенная для изучения естественной трещиноватости, с некоторыми дополнениями и изменениями опробована с целью прогноза и контроля результатов гидроразрыва пласта. Исследования базировались на предположении, что трещина гидроразрыва, вероятнее всего, развивается по направлению естественных трещин в разрезе либо ориентируется вдоль максимального напряжения и перпендикулярно минимальному напряжению.

Исследования в скв. 6584 Акташской площади проводились до и после проведения гидроразрыва. Измерениями до проведения гидроразрыва пласта способом возбужденной гидроволны было установлено, что в продуктивном интервале турнейских отложений развиты две системы вертикальных трещин – субширотная и субмеридиональная, причем субширотная система более интенсивна (рис. 2). Измерения, выполненные после гидроразрыва пласта, свидетельствуют, что трещина гидроразрыва развилась преимущественно в субширотном направлении, т.е. по направлению доминирующей естественной трещиноватости.

Наряду с исследованиями способом возбужденной гидроволны до и после гидроразрыва пласта проводилось изучение параметров азимутальной сейсмической анизотропии. Установлено, что коэффициент анизотропии после гидроразрыва пласта увеличился в 1,6 раза, а направление трещины гидроразрыва – субширотное.

Воздействие гидроразрыва пласта на окружающую скважину среду оценено по характеру записей прямой волны, изменению ее кинематических и динамических характеристик, а также по скорости распространения гидроволны. Гидроразрыв оказывает существенное влияние на сейсмические свойства среды. Динамические характеристики прямой волны до гидроразрыва изменяются плавно, а после гидроразрыва заметно меняются вдоль ствола. В зоне перфорации в интервале 1163-1180 м наблюдается относительное увеличение энергии и периода колебаний (рис. 3). Этот интервал, по-видимому, является наиболее разуплотненным в продуктивном пласте в результате гидроразрыва пласта. Выше и ниже разуплотненных пород выделяются интервалы, где энергия и период волны уменьшаются (1152-1163 и 1180-1185 м). Скорость же продольной волны здесь возрастает. Эти интервалы соответствуют, видимо, уплотненным породам.

Гидроразрыв оказал влияние и на породы, залегающие выше перфорации. Ниже перфорации породы затронуты гидроразрывом значительно в меньшей степени. Влияние гидроразрыва отмечается на большом удалении от области перфорации (до 1100 м при верхней границе перфорированного интервала 1163 м).

В скв. 370Д Бавлинского нефтяного месторождения наблюдения выполнены только после проведения гидроразрыва пласта, приведшего к существенному обводнению скважин. В результате исследований заметной азимутальной сейсмической анизотропии и анизотропии проницаемости в продуктивном пласте (карбонаты турнейского яруса) не выявлено. Не установлено также заметных изменений динамических характеристик прямой волны в зоне воздействия гидроразрыва (интервале перфорации) и вмещающих породах. Повторная оценка качества цементажа (измерения АКЦ) позволила выявить его ухудшение, обусловившее возникновение гидродинамической связи между нефтяным пластом и подстилающим водонасыщенным; гидроразрыва продуктивного пласта, по всей вероятности, не произошло.

Таким образом, выполненные исследования свидетельствуют о возможности прогноза и определения фактического направления трещины гидроразрыва и ее высоты, а также оценки изменения интенсивности трещиноватости в результате гидроразрыва пласта.

Подготовка площади к разбуриванию горизонтальными скважинами. В последние годы повышение эффективности разработки залежей в карбонатах связывается с горизонтальным бурением. Эффективность же бурения горизонтальных скважин в значительной мере определяется степенью достоверности и полноты данных, которые используются при проектировании скважин, а также информационного сопровождения их бурения.

Перед бурением горизонтальных скважин необходимо как минимум выявить плотные и трещиноватые участки, определить доминирующее направление трещин, оценить целостность и наклон пластов на протяжении проектируемых стволов скважин. Особое внимание необходимо уделить выявлению активных дизъюнктивных дислокаций, контролирующих зоны повышенной фильтрации флюида. Разрывные нарушения при вскрытии их горизонтальным стволом могут стать причиной обводнения скважин.

Исследования с целью сбора данных, необходимых для бурения горизонтальных скважин, проведены на нескольких нефтяных месторождениях Татарстана. В процессе исследований решались следующие вопросы:

Рассмотрим результаты исследований на Кузайкинском нефтяном месторождении; продуктивными здесь являются карбонатные отложения турнейского яруса. Тектонические нарушения в продуктивном интервале выявлены по данным НВСП. Наиболее крупные из них имеют субширотное (севернее скв.2090) и субмеридиональное (западнее скв. 2090) простирания (рис. 4). Трещиноватость турнейских отложений в исследованных скважинах ориентирована в северо-восточном и северо-западном направлениях.

Выявление тектонических нарушений в пермских отложениях, залегающих непосредственно под зоной аэрации, осуществлялось на основании оценок параметров азимутальной сейсмической анизотропии пермских пород по материалам наземных наблюдений поляризационной модификацией метода преломленных волн (ПМ МПВ) и ВСП (ПМ ВСП) в мелких (Н = 60-80 м) скважинах.

Исследования ПМ МПВ базируются на оценках параметров поляризации головной поперечной волны, образующейся на верхней жесткой границе. В процессе исследований изучается напряженно-деформированное состояние пермских отложений, что позволяет следить за сменой обстановок сжатия и растяжения. Границы между блоками с различными направлениями трещиноватости соответствуют активным разрывным нарушениям. Блокоразделяющие границы в свою очередь контролируются сменой направлений поляризации поперечной волны (см. рис. 4).

Тектонические нарушения в турнейских породах, выделенные по результатам НВСП, с некоторым смещением в плане совпадают с межблоковыми границами, выделенными в пермских отложениях по данным ПМ МПВ (см. рис. 4). Блоки, выделяемые в пермских отложениях, характеризуются различным напряженно-деформированным состоянием (обстановки сжатия и растяжения). Частая смена разнонапряженных состояний, отмечаемая на сравнительно небольших расстояниях, свидетельствует, по всей вероятности, о нахождении исследованного участка в пределах тектонически активной зоны. Можно полагать, что тектонические нарушения в турнейских породах неоднократно активизировались и потому могут контролировать зоны повышенной тектонической трещиноватости.

Характер распределения зон с различной интенсивностью трещиноватости продуктивных турнейских отложений вокруг скв. 2090 показан на рис. 5. Оценка степени трещиноватости выполнена на основании изучения отражательных свойств продуктивных пород по материалам НВСП.

Плотные и разуплотненные породы образуют чередующиеся полосовидные зоны субмеридионального простирания. Разуплотненные породы часто контролируются тектоническими нарушениями и развиты в разрезе турнейских отложений в большей степени, чем плотные.

Выполненные исследования направлены на оптимизацию разбуривания продуктивных пластов горизонтальными скважинами.

После выбора положения горизонтальных скважин и направления бурения целесообразно провести исследования ВСП в вертикальной части ствола с целью дополнительной оценки целостности продуктивного пласта и уточнения его наклона по выбранному направлению бурения.

Имеющийся опыт свидетельствует, что применение ВСП на поздних стадиях геологоразведочных работ способствует их оптимизации. Важным преимуществом исследований ВСП является возможность их проведения в сжатые сроки и в сложных поверхностных условиях. Приоритетное направление развития ВСП – дальнейшее повышение разрешающей способности исследований. Можно ожидать заметного повышения эффективности геологоразведочных работ при широком использовании данных ВСП для составления геологических и гидродинамических моделей залежей, повышения нефтеотдачи пластов (мониторинг разработки залежей, контроль за результатами воздействия на пласты, выявление целиков и др.).

Abstract

Results and some investigation methods by vertical seismic profiling at late stages of exploration works in Tatarstan are considered.

Investigations carried out to study structural plans of productuve oil-bearing deposits, estimates of fracturing parameters of carbonate reservoirs, prognosis and checking of fracturing operation, drilling site preparation by horizontal wells contribute to exploration optimization.

Литература

  1. Бродов Л.Ю. Применение многоволнового вертикального сейсмического профилирования (ВСП-МВС) для изучения коллекторских свойств осадочных отложений //Бюл. Ассоц. "Нефтегеофизика". – 1992. – № 4. – С.20-31.
  2. Гальперин Е.И. Вертикальное сейсмическое профилирование. – М.: Наука, 1994.

Рис. 1. ОЦЕНКА НАПРАВЛЕНИЯ ПОДВИЖНОСТИ ФЛЮИДОВ В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ (А) И НОРМИРОВАННЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ОТНОШЕНИЙ АМПЛИТУД ГИДРОВОЛН И ПРЯМОЙ ВОЛНЫ (Б)

1 – нормированные отношения амплитуд гидроволн и прямой волны; 2 – направления повышенной проницаемости пласта при измерениях до и после гидроразрыва пласта; 3 – интервал перфорации; tB – восходящая гидроволна

Рис. 2, НАПРАВЛЕНИЕ ПОВЫШЕННОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА ПРИ ИЗМЕРЕНИЯХ ДО (А) И ПОСЛЕ (Б) ГИДРОРАЗРЫВА

Усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 3. ДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРЯМОЙ ВОЛНЫ ДО (1) И ПОСЛЕ (2) ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

Усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 4. СОПОСТАВЛЕНИЕ ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ, ВЫДЕЛЕННЫХ В ТУРНЕЙСКИХ И ПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ (масштаб 1:10 000

1 – тектонические нарушения в турнейских отложениях; 2 – блокоразделяюшие границы в пермских отложениях; 3 – направление доминирующей трещиноватости в пермских отложениях: а – по данным ПМ МПВ, б – по данным ПМ ВСП в мелких скважинах; 4 – направление доминирующей трещиноватости в продуктивных отложениях турне; 5 – профили ПМ МПВ; 6 – исследованные скважины

Рис. 5. ХАРАКТЕР РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН С РАЗЛИЧНОЙ ИНТЕНСИВНОСТЬЮ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ТУРНЕЙСКИХ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (масштаб 1:10 000)

Породы: 1 – плотные, 2 – уплотненные, 3 – с пониженной плотностью, 4 – разуплотненные, 5 – наиболее разуплотненные; 6 – тектонические нарушения в турнейских отложениях; 7 – направление доминирующей трещиноватости в турнейских отложениях