close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

способ геофизической разведки для выявления малоамплитудных тектонических нарушений нефтегазопродуктивных горных пород в трехмерном межскважинном пространстве

код для вставки
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
RU
(19)
(11)
2 300 126
(13)
C1
(51) МПК
G01V 11/00
(2006.01)
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
(21), (22) За вка: 2006110041/28, 29.03.2006
(24) Дата начала отсчета срока действи патента:
29.03.2006
(45) Опубликовано: 27.05.2007 Бюл. № 15
(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: RU 2191414 C1, 20.10.2002. RU 2255358
C1, 27.06.2005. EP 1098208 A, 09.05.2001. WO
0173476 A, 04.10.2001.
(73) Патентообладатель(и):
ОАО "НК "Роснефть" (RU)
(54) СПОСОБ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ МАЛОАМПЛИТУДНЫХ
2 3 0 0 1 2 6
радиоактивный, акустический и сейсмический
каротаж. По совокупности данных бурени и
сейсморазведки 3D вы вл ют малоамплитудные
тектонические нарушени в любой точке
трехмерного пространства. Технический результат:
повышение
надежности
обнаружени малоамплитудных тектонических нарушений.
R U
(57) Реферат:
Изобретение относитс к нефт ной геологии и
может быть использовано дл оптимизации
размещени разведочных и эксплуатационных
скважин на исследуемом объекте. Сущность:
провод т сейсморазведочные работы 3D, бур т
скважины и выполн ют в них электрический,
Страница: 1
RU
C 1
C 1
ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ НЕФТЕГАЗОПРОДУКТИВНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД В
ТРЕХМЕРНОМ МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ
2 3 0 0 1 2 6
Адрес дл переписки:
115035, Москва, Софийска наб., 26/1, стр.1,
КНТЦ
R U
(72) Автор(ы):
Копилевич Ефим Абрамович (RU),
Давыдова Елена Александровна (RU),
Бирун Екатерина Михайловна (RU),
Афанасьев Михаил Лукь нович (RU),
Петров Александр Юрьевич (RU)
RUSSIAN FEDERATION
RU
(19)
(11)
2 300 126
(13)
C1
(51) Int. Cl.
G01V 11/00
(2006.01)
FEDERAL SERVICE
FOR INTELLECTUAL PROPERTY,
PATENTS AND TRADEMARKS
(12)
ABSTRACT OF INVENTION
(21), (22) Application: 2006110041/28, 29.03.2006
(24) Effective date for property rights: 29.03.2006
(45) Date of publication: 27.05.2007 Bull. 15
(73) Proprietor(s):
OAO "NK "Rosneft'" (RU)
ABNORMALITIES OF OIL-GAS PRODUCTIVE ROCKS IN THREE-DIMENSIONAL SPACE
fulfilling
electrical,
radioactive,
acoustic
and
seismic logging in them. According to the all
data about drilling and seismic exploration 3D
small altitude tectonic abnormalities are exposed
in any point of the three-dimensional space.
EFFECT: increases reliability of detection of
small amplitude tectonic abnormalities.
R U
2 3 0 0 1 2 6
C 1
C 1
(57) Abstract:
FIELD: the invention refers to oil geology and
may be used for optimization of location of
exploratory
and
production
wells
at
an
investigated object.
SUBSTANCE: the essence in conducting seismic
exploratory works 3D, drilling of wells and
Страница: 2
EN
2 3 0 0 1 2 6
(54) MODE OF GEOPHYSICAL EXPLORATION FOR EXPOSURE OF SMALL AMPLITUDE TECTONIC
R U
Mail address:
115035, Moskva, Sofijskaja nab., 26/1, str.1, KNTTs
(72) Inventor(s):
Kopilevich Efim Abramovich (RU),
Davydova Elena Aleksandrovna (RU),
Birun Ekaterina Mikhajlovna (RU),
Afanas'ev Mikhail Luk'janovich (RU),
Petrov Aleksandr Jur'evich (RU)
RU 2 300 126 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Изобретение относитс к нефт ной геологии и может быть использовано дл построени трехмерных геологических моделей и оптимизации размещени разведочных и
эксплуатационных скважин на исследуемом объекте по комплексу данных наземной
сейсмической разведки 3D, электрического, радиоактивного, акустического и
сейсмического каротажа, изучени керна и испытани скважин.
Геологической основой предлагаемого технического решени вл етс тот факт, что
вдоль дизъюнктивных дислокации формируютс узкие зоны дезинтеграции горных пород, в
которых существенное развитие получают такие вторичные процессы, как пластические
(неупругие) деформации, карбонатизаци , озокеритизаци , затекание пластичных горных
пород. Все эти вторичные процессы существенно мен ют физические свойства горных
пород, в зависимости от чего указанные зоны дезинтеграции могут вл тьс как
латеральными флюидоупорами, так и каналами вертикальной миграции флюидов.
Известны способы вы влени тектонических нарушений по данным наземной
сейсморазведки, бурени и геофизических исследований скважин (ГИС), основанные на
резком изменении времени регистрации отраженных волн, аномальном ослаблении их
амплитуд, регистрации дифрагированных волн, или волн отраженных от плоскости
сбрасывател [И.С.Берзон, А.М.Епинатьева, Г.Н.Парийска , С.П.Стародубровска .
Динамические характеристики сейсмических волн в реальных средах. М.: изд-во АН
СССР. - 1962. Пузырев Н.Н. Интерпретаци данных сейсморазведки методом отраженных
волн. М.: Гостоптехиздат, 1959, с.164-165].
Недостатком этих способов вл етс их непригодность дл вы влени малоамплитудных тектонических нарушений, имеющих большое значение при
формировании нефтегазовых залежей. Максимальна разрешающа способность при этом
в среднем > 20 м или больше периода сейсмического импульса (Т).
Известен способ выделени тектонических нарушений нефтегазопродуктивных горных
пород по одномерным спектрам и коррелограммам сейсмотрасс, получаемым на лазерной
установке [Потапов О.А., Шальнов Б.В., Копилевич Е.А. Выделение тектонических
нарушений по одномерным спектрам и коррелограммам сейсмотрасс. Разведочна геофизика. №58. - М.: Недра, 1973, с.30-35].
В местах по влени разрывных нарушений горных пород, в т.ч. и
малоамплитудных (<20 м) четко наблюдаетс повышение, а затем уменьшение
преобладающей частоты спектра.
Недостатками известного способа вл ютс :
- получение и анализ только частотного амплитудного спектра сейсмических колебаний,
без аналогичного спектра по оси времен, по которой и происходит сдвиг сейсмического
отображени тектонического нарушени ;
- ограниченный динамический диапазон спектрального частотного анализа на лазерной
установке, обусловленный свойствами носител информации - фотопленки;
- качественный анализ амплитудных частотных спектров, который, особенно в услови х
малоамплитудных или безамплитудных тектонических нарушений, характеризуетс неизбежным субъективизмом визуального описани спектральных частотных особенностей
сейсмической записи;
- отсутствие модельного контрол по данным бурени и ГИС, что может привести к
необоснованному отождествлению спектральных особенностей сейсмической записи и
тектонических нарушений.
Наиболее близким к предлагаемому способу вл етс способ способ геофизической
разведки дл вы влени малоамплитудных тектонических нарушений
нефтегазопродуктивных горных пород (Патент на изобретение №2191414). В этом способе
малоамплитудные тектонические нарушени вы вл ют на основе спектрально-временного
анализа (СВАН) сейсмической записи и количественной характеристики результатов СВАН
по спектрально-временным параметрам (СВП), определ емым по профил м
сейсморазведки 2D. Аномальные по своей величине СВП, трассируемые в соответствии с
априорной геологической моделью, вл ютс спектрально-временным образом (СВО)
Страница: 3
DE
RU 2 300 126 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
тектонических нарушений независимо от их амплитуды, в том числе и малоамплитудных.
Эти аномальные значени СВП эталонируютс в районе скважин, где по геологическим
причинам возможны тектонические нарушени .
Недостатком наиболее близкого к предлагаемому способу вл ютс :
- вы вление и прослеживание малоамплитудных тектонических нарушений по профил м
сейсморазведки 2D, с построением структурно-тектонических карт, т.е. на плоскости, а
не в пространстве изучаемого геологического тела;
- недостаточна детальность, надежность вы вл емых малоамплитудных тектонических
нарушений в св зи с относительно большими рассто ни ми между профил ми и
необходимостью интерпол ции СВП;
- использование отдельных СВП без их комплексировани , что понижает надежность
результатов.
В силу указанных недостатков всех способов-аналогов вы влени малоамплитудных
тектонических нарушений могут быть допущены ошибки при построении геологических
моделей нефтегазовых объектов и, как следствие, неоптимальное размещение скважин,
увеличение затрат на освоение объектов.
Технической задачей, на решение которой направлено данное техническое решение,
вл етс повышение надежности и точности геологической модели нефтегазовых
объектов, а значит более обоснованное заложение новых разведочных и эксплуатационных
скважин.
Результаты, которые достигают предложенным способом, заключаютс в выделении и
трассировании малоамплитудных тектонических нарушений в трехмерном межскважинном
пространстве.
Способ геофизической разведки дл вы влени малоамплитудных тектонических
нарушений в трехмерном межскважинном пространстве включает проведение
сейсморазведочных работ МОГТ 3D, бурение скважин, электрический, радиоактивный
акустический и сейсмический каротаж, испытание скважин, лабораторные исследовани керна. По данным бурени , ГИС, испытани скважин, лабораторным исследовани м керна,
уровн м водонефт ного (ВНЕС), газовод ного (ГНК), газонефт ного (ГНК) контактов
обосновывают наличие и возможность развити тектонических нарушений, в том числе и
малоамплитудных, их роль в формировании нефтегазовых объектов и необходимость
определени пространственного положени на исследуемой территории, а также
возможное положение между скважинами. По данным акустического, сейсмического и
радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаютс жесткостные модели в скважинах, рассчитываютс синтетические сейсмические трассы, по
которым проводитс спектрально временной анализ (СВАН), и определ ютс модельные
эталонные сертифицированные спектрально-временные атрибуты (СВА), характеризующие
синтетическую сейсмическую запись на участках возможных малоамплитудных
тектонических нарушений и вне их.
По данным сейсморазведки МОГТ 3D на основе СВАН определ ютс экспериментальные объемные спектрально-временные сейсмические атрибуты (ОССА) по
всем трассам временных кубов в районе скважин. Модельные и экспериментальные
эталонные СВАН и ОССА целевого интервала сейсмической записи должны быть подобны
с коэффициентом взаимной коррел ции КВК ?0,75, что свидетельствует об обоснованном
выборе эталонных ОССА по данным сейсморазведки, бурени и геофизических
исследований в скважинах (ГИС), т.е. сертификации ОССА.
ОССА и СВА представл ют собой отношение энергии высоких и низких частот, больших
и малых времен, а также произведение удельной спектральной плотности на
средневзвешенные и максимальные частоты и времена.
Ниже приведены математическое теоретическое обоснование ОССА и СВА в
интегральном виде и, соответственно, расчетные алгоритмы в частотной и временной
развертках дл трехмерного межскважинного пространства (формулы 1-8).
Страница: 4
RU 2 300 126 C1
5
10
15
20
25
30
где - А - текуща амплитуда;
- А 2 - квадрат текущей амплитуды энергетического частотного спектра СВАН-колонки;
- ОССА - объемный спектрально-временной сейсмический атрибут;
- T1 и Т2 - начальное и конечное врем анализируемой сейсмической записи, т.е.
высота куба ?Т=Т2-Т1 с количеством n текущих значений амплитуд Ai, равным:
где ? - шаг дискретизации сейсмической записи;
- tнач. и tкон. - начальное и конечное врем интервала спектрально-временного
анализа ?t=tкон.-tнач.?26-30 мсек;
- fнач. и fкон. - начальна и конечна частоты энергетического частотного спектра СВАНколонки на уровне 0.1 от максимума;
- ?f=fкон.-fнач.;
- средневзвешенна частота
35
40
fmax - максимальна частота энергетического частотного спектра СВАН-колонки на
уровне 0.7 от максимума.
45
50
Страница: 5
RU 2 300 126 C1
5
10
15
20
25
где - A2 - квадрат текущей амплитуды энергетического временного спектра СВАНколонки;
- средневзвешенное врем -
30
35
40
- tmax - максимальное врем энергетического временного спектра СВАН-колонки на
уровне 0.7 от максимума.
Выбор охарактеризованных выше СВА и ОССА дл вы влени малоамплитудных
тектонических нарушений обусловлен тем, что в пределах их распространени образуютс аномальные зоны физических свойств горных пород: плотностей, скоростей
распространени упругих колебаний, коэффициентов отражени , амплитуд отраженных
волн и спектрального состава сейсмических импульсов. При этом преимущество СВА и
ОССА заключаетс в том, что если форма сигнала не мен етс , а в нашем случае это
означает отсутствие тектонических нарушений и св занных с ними аномальных зон
физических параметров, то выражение дл комплексного спектра функции времени, т.е.
сейсмического импульса, отличающейс от исходной запаздыванием на врем ?, т.е.
например, наличием флексуры, точно такое же, как и у исходной.
45
50
Мен t1=t-?, получаем S?(?)=e -j??S(?).
Если перейти к модул м, то получаем |S?(?)|=Ф?(?)=Ф(? ).
При запаздывании или вообще при смещении функции по шкале времен спектр ее
остаетс неизменным. Иначе говор , спектр не зависит от выбора начального момента дл отсчета времен [Харкевич А.А. Спектры и анализ. - М.: Гос. издательство физ.-мат.
литературы, 1962, с.235].
Отсюда следует, что при отсутствии аномальных зон физических параметров, св занных
с тектоническими нарушени ми, СВА и ОССА не завис т от времени регистрации
Страница: 6
RU 2 300 126 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
отраженных волн. А когда имеют место тектонические нарушени , СВА и ОССА не завис т
от амплитуды тектонических нарушений, которую обозначим в виде ?H залегани отражающего горизонта и соответственно - ?t его на сечении временного куба, т.е.
СВП?f(?H, ?t).
Таким образом, с помощью СВА и ОССА можно вы вить тектонические нарушени любой амплитуды, в т.ч. и малоамплитудные, поскольку со временем регистрации
отражений СВА и ОССА не св заны. Совокупность сертифицированых ОССА по оси частот
и времен количественно определ ют аномальные зоны изменени физических свойств
изучаемой среды, в т.ч. и те, которые эталонированы в районе скважин по модельным и
экспериментальным данным как отображающие тектонические нарушени .
Сертифицированые ОССА интерпретируютс комплексно, что повышает надежность
вы влени аномальных СВО, соответствующих малоамплитудным тектоническим
нарушени м.
Комплексные ОССА получают с использованием современных математических средств искусственных нейронных сетей (ИНС) и статистических спектрально-скоростных
алгоритмов. Таким образом, временной сейсмический куб (исходна сейсмическа информаци ) подвергаетс СВАН, по результатам которого определ ютс сертифицированные ОССА, проводитс их оптимизированна комплексна интерпретаци ,
вы вл юща аномальные изменени комплексного атрибута, т.е. спектрально-временные
образы тектонических нарушений, в том числе и малоамплитудные в трехмерном
межскважинном пространстве.
Насто щее предложение позвол ет вы вл ть и прослеживать в трехмерном
пространстве геологических тел малоамплитудные тектонические нарушени с помощью
количественных атрибутов сейсмической трехмерной информации, что значительно
повышает надежность и точность геологических моделей сложно построенных
нефтегазовых объектов, основна отличительна особенность которых заключаетс в
развитии латеральных экранов - флюидоупоров в виде малоамплитудных тектонических
нарушений.
Новые геологические модели обеспечивают резкое снижение затрат на бурение
последующих скважин и, таким образом, повышение эффективности геолого-разведочных
работ на нефть и газ.
Формула изобретени Способ геофизической разведки дл вы влени малоамплитудных тектонических
нарушений нефтегазопродуктивных горных пород в трехмерном межскважинном
пространстве, включающий проведение сейсморазведочных работ 3D, бурение скважин и
выполнение в них электрического, радиоактивного, акустического и сейсмического
каротажа, испытание скважин и суждение по полученным данным о наличии и возможности
развити малоамплитудных тектонических нарушений, отличающийс тем, что по
совокупности данных бурени и сейсморазведки 3D в районе скважин провод т
определение эталонных сертифицированных спектрально-временных атрибутов на основе
спектрально-временного анализа целевого интервала сейсмической записи и
количественной оценки его результатов по частотной и временной разверткам в виде
произведени удельных значений спектральной плотности энергетических частотного и
временного спектров на максимальные и средневзвешенные частоту и врем , а также
отношени сейсмической энергии высоких частот и больших времен к энергии низких
частот и малых времен, затем по всем трассам сейсмического временного куба провод т
спектрально-временной анализ и его количественную параметризацию по оси частот и
времен с определением сертифицированных объемных спектрально-временных
сейсмических атрибутов и комплексную их интерпретацию на основе искусственных
нейронных сетей и статистических спектрально-коррел ционных алгоритмов в
сопоставлении с эталонными данными бурени , по аномальным значени м трехмерного
комплексного атрибута вы вл ют малоамплитудные тектонические нарушени в любой
Страница: 7
CL
RU 2 300 126 C1
точке трехмерного пространства.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Страница: 8
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
2
Размер файла
164 Кб
Теги
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа