RU2093860C1 - Method of seismic test of change of capacitive properties and position of productivity contour of oil and gas pool process of its development - Google Patents
Method of seismic test of change of capacitive properties and position of productivity contour of oil and gas pool process of its development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2093860C1 RU2093860C1 RU95119465A RU95119465A RU2093860C1 RU 2093860 C1 RU2093860 C1 RU 2093860C1 RU 95119465 A RU95119465 A RU 95119465A RU 95119465 A RU95119465 A RU 95119465A RU 2093860 C1 RU2093860 C1 RU 2093860C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- waves
- productivity
- seismic
- wells
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области детализационной сейсморазведки и может быть использовано для оптимизации добычи нефти и газа (увеличение дебита) путем оптимального размещения скважин и создания оптимального режима управления и эксплуатации месторождения в условиях суши и мелководного шельфа. The invention relates to the field of detailed seismic exploration and can be used to optimize oil and gas production (increase in production rate) by optimally positioning wells and creating an optimal regime for managing and operating a field in dry land and on a shallow shelf.
В настоящее время оптимизация добычи нефти и газа на месторождении осуществляется с помощью мониторинга слежения за изменением во времени параметров продуктивной толщи на базе выявления изменения сейсморазведочных данных, реализованных на различные периоды времени (с интервалом 6 8 месяцев) [1]
Применяемый для целей мониторинга комплекс промыслово-геофизических методов в обсаженных скважинах имеет существенные недостатки: ограниченный радиус исследований (только в окрестностях скважины), необходимость неоднократного использования дорогостоящих скважин при повторных наблюдениях.Currently, optimization of oil and gas production at the field is carried out by monitoring the change in time of the parameters of the productive stratum on the basis of identifying changes in seismic data implemented for different periods of time (with an interval of 6-8 months) [1]
The set of field geophysical methods used for monitoring in cased wells has significant drawbacks: a limited research radius (only in the vicinity of the well), the need for repeated use of expensive wells during repeated observations.
Традиционные методы сейсморазведки в сочетании с ВСП без выноса и с выносом для задач мониторинга также не всегда эффективны из-за низкой разрешающей способности в результате большого затухания волн в верхней части разреза, что не позволяет повысить рабочую частоту исследования при использовании сейсмических источников, а при использовании высокочастотных уменьшает глубинность исследования [2]
Наиболее близкой по технической сущности к настоящему предложению является технология межскважинного прозвучивания (МП) сейсмоакустического просвечивания, который предусматривает возбуждение и прием колебаний (в интересующих интервалах исследования) в скважинах с регистрацией отдельных параметров продольных волн вблизи из первых вступлений, по системе параллельных или перекрестных наблюдений. В результате вся исследуемая между скважинами толща покрывается равномерной сеткой лучей, что обеспечивает принципиальную возможность восстановления поля скоростей и поля коэффициентов затухания в пространстве между скважинами [3]
Описанные выше методы обладают следующими недостатками.Traditional methods of seismic exploration in combination with VSP without removal and removal for monitoring tasks are also not always effective due to the low resolution due to the large attenuation of waves in the upper part of the section, which does not allow to increase the operating frequency of the study when using seismic sources, and when using high-frequency reduces the depth of study [2]
The closest in technical essence to this proposal is the technology of cross-hole sounding (MP) of seismic-acoustic transmission, which provides for the excitation and reception of vibrations (in the interesting intervals of the study) in wells with the registration of individual parameters of longitudinal waves near from the first arrivals, according to a parallel or cross-observation system. As a result, the entire thickness studied between the wells is covered by a uniform grid of rays, which provides the fundamental possibility of restoring the velocity field and the field of attenuation coefficients in the space between the wells [3]
The methods described above have the following disadvantages.
Методы восстановления полей основаны на использовании различных моделей сред и все они не обладают высокой точностью определения искомых параметров. Field restoration methods are based on the use of various media models and all of them do not have high accuracy in determining the desired parameters.
В методе МП отсутствуют эффективные алгоритмы восстановления трехмерных полей, изучаемых параметров в исследуемом объеме среды. In the MP method, there are no effective algorithms for reconstructing three-dimensional fields, the studied parameters in the studied volume of the medium.
Отсутствуют невзрывные источники, обеспечивающие надежную работу в глубоких скважинах (более 1 км). There are no non-explosive sources ensuring reliable operation in deep wells (more than 1 km).
Существенные трудности в методе МП связаны с определением пластовых скоростей на больших глубинах, т.к. они опираются на данные инклинометрии, а точность последних снижается с глубиной. Significant difficulties in the MP method are associated with the determination of reservoir velocities at great depths, because they rely on inclinometry data, and the accuracy of the latter decreases with depth.
Использование метод МП опирается на проведение возбуждения и приема в скважинах, а при мониторинге появляется необходимость повторное использование скважин, что нежелательно. The use of the MP method relies on conducting excitation and reception in wells, and monitoring requires reuse of wells, which is undesirable.
Перечисленные недостатки значительно снижают добычу нефти и газа. These shortcomings significantly reduce oil and gas production.
Решением задачи является увеличение добычи нефти и газа путем рационального размещения скважин и создание оптимального режима их эксплуатации за счет повышения помехоустойчивости и разрешенности сейсморазведочных данных. The solution to the problem is to increase oil and gas production by rational placement of wells and the creation of an optimal mode of their operation by increasing the noise immunity and resolution of seismic data.
Для решения поставленной задачи в способе сейсмического контроля изменения емкостных свойств и положения контура продуктивности нефтегазового пласта в процессе его разработки возбуждение колебаний осуществляют по серии радиальных профилей, пересекающихся в опорной точке, расположенной вблизи эксплуатационной скважины и известного контура продуктивности, регистрацию сейсмической информации производят в оптимальном диапазоне углов падения волн, совокупностью вертикально ориентированных приемных систем, стационарно размещенных в мелких скважинах, выполняют эталонирование данных, затем осуществляют повторные наблюдения, сравнение этих наблюдений и корректирование режима эксплуатации. To solve the problem in the method of seismic control of changes in the capacitive properties and the position of the productivity profile of the oil and gas reservoir in the process of its development, the excitation of oscillations is carried out over a series of radial profiles intersecting at a reference point located near the production well and a known productivity contour, the seismic information is recorded in the optimal range angles of incidence of waves, a set of vertically oriented receiving systems, stationary located in shallow wells, perform standardization of data, then carry out repeated observations, compare these observations and adjust the operating mode.
Перечень операций при реализации способа:
на месторождении с известным первоначальным контуром нефтегазоносности разбивается радиальная сеть профилей, пересекающихся в опорной точке, расположенной вблизи эксплуатационной скважины, и пересекающих контур;
производится расчет прогнозного изменения амплитуд отраженных волн от угла падения волны в области водогазонефтяного пласта и определяется оптимальной диапазон углов падения волн, обеспечивающий максимальную степень различия волн, отраженных от границ продуктивного пласта и за его пределами (AVO-эффект), и соответственно при этом оптимальные удаления взрыв прием;
вдоль выбранных профилей бурятся мелкие (до 210 м) скважины, удаленные от опорной точки в соответствии с оптимальными величинами вынос взрыв прием, в которых стационарно располагаются вертикально-ориентированные приемные устройства, первая (эталонная) скважина, располагаются в опорной точке;
отрабатывается система наблюдений МОВ с регистрацией сейсмической информации совокупностью вертикальноориентированных приемных устройств и получением серии взаимо увязанных годографов ОПВ на разных глубинных уровнях, обеспечивающей возможность эталонирования записи;
повторно отрабатывается система радиальных профилей через интервал времени, в течение которого возможны изменения динамики волн, связанные с разработкой месторождения (6 8 месяцев);
полученная в разное время информация обрабатывается с включением предварительного эталонирования данных, расчета динамических параметров волн, характеризующих наличие продукта и изменений, связанных с разработкой пласта;
проводится сравнительный анализ кривых AVO-эффекта, построенных для волновых полей, зарегистрированных в разные временные интервалы, и определяется возможное направление перемещения контура нефтегазоносноти;
выполняется на основании полученных результатов, корректировка режима эксплуатации скважин.The list of operations when implementing the method:
in a field with a known initial oil and gas profile, a radial network of profiles intersects at a reference point located near the production well and intersects the circuit;
the predicted change in the amplitudes of the reflected waves from the angle of incidence of the wave in the region of the oil and gas reservoir is calculated, and the optimal range of angles of incidence of the waves is determined, which ensures the maximum degree of difference between the waves reflected from the boundaries of the reservoir and beyond (AVO effect), and accordingly, the optimal removal explosion reception;
along the selected profiles, small (up to 210 m) wells are drilled that are remote from the reference point in accordance with the optimal values of the take-off explosion reception, in which vertically oriented receiving devices are stationary, the first (reference) well is located at the reference point;
the MOU observation system is being worked out with the registration of seismic information by a set of vertically oriented receiving devices and obtaining a series of interconnected travel time curves for different depth levels, which makes it possible to standardize recordings;
the system of radial profiles is re-worked through a time interval during which changes in the dynamics of waves associated with the development of the field are possible (6–8 months);
information obtained at different times is processed with the inclusion of preliminary data standardization, calculation of the dynamic parameters of the waves characterizing the presence of the product and changes associated with the development of the reservoir;
a comparative analysis of the AVO-effect curves constructed for wave fields recorded at different time intervals is carried out, and the possible direction of movement of the oil and gas contour is determined;
based on the results obtained, the adjustment of the operating mode of the wells.
Относительно прототипа заявляемый способ обеспечивает следующие преимущества: повышение помехоустойчивости исходных данных путем регистрации на вертикальное приемное устройство под зоной малых скоростей и селекцию полезных колебаний; надежный контроль за изменением динамики волнового поля в диапазоне оптимальных углов падения волн, отличающихся максимальным различием волнового поля, отображающего продуктивный и водонасыщенный коллектор; возможность эталонирования наблюденных данных и контроля за положением контура продуктивности путем регистрации колебаний по радиальным направлениям, пересекающимся в области эталонной скважины, расположенной вблизи эксплуатационной; возможность надежного определения динамических характеристик волнового поля за счет многократного использования стационарной системы наблюдательных мелких скважин с приемными устройствами; повышение точности расчета емкостных характеристик пласта на основе динамических характеристик волнового поля, замеренных в процессе повторных наблюдений. Regarding the prototype, the inventive method provides the following advantages: improving the noise immunity of the source data by registering on a vertical receiving device under the zone of low speeds and selection of useful vibrations; reliable control of changes in the dynamics of the wave field in the range of optimal angles of incidence of waves, characterized by the maximum difference in the wave field, displaying a productive and water-saturated collector; the ability to standardize the observed data and control the position of the productivity circuit by recording fluctuations in radial directions intersecting in the region of the reference well located near the production well; the possibility of reliable determination of the dynamic characteristics of the wave field due to the repeated use of a stationary system of observation shallow wells with receiving devices; improving the accuracy of calculating the reservoir capacitive characteristics based on the dynamic characteristics of the wave field, measured during repeated observations.
Данные преимущества достигаются наличием следующих существенных признаков: регистрация сейсмической информации совокупностью вертикально-ориентированных приемных устройств, стационарно установленных в мелких скважинах, обеспечивает получение сейсмограмм ОПВ на различных глубинных уровнях, надежное сохранение идентичных условий наблюдений при многократном их повторении, уход при получении информации под ЗМС, что исключает ее искажающее ее искажающее влияние и связанные с этим трудности обработки, возможность круговой направленности групп для селекции волн, подходящих к профилю, наблюдения под различными азимутами; расположение совокупности вертикально ориентированных приемных устройств вблизи эксплуатационной скважины по радиусам, расходящимся от одной мелкой скважины, информация в которой принимается за эталонную, и пересекающим известный контур продуктивности, обеспечивает привязку динамических характеристик волнового поля к емкостным свойствам разреза и последующее эталонирование данных; регистрация колебаний вертикально ориентированными приемными устройствами в пределах удалений взрыв прием, обеспечивающих регистрацию информации в оптимальном диапазоне углов падения волн, отраженных от границ продуктивного пласта и за его пределами, обеспечивает надежный контроль за изменением динамики волнового поля в процессе разработки месторождения; обработка результатов повторных наблюдений с включением предварительного эталонирования наблюденных данных, их последовательного сравнения, выявления, текущих изменений в сейсмических данных позволяет обнаружить изменение емкостных свойств продуктивного пласта и изменений в положении контура нефтегазоносности. These advantages are achieved by the presence of the following essential features: registration of seismic information by a set of vertically oriented receiving devices, stationary installed in shallow wells, ensures the acquisition of seismic records at various depth levels, reliable preservation of identical observation conditions during their repeated repetition, care when receiving information under the ZMS, which eliminates its distorting distorting effect and the associated processing difficulties, the possibility of circular directional STI groups for selection waves, suitable to the profile observation under various azimuths; the location of the set of vertically oriented receiving devices near the production well along radii diverging from one shallow well, in which information is taken as a reference well, and intersecting the known productivity circuit, provides a link between the dynamic characteristics of the wave field and the capacitive properties of the section and subsequent standardization of the data; registration of vibrations by vertically oriented receiving devices within the limits of burst receiving distances, providing information recording in the optimal range of wave angles reflected from the boundaries of the reservoir and beyond, provides reliable control over changes in the wave field dynamics during field development; processing the results of repeated observations with the inclusion of preliminary standardization of the observed data, their sequential comparison, identification, current changes in seismic data allows you to detect changes in the capacitive properties of the reservoir and changes in the position of the oil and gas profile.
Таким образом, указанная совокупность существенных признаков обуславливает новизну заявляемого способа и обеспечивает положительный эффект, т.е. повышение надежности сейсмического контроля за разработкой месторождения и корректировку режима его эксплуатации. Thus, this set of essential features determines the novelty of the proposed method and provides a positive effect, i.e. improving the reliability of seismic monitoring of field development and adjusting its operation mode.
На фиг. 1 представлена типовая модель нефтегазового месторождения в области третичных отложений Азово-Кубанского прогиба, включающая структурную карту кровли продуктивной пачки чокракского горизонта (A) и геологический разрез месторождения по линии B B1, где 1 изогипсы продуктивной пачки, 2 эксплуатационная скважина, 3 линия геологического разреза B - B1, 4 эталонная скважина (опорная), 5 радиальные линии, пересекающие контур продуктивности, 6 мелкие наблюдательные скважины, 7 - первоначальный контур продуктивности, 8 положение контура продуктивности в результате эксплуатации месторождения, 9 положение продуктивного пласта в вертикальном разрезе, 10 положение геологических границ, ГВК положение газоводяного контакта.In FIG. Figure 1 shows a typical model of an oil and gas field in the area of tertiary deposits of the Azov-Kuban trough, including a structural map of the roof of a productive member of the Chokraksky horizon (A) and a geological section of the field along the BB line 1 , where 1 isogypsum of the productive member, 2 production well, 3 line of geological section B - B 1 , 4 reference well (reference), 5 radial lines intersecting the productivity circuit, 6 shallow observation wells, 7 - initial productivity circuit, 8 position of the productivity circuit as a result of the exploitation of the field, 9 the position of the reservoir in a vertical section, 10 the position of the geological boundaries, GVK the position of the gas-water contact.
На фиг. 2 приведена кривая изменения коэффициента отражения продольных волн (Крр) от угла падения волны θ на границу (AVO-эффект) в пределах контура продуктивности (A) и за его пределами (Б), где 11 кривая AVO-эффекта, 12 зона оптимальных углов, 13, 14, 17, 18 кривые изменения коэффициента отражения Ко и коэффициента Пуассона s с глубиной, 15, 19 динамические сейсмограммы в области продуктивного коллектора и за его пределами.In FIG. Figure 2 shows the curve of the longitudinal wave reflection coefficient (K pp ) versus the angle of incidence of the wave θ at the boundary (AVO effect) within the productivity contour (A) and beyond (B), where 11 is the AVO effect curve, 12 is the zone of optimal angles , 13, 14, 17, 18 curves of changes in the reflection coefficient K о and Poisson's ratio s with depth, 15, 19 dynamic seismograms in the region of the productive reservoir and beyond.
На фиг. 3 приведены зависимости времени регистрации отражения от кровли продуктивного пласта t0, от угла падения волны q и удаления X.In FIG. Figure 3 shows the dependences of the time of registration of reflection from the top of the reservoir t 0 , on the angle of incidence q and the removal of X.
На фиг. 4 представлена полярная характеристика направленности вертикальной группы: база группы L 200 м, количество элементов n 48, для обобщенного параметра P L/λ l длина волны, 20 P 7, 21 P 5, 22 P 4, a углы подхода волн по лучу. In FIG. 4 shows the polar directivity of the vertical group: the base of the group is L 200 m, the number of elements is n 48, for the generalized parameter P L / λ l is the wavelength, 20
Рассмотрим сущность заявляемого способа. Consider the essence of the proposed method.
Для реализации способа априори используются имеющиеся для участка работ структурные карты по кровле продуктивной пачки целевого горизонта (Фиг. 1A), геологические разрезы месторождения по некоторым направлениям (Фиг. 1 Б), физические параметры, данные скоростей для проектирования сети профилей, обеспечивающих достаточное количество информации при оконтуривании целевых горизонтов и выявлении изменения конфигурации изогипс в пределах залежи с течением времени. To implement the method, a priori, structural maps for the roof of the productive pack of the target horizon (Fig. 1A), geological sections of the field in some directions (Fig. 1 B), physical parameters, and velocity data for designing a network of profiles providing a sufficient amount of information are used when contouring the target horizons and identifying changes in the configuration of isohypses within the reservoir over time.
Предварительно производится расчет АУО-эффекта с учетом изменения амплитуд отраженных волн от угла их падения в пределах контура продуктивности и за его пределами, изменения коэффициента отражения Ко и коэффициентов Пуассона s (Фиг. 2А, Б) с глубиной. По проявлению AVO-эффекта определяется оптимальный диапазон углов падающих волн q (Фиг. 2А) и согласно им удалений взрыв прием l (Фиг. 3) для целевого интервала разреза. Рассчитываются характеристики направленности вертикального приемного устройства, используемого в скважинах, и подбираются его параметры: длина l, количество каналов n (Фиг. 4).The AUO effect is preliminarily calculated taking into account changes in the amplitudes of the reflected waves from their angle of incidence within the productivity circuit and beyond, changes in the reflection coefficient K о and Poisson's ratios s (Fig. 2A, B) with depth. By the manifestation of the AVO effect, the optimal range of angles of the incident waves q is determined (Fig. 2A) and according to them the detonation detonation reception l (Fig. 3) for the target section interval. The directivity characteristics of the vertical receiving device used in the wells are calculated, and its parameters are selected: length l, number of channels n (Fig. 4).
На основании данных о глубинах залегании залежи, размерах: структуры, контура продуктивности, углов наклона горизонтов, изменении коэффициента Пуассона с глубиной, величинах коэффициентов отражения намечаются параметры и плановое положение сети радиальных профилей таким образом, чтобы точка их пересечения (опорная точка) находилась вблизи эксплуатируемой скважины (фиг. 1А) выходя за его пределы. При этом удаление взрыв прием должно обеспечивать регистрацию информации в оптимальном диапазоне углов падения для максимальной степени различия волн, отраженных от границ продуктивного пласта и за его пределами, но кроме того, расстояние между приемными скважинами, интервалы возбуждения, шаг возбуждения выбираются также исходя из общих требований получения системы увязанных годографов ОПВ. Based on the data on the depth of the deposit, sizes: structure, productivity profile, tilt angles, Poisson's ratio change with depth, reflection coefficients, parameters and the planned position of the network of radial profiles are planned so that their intersection point (reference point) is near the wells (Fig. 1A) going beyond it. In this case, the removal of the explosion reception should ensure that information is recorded in the optimal range of incidence angles for the maximum degree of difference in waves reflected from the boundaries of the reservoir and beyond, but in addition, the distance between the receiving wells, the excitation intervals, and the excitation step are also selected based on general requirements obtaining a system of linked hodographs of OPV.
Реализация способа включает
отработку серии запроектированных профилей возбуждения с регистрацией сейсмической информации совокупностью вертикальноориентарованных приемных устройств, располагаемых станционарно (для сохранения условий приема неизменными) в пробуренных мелких скважинах, при этом первая (эталонная) скважина бурится в точке пересечения профилей (опорной точке) вблизи эксплуатации скважины;
обработку полученной информации и интерпретацию, включающих эталонирование данных, последовательное сравнение волновых полей повторных наблюдений, выявление изменения динамических параметров волн и на их основе изменения в емкостных свойствах продуктивного интервала разреза, выявление изменений в конфигурации контура продуктивности пластов и корректировку на основании полученной информации режима эксплуатации месторождения.The implementation of the method includes
development of a series of designed excitation profiles with registration of seismic information by a set of vertically oriented receiving devices located stationary (to keep the reception conditions unchanged) in drilled shallow wells, while the first (reference) well is drilled at the intersection of the profiles (reference point) near the well operation;
processing the obtained information and interpretation, including standardization of data, sequential comparison of wave fields of repeated observations, revealing changes in the dynamic parameters of waves and, based on them, changes in the capacitive properties of the production interval of the section, identifying changes in the configuration of the reservoir productivity profile and adjusting it based on the information obtained .
В качестве примера рассмотрим проект практического применения заявляемого способа на одном из нефтегазовых месторождений в отложениях третичного возраста Азово-Кубанского региона. As an example, consider the project of practical application of the proposed method in one of the oil and gas fields in the Tertiary deposits of the Azov-Kuban region.
На основе структурной карты по кровле продуктивной пачки целевого горизонта (фиг. 1А) и геологического разрезе месторождения по линии B - B1 (фиг. 1Б) имеем данных о глубине залегания залежи (H), равной 1 - 1,3 км, размерах контура продуктивности: 2 x 7 км, углах наклона горизонтов, которые меньше 15o. Производится расчет AVO-эффекта с учетом изменения амплитуд отраженных волн от угла падения волн в пределах контура продуктивности и за его пределами, изменение коэффициента отражения Ко и коэффициента Пуассона (Фиг. 2 А, Б). По проявлению AVO-эффкета определяется оптимальный диапазон углов падающих волн q 20 30o (Фиг. 2А) и согласно им удалений взрыв прием l 1,4 2,0 км (Фиг. 3) для целевого интервала разреза. Расстояние между приемными скважинами, удаления возбуждение приемная скважина и количество возбуждений на профилях определяются помимо учета проявления AVO-эффекта и общими требованиями непрерывного прослеживания годографов ОПВ.Based on the structural map for the roof of the productive pack of the target horizon (Fig. 1A) and the geological section of the field along the line B - B 1 (Fig. 1B), we have data on the depth of occurrence of the reservoir (H) equal to 1 - 1.3 km, the size of the contour productivity: 2 x 7 km, horizon angles that are less than 15 o . Calculates AVO-effect, taking into account changes in the amplitudes of the reflected waves from the angle of incidence of the waves within the circuit efficiency and beyond, the change in reflection coefficient K o and Poisson's ratio (Fig. 2 A, B). According to the manifestation of the AVO effect, the optimal range of angles of
Согласно рассчитанным характеристикам направленности для вертикального приемного устройства выбираются его параметры: 48-канальное приемное устройство длиной L 200 м (Фиг. 4). According to the calculated directivity characteristics for a vertical receiving device, its parameters are selected: a 48-channel receiving device with a length of L 200 m (Fig. 4).
На основании полученных данных проектируются плановое положение и параметры сети радиальных профилей так, что точка их пересечения (опорная точка) находится вблизи эксплуатационной скважины (Фиг. 1А). В опорной точке бурится первая мелкая приемная скважина глубиной 210 м, в которую опускается вертикальное приемное устройство и устанавливается там в стационарном состоянии в течении всего периода повторяющихся наблюдений. Кроме того, все радиальные профили I I, II II, III III, IV IV, V V пересекаются известный контур продуктивности пластов, выходя за его пределы. На радиальном профиле I I (Фиг. 1 А) достаточно одной приемной скважины в опорной точке и взрывных интервалов lв 2,4 км, расположенных по обе стороны от нее, для того, чтобы проследить изменение амплитуды отражения в контурной и законтурной частях залежи. На более протяженных профилях II II и V V бурится по одной приемной скважине по обе стороны от опорной на расстоянии 2,4 км нее, на профилях с направлениями, близкими к простиранию структуры, III - III и IV IV по две скважины с тем же интервалом между ними. Возбуждение колебаний вдоль радиальных профилей выполняется с шагом DXв 25 м.Based on the obtained data, the planned position and parameters of the network of radial profiles are designed so that their intersection point (reference point) is near the production well (Fig. 1A). The first shallow receiving well with a depth of 210 m is drilled at a reference point, into which a vertical receiving device is lowered and installed there in a stationary state during the entire period of repeated observations. In addition, all the radial profiles II, II II, III III, IV IV, VV intersect the well-known reservoir productivity profile, going beyond it. On the radial profile II (Fig. 1 A), one receiving well at the reference point and blasting intervals l of 2.4 km located on both sides of it are enough to trace the change in the reflection amplitude in the contour and contour parts of the reservoir. On longer profiles II II and VV, one receiving well is drilled on both sides of the reference well at a distance of 2.4 km from it, on profiles with directions close to the strike of the structure, III - III and IV IV two wells with the same interval between them. Excitation profiles along radial oscillations is performed in step 25, DX m.
Указанное плановое положение и плотность приемных скважин и возбуждений обеспечивают достаточное для оконтуривания изогипс целевых горизонтов количество информации. The indicated planned position and density of receiving wells and stimulations provide a sufficient amount of information for contouring the isohypses of the target horizons.
Собранная, в результате отработки информация одвергается обработке и помимо стандартных процедур содержит накапливание на оптимальных вертикальных базах, соответствующих величине зоны Френеля, для данной глубины залегания отражающих границ, что способствует повышению надежности прослеживания целевых горизонтов. Кроме этого, регистрация вертикальным приемным устройством обеспечивает возможность анализа волнового поля по сейсмограммам ОПВ, зарегистрированным на различных глубинных уровнях. Выполняются эталонирование наблюденных данных, сопоставление волновых полей, зарегистрированных в различные промежутки времени, выявление изменений в них и на основе этого изменения емкостных свойств продуктивного пласта, выявление перемещения контура нефтегазоносности и корректировка режима эксплуатации. The information collected as a result of mining is subject to processing and, in addition to standard procedures, contains accumulation at optimal vertical bases corresponding to the size of the Fresnel zone for a given depth of reflecting boundaries, which helps to increase the reliability of tracking target horizons. In addition, the registration with a vertical receiving device provides the possibility of analyzing the wave field from the seismic gathers recorded at various depth levels. The observational data are standardized, wave fields recorded at different time intervals are compared, changes in them are detected, and based on this change in the reservoir properties of the reservoir, the displacement of the oil and gas potential is detected and the operating mode is corrected.
Таким образом, в отличие от прототипа предлагаемый способ обеспечивает получение информации о динамических характеристиках изучаемого объекта и его емкостных свойствах за счет использования технологии, создающей увеличение помехоустойчивости и разрешенности сейсморазведочных данных, что позволяет выполнить сравнительный анализ изменения волнового поля и емкостных свойств продуктивного пласта в процессе его разработки, смещение в плане контура продуктивности пласта и корректировку режима эксплуатации скважин. Thus, in contrast to the prototype, the proposed method provides information on the dynamic characteristics of the studied object and its capacitive properties through the use of technology that creates an increase in noise immunity and resolution of seismic data, which allows a comparative analysis of changes in the wave field and capacitive properties of the reservoir during development, displacement in terms of the reservoir productivity profile and adjustment of the well operation mode.
Экономический эффект от использования данного способа обуславливается повышением полноты и достоверности сейсмических данных их на базе этого параметров емкостных свойств, рационального размещения скважин, создание оптимального режима их эксплуатации, увеличение добычи нефти и газа на разрабатываемой площади. The economic effect of using this method is caused by an increase in the completeness and reliability of their seismic data based on this parameters of capacitive properties, rational placement of wells, the creation of an optimal mode of their operation, and an increase in oil and gas production in the developed area.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95119465A RU2093860C1 (en) | 1995-11-16 | 1995-11-16 | Method of seismic test of change of capacitive properties and position of productivity contour of oil and gas pool process of its development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95119465A RU2093860C1 (en) | 1995-11-16 | 1995-11-16 | Method of seismic test of change of capacitive properties and position of productivity contour of oil and gas pool process of its development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2093860C1 true RU2093860C1 (en) | 1997-10-20 |
| RU95119465A RU95119465A (en) | 1997-11-20 |
Family
ID=20173870
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95119465A RU2093860C1 (en) | 1995-11-16 | 1995-11-16 | Method of seismic test of change of capacitive properties and position of productivity contour of oil and gas pool process of its development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2093860C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2538074C1 (en) * | 2013-09-12 | 2015-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью НПЦ "Геостра" | Well seismic survey |
| RU2579029C1 (en) * | 2014-12-10 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of oil field development with regard to restoration of formation background temperature |
-
1995
- 1995-11-16 RU RU95119465A patent/RU2093860C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Кинг А. Применение сейсмических методов для контроля и описания коллекторов. Материалы фирмы Халибартон, Gtohpysics, сентябрь, 1988. Сейсморазведка: справочник геофизиках / Под ред. И.И.Гурвича, В.П.Номоконова. - М.: Недра, 1981, с. 355-356, 392,393,422-428. 3. Карус Е.В., Кузнецов 0.Л. и др. Методические указания по проведению межскважинного прозвучивания и интерпретация его результатов при решении инженерно-геологических задач. - ОНТИ ВНИИЯГГ, 1980, с.58. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2538074C1 (en) * | 2013-09-12 | 2015-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью НПЦ "Геостра" | Well seismic survey |
| RU2579029C1 (en) * | 2014-12-10 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of oil field development with regard to restoration of formation background temperature |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU675611B2 (en) | Seismic surveying | |
| RU2319982C2 (en) | Definition of characteristics of inclined cracks with the aid of exchanged reflected waves in combination with the process of consistent exclusion of influence of the superposed layers | |
| Kent et al. | Distribution of magma beneath the East Pacific Rise between the Clipperton transform and the 9 17′ N Deval from forward modeling of common depth point data | |
| US5671136A (en) | Process for seismic imaging measurement and evaluation of three-dimensional subterranean common-impedance objects | |
| AU742887B2 (en) | Hydrocarbon edge detection using seismic amplitude | |
| US6055482A (en) | Method of seismic signal processing | |
| Shtivelman et al. | Mapping shallow faults at the Evrona playa site using high-resolution reflection method | |
| CN108897041A (en) | A kind of prediction technique and device of uranium ore enrichment region | |
| Grad et al. | Crustal model of the Bransfield Rift, West Antarctica, from detailed OBS refraction experiments | |
| CN110231652A (en) | A kind of seismic facies extracting method of the Noise application space cluster based on density | |
| CN110007340A (en) | Salt dome speed density estimation method based on the direct envelope inverting of angle domain | |
| CN109469477B (en) | Method and device for predicting extension direction of artificial crack | |
| Hole et al. | Interface inversion using broadside seismic refraction data and three‐dimensional travel time calculations | |
| Lutter et al. | An image of the Columbia Plateau from inversion of high-resolution seismic data | |
| Mereu et al. | The scattering of seismic waves through a crust and upper mantle with random lateral and vertical inhomogeneities | |
| Nardone et al. | Shallow velocity structure and site effects at Mt. Vesuvius, Italy, from HVSR and array measurements of ambient vibrations | |
| Pasasa et al. | Prestack Kirchhoff depth migration of shallow seismic data | |
| Kappus et al. | A baseline for upper crustal velocity variations along the East Pacific Rise at 13 N | |
| US4008459A (en) | Method of seismic surveying for stratigraphic traps | |
| RU2093860C1 (en) | Method of seismic test of change of capacitive properties and position of productivity contour of oil and gas pool process of its development | |
| RU2692001C1 (en) | Method of determining inclination angles of reflecting boundaries in a geological environment from profile seismic survey data 2d | |
| CN114488305B (en) | Fine calibration method for seismic data geological horizon in new exploratory area without well | |
| Lyons et al. | Seismic Exploration for Stratigraphic Traps: Geophysical Exploration Methods | |
| Miller et al. | 3-D characterization of seismic properties at the smart weapons test range, YPG | |
| Neves et al. | Velocity structure of upper-mantle transition zones beneath central Eurasia from seismic inversion using genetic algorithms |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101117 |