RU2210094C1 - Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве - Google Patents
Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве Download PDFInfo
- Publication number
- RU2210094C1 RU2210094C1 RU2002130658/28A RU2002130658A RU2210094C1 RU 2210094 C1 RU2210094 C1 RU 2210094C1 RU 2002130658/28 A RU2002130658/28 A RU 2002130658/28A RU 2002130658 A RU2002130658 A RU 2002130658A RU 2210094 C1 RU2210094 C1 RU 2210094C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- spectral
- seismic
- wells
- oil
- data
- Prior art date
Links
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Использование: в нефтяной геологии для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемом объекте по комплексу данных наземной сейсмической разведки, электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического каротажа, изучения керна и испытания скважин. Сущность: проводят сейсморазведочные работы, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, испытание скважин. По данным бурения и геофизических исследований скважин определяют модельные эталонные спектрально-временные образы нефтегазопродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры, а по данным сейсморазведки в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы нефтегазопродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры. Проводят последующую взаимную корреляцию величин проницаемости и емкости по данным бурения с эталонными спектрально-временными параметрами по данным сейсморазведки в районе скважин. Выбирают оптимальные спектрально-временные параметры с наибольшими коэффициентами взаимной корреляции. По всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальным параметрам с последующим их пересчетом по корреляционным зависимостям в значения проницаемости и емкости в любой точке межскважинного пространства. Технический результат: повышение надежности и точности обоснования геологических условий заложения разведочных и эксплуатационных скважин.
Description
Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемом объекте по комплексу данных наземной сейсмической разведки, электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического каротажа, изучения керна и испытания скважин.
Проводят сейсморазведочные работы, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, изучение керна, испытание скважин. По совокупности данных бурения и геофизических исследований скважин (ГИС) определяют пористость, эффективную толщину, емкость и проницаемость нефтегазопродуктивных отложений. По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят спектрально-временной анализ (СВАН) и определяют эталонные модельные спектрально-временные образы (СВО) нефтегазопродуктивных отложений. По данным сейсморазведки в районе скважин определяют эталоннные экспериментальные спектрально-временные образы нефтегазопродуктивных отложений на основе применения спектрально-временного анализа (СВАН) данных сейсморазведки в целевом интервале записи. Производят количественную оценку модельных и экспериментальных СВО с использованием произведения удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетических спектров на частоту и время их максимумов, а также отношения энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и меньших времен. Эталонные модельные и экспериментальные сейсмические спектрально-временные параметры (СВП) взаимно коррелируются между собой, с емкостью и проницаемостью нефтегазопродуктивных отложений по данным бурения с построением эталонных корреляционных графиков и оценкой тесноты связей коэффициентом взаимной корреляции (КВК). Выбираются наиболее подходящие (оптимальные) спектрально-временные параметры с наибольшими коэффициентами взаимной корреляции модельных и экспериментальных СВП с данными бурения - емкостью и проницаемостью коллекторов. По всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и наиболее подходящую (оптимальную) спектрально-временную параметризацию его результатов по частоте и времени. Спектрально-временные параметры пересчитываются в значения емкости и проницаемости с использованием эталонных корреляционных зависимостей в любой точке межскважинного пространства.
Способов геофизической разведки для определения проницаемости нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве не существует, поскольку до настоящего времени с целью прогнозирования геологического разреза по данным сейсморазведки использовались в основном скорости, жесткости, временные толщины, не коррелирующиеся с фильтрационными свойствами коллекторов, обусловленные объемами пустотного пространства (емкостью), а не его структурой - системой сообщающихся пор, трещин, каверн (проницаемостью).
Во многих случаях проницаемость корреляционно связана с емкостью, тогда, определив емкость, можно прогнозировать и проницаемость, но эта связь не всегда устойчива и неповсеместна. Наиболее близким прототипом по своей технической сущности к предлагаемому способу геофизической разведки для определения проницаемости нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки является технология псевдолитологического каротажа (ПЛК), разработанная для установления характера изменения глинистости, пористости и проницаемости в пределах нефтегазопродуктивных объектов (Крылов Д.Н. Комплексный геологический анализ сейсмических отражений и данных ГИС. Разведочная геофизика. Обзор. - М.: МГП "Геоинформмарк", 1992; Крылов Д.Н. К оценке определения литологии и коллекторских свойств по данным сейсморазведки. Геология нефти и газа", 3, М., 1992; Крылов Д.Н., Шилин К. К. Оптимизированные способы интерпретации комплексной геофизической информации. - М.: Наука, 1991).
Способ базируется на оптимизационном сейсмическом моделировании, суть которого сводится к корректировке предварительно оцененных значений литолого-акустических параметров модели среды, определяющих сейсмическое волновое поле, путем многократного расчета синтетических сейсмотрасс и их сопоставления с реальной сейсмической трассой до достижения приемлемого сходства, и на последующем пересчете полученных значений скорости в значения пористости, глинистости, проницаемости на основе комплекса граничных условий и корреляционных зависимостей. При этом определяется не проницаемость, а параметр ПЛК, характеризующий проницаемость.
Недостатки способа ПЛК следующие:
- акустические параметры модели среды слабо связаны со структурой пустотного пространства (проницаемостью) и практически целиком обязаны его объему (емкости);
- параметр ПЛК, характеризующий проницаемость, может быть далек от ее истинного значения в связи с наличием интервала неопределенности при определении граничных условий и предварительной оценки литолого-акустических параметров модели среды в узловых точках межскважинного пространства.
- акустические параметры модели среды слабо связаны со структурой пустотного пространства (проницаемостью) и практически целиком обязаны его объему (емкости);
- параметр ПЛК, характеризующий проницаемость, может быть далек от ее истинного значения в связи с наличием интервала неопределенности при определении граничных условий и предварительной оценки литолого-акустических параметров модели среды в узловых точках межскважинного пространства.
Известен способ геофизической разведки для определения удельной эффективной емкости нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве, включающий проведение наземных сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, проведение в них электрического, радиоактивного, акустического, сейсмического каротажа, изучение керна, а также последующую обработку полученной информации для определения псевдоакустических скоростей по сейсмическим профилям в целевом интервале, их взаимную корреляцию с акустическими скоростями и значениями удельной эффективной емкости по данным бурения; построения эталонного корреляционного графика зависимости псевдоакустических скоростей от удельной эффективной емкости и пересчета псевдоакустических скоростей в значения удельной эффективной емкости нефтегазопродуктивных отложений в любой точке межскважинного пространства (Копилевич Е.А., Славкин B.C. и др. Определение параметра удельной емкости коллектора в межскважинном пространстве. Геология нефти и газа, 8. - М.: Недра, 1988; Копилевич Е.А. Изменение скоростей распространения продольных волн в связи с емкостными свойствами коллекторов". Геология нефти и газа, 10. - М.: Геоинформмарк, 1995; Копилевич Е.А. Теоретическое обоснование и метод количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки. Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. ВНИГНИ, ВНИИГеофизика. - М., 1996).
Основными недостатками известного способа являются:
- недостаточная точность определения интервальных псевдоакустических скоростей, особенно в сейсмогеологических условиях малой толщины нефтегазопродуктивных отложений (<30-50 м);
- недостаточная разрешающая способность и вследствие этого ограниченная возможность применения способа только при значительных перепадах псевдоакустических скоростей (>300 м/с).
- недостаточная точность определения интервальных псевдоакустических скоростей, особенно в сейсмогеологических условиях малой толщины нефтегазопродуктивных отложений (<30-50 м);
- недостаточная разрешающая способность и вследствие этого ограниченная возможность применения способа только при значительных перепадах псевдоакустических скоростей (>300 м/с).
В силу указанных недостатков способов-прототипов могут быть допущены ошибки как в определении емкости, так и особенно проницаемости нефтегазопродуктивных отложений и, как следствие, неоптимальное размещение скважин и увеличение затрат на освоение объекта.
Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение надежности и точности обоснования геологических условий заложения новых разведочных и эксплуатационных скважин на основе определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве.
Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве включает проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, изучение керна и испытание скважин.
По совокупности данных бурения определяют эталонную пористость, эффективную толщину, удельную эффективную емкость и проницаемость нефтегазопродуктивных отложений.
По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят СВАН, определяют эталонные модельные СВО и их СВП.
По данным сейсморазведки на основе СВАН определяют эталонные экспериментальные СВО и их СВП в районе скважин.
Эталонные и модельные СВО и СВП должны быть одинаковыми с КВК >0,75, что свидетельствует об обоснованном и надежном определении СВО и СВП по данным сейсморазведки.
СВО представляют собой результаты СВАН временных разрезов по сейсмическим профилям в виде сван-колонки и ее частотного (по оси частот) и временного (по оси времен) спектров. СВП определяются по спектральным плотностям этих спектров и представляют собой 6 параметров, полностью характеризующих СВАН-колонку, в том числе 3 параметра по оси частот и 3 параметра по оси времен.
K1(f) - отношение энергии высоких частот к энергии низких частот.
где Аi - амплитуды спектра на частоте fi;f1 и f2 - начальная и конечная частоты спектра на уровне 0.1 его максимума, fср - средняя частота спектра
K2(f) - произведение удельной спектральной плотности энергетического частотного спектра на средневзвешенную частоту спектра
где Аi - амплитуды спектра на частоте fi; Δf=f2-f1; f1 - начальная, f2 - конечная частоты спектра на уровне 0,1 его максимума, fi - частота для Аi.
К3(f) - то же, что и К2, умноженное на максимальную частоту спектра на уровне 0,7 его максимума.
СВП временного спектра - К4, К5, К6 - то же, что К1(f), К2(f), К3(f), только по оси времен.
Приведенные СВП могут быть изначально классифицированы по их структуре в соответствии с принципами структурно-формационной интерпретации (Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных. Мушин И.А., Бродов Л.Ю, Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И. - М.: Недра, 1990).
Структура СВП K1 такова, что главное его назначение состоит в выявлении и фиксации интегрального признака количества рангов в анализируемом интервале разреза и оценке их соотношений по динамической выразительности, т.е. форме сигнала, а следовательно, его спектра и СВП, как следствие структуры пустотного пространства или иначе - величины площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация флюида, что, как известно, характеризует проницаемость коллекторов. Структура симметричного K1 СВП - К4 - позволяет рассчитывать на выявление направленности седиментации, т.е. оценивать степень прогрессивности или регрессивности анализируемого интервала разреза, а следовательно, и характер изменения проницаемости по глубине.
СВП К2 и К3 характеризуют анализируемый интервал разреза, главным образом, по интегральным типам слоистости, степени ее выраженности, т.е. степени макро-, миди-, тонкослоистости, что прямо связано с объемом пустотного пространства или емкостью.
СВП K5 и К6, имеющие ту же структуру, что и К2, К3, но определяемые по оси времен, могут характеризовать особенности распределения слоистости (емкости) по анализируемому интервалу разреза.
Эталонные экспериментальные СВП взаимно коррелируются с эталонными значениями удельной эффективной емкости и проницаемости нефтегазопродуктивных отложений с определением КВК и построением корреляционных графиков.
Для дальнейшего использования выбираются наиболее подходящие (оптимальные) СВП, которые коррелируются со значениями емкости и проницаемости с наибольшими КВК.
Эти оптимальные СВП определяются по всем сейсмическим профилям исследуемой территории и затем пересчитываются в значения удельной эффективной емкости и проницаемости с использованием корреляционных графиков.
Таким образом, данное предложение позволяет определить фильтрационно-емкостные свойства нефтегазопродуктивных отложений в любой точке межскважинного пространства непрерывно, количественно, с модельным обоснованием по данным наземной сейсмической разведки, увязанным с результатами скважинных исследований.
Это обеспечивает резкое снижение затрат на бурение последующих разведочных и эксплуатационных скважин.
Claims (1)
- Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве, включающий проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, испытание скважин и суждение по полученным данным о фильтрационно-емкостных свойствах нефтегазопродуктивных отложений по величинам проницаемости и емкости, отличающийся тем, что по данным бурения и геофизических исследований скважин определяют модельные эталонные спектрально-временные образы нефтегазопродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры, а по данным сейсморазведки в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы нефтегазопродуктивных отложений и их спектрально-временные параметры на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки и количественной оценки его результатов, определяемой отношением энергии спектров высоких частот и больших времен к энергии спектров низких частот и малых времен, а также произведением удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетических спектров на частоту и время их максимумов, с последующей взаимной корреляцией величин проницаемости и емкости по данным бурения с эталонными спектрально-временными параметрами по данным сейсморазведки в районе скважин, выбором оптимальных спектрально-временных параметров с наибольшими коэффициентами взаимной корреляции и построением корреляционных зависимостей оптимальных спектрально-временных параметров с величинами проницаемости и емкости по данным бурения, затем по всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальным параметрам с последующим их пересчетом по корреляционным зависимостям в значения проницаемости и емкости в любой точке межскважинного пространства.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002130658/28A RU2210094C1 (ru) | 2002-11-18 | 2002-11-18 | Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002130658/28A RU2210094C1 (ru) | 2002-11-18 | 2002-11-18 | Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2210094C1 true RU2210094C1 (ru) | 2003-08-10 |
Family
ID=29246896
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002130658/28A RU2210094C1 (ru) | 2002-11-18 | 2002-11-18 | Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2210094C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8898018B2 (en) | 2007-03-06 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for hydrocarbon production |
| RU2567434C2 (ru) * | 2014-05-08 | 2015-11-10 | Алексей Алексеевич Никитин | Способ обработки и интерпретаций сейсмических данных |
| RU2658592C1 (ru) * | 2017-07-31 | 2018-06-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук (ИГФ УрО РАН) | Устройство для исследования в скважинах динамического состояния горных пород |
| RU2718137C1 (ru) * | 2018-12-05 | 2020-03-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ оценки параметра затухания волнового поля для определения углеводородного насыщения пласта в межскважинном пространстве при построении геологической модели |
-
2002
- 2002-11-18 RU RU2002130658/28A patent/RU2210094C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8898018B2 (en) | 2007-03-06 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for hydrocarbon production |
| RU2567434C2 (ru) * | 2014-05-08 | 2015-11-10 | Алексей Алексеевич Никитин | Способ обработки и интерпретаций сейсмических данных |
| RU2658592C1 (ru) * | 2017-07-31 | 2018-06-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук (ИГФ УрО РАН) | Устройство для исследования в скважинах динамического состояния горных пород |
| RU2718137C1 (ru) * | 2018-12-05 | 2020-03-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ оценки параметра затухания волнового поля для определения углеводородного насыщения пласта в межскважинном пространстве при построении геологической модели |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113759425B (zh) | 井震联合评价深层古岩溶储层充填特征的方法与系统 | |
| CN113759424B (zh) | 基于频谱分解和机器学习的岩溶储层充填分析方法和系统 | |
| CN1040364C (zh) | 采用统计校准技术导出地质特性的地震记录曲线分析方法 | |
| US7974785B2 (en) | Method for quantitative evaluation of fluid pressures and detection of overpressures in an underground medium | |
| US11480698B2 (en) | Fluid saturation model for petrophysical inversion | |
| CN114114459B (zh) | 一种相控约束下的深层-超深层碳酸盐岩薄储层预测方法 | |
| KR102111207B1 (ko) | 셰일가스 스윗 스팟 도출 방법 | |
| CN114994758B (zh) | 碳酸盐岩断控储层的波阻抗提取与结构表征方法和系统 | |
| RU2289829C1 (ru) | Способ геофизической разведки для выявления нефтегазовых объектов | |
| RU2598979C1 (ru) | Способ прогноза параметров газовых залежей | |
| CN112505754B (zh) | 基于高精度层序格架模型的井震协同划分沉积微相的方法 | |
| RU2253886C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных карбонатных коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве | |
| RU2210094C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве | |
| CN111077578B (zh) | 岩层分布预测方法和装置 | |
| CN113589365B (zh) | 基于时频域信息的储层尖灭线描述方法 | |
| CN116559953A (zh) | I类储层连续厚度的确定方法、装置、设备及存储介质 | |
| RU2253885C1 (ru) | Способ определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве | |
| CN114859407A (zh) | 火山岩储层声学特征参数的确定方法及装置 | |
| RU2255358C1 (ru) | Способ геофизической разведки для выявления нефтегазопродуктивных типов геологического разреза в трехмерном межскважинном пространстве | |
| RU2300126C1 (ru) | Способ геофизической разведки для выявления малоамплитудных тектонических нарушений нефтегазопродуктивных горных пород в трехмерном межскважинном пространстве | |
| RU2236030C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве | |
| RU2255359C1 (ru) | Способ определения нефтегазопродуктивности трещинных глинистых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве | |
| RU2225020C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве | |
| RU2205434C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтегазопродуктивных типов геологического разреза переменной толщины | |
| RU2314554C1 (ru) | Способ размещения наклонных и горизонтальных нефтегазовых скважин на основе спектральной декомпозиции геофизических данных |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181119 |