RU2253884C1 - Method for geophysical prospecting for determining hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous collectors in three-dimensional inter-well space - Google Patents

Method for geophysical prospecting for determining hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous collectors in three-dimensional inter-well space Download PDF

Info

Publication number
RU2253884C1
RU2253884C1 RU2004121614/28A RU2004121614A RU2253884C1 RU 2253884 C1 RU2253884 C1 RU 2253884C1 RU 2004121614/28 A RU2004121614/28 A RU 2004121614/28A RU 2004121614 A RU2004121614 A RU 2004121614A RU 2253884 C1 RU2253884 C1 RU 2253884C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
spectral
seismic
oil
time
capacity
Prior art date
Application number
RU2004121614/28A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
В.Н. Нестеров (RU)
В.Н. Нестеров
Е.А. Копилевич (RU)
Е.А. Копилевич
И.А. Мушин (RU)
И.А. Мушин
Е.П. Соколов (RU)
Е.П. Соколов
Е.А. Давыдова (RU)
Е.А. Давыдова
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр"
Priority to RU2004121614/28A priority Critical patent/RU2253884C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2253884C1 publication Critical patent/RU2253884C1/en

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

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method includes performing three-dimensional seismic prospecting operations, drilling wells with taking of core, electric, radioactive, acoustic and seismic logging, testing of wells. On basis of drilling data and geophysical well research standard modeling seismic and well spectral-time images of oil-productive deposits and their spectral-time attributes are determined. On basis of data of surface three-dimensional seismic prospecting in area of wells standard experimental spectral-time images of oil and gas productive porous collectors and their volumetric spectral seismic attributes are determined on basis of use of spectral-time analysis of seismic prospecting data in goal range of recording and numeric estimation of its results. Following mutual correlation of values of hydraulic conductivity and capacity is performed on basis of drilling geophysical well research data with standard modeling seismic, well time-spectral attributes and volumetric spectral time attributes on basis of seismic prospecting data from area of wells. Optimal volumetric spectral seismic attributes are selected with greatest mutual correlation coefficients. Regression dependencies of optimal spectral seismic attribute are built, or same for complex attribute, with values of hydraulic conductivity and oil and gas productive porous collectors capacity according to drilling and geophysical well research data. Along all tracks of seismic time cube spectral-time analysis is performed and its numeric spectral-time parameterization on basis of optimal volumetric spectral seismic attribute, or complex attribute, with construction of attribute cubes and their following recalculation according to regression dependencies to hydraulic conductivity cubes and capacity cubes.
EFFECT: higher reliability, higher precision.

Description

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для оптимизации заложения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемых объектах в зонах повышенных значений гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов по комплексу данных трехмерной наземной сейсмической разведки 3D, геофизических исследований и испытания скважин, изучения керна.The invention relates to oil and gas geology and can be used to optimize the laying of exploration and production wells at the studied objects in areas of increased values of hydroconductivity and capacity of oil and gas productive porous reservoirs using a complex of data of three-dimensional 3D seismic exploration, geophysical research and well testing, core study.

Известен способ геофизической разведки для определения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазопродуктивных отложений в межскважинном пространстве, выбранный в качестве ближайшего аналога (Патент на изобретение №2210094), включающий бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, изучение керна, проведение наземных двумерных сейсморазведочных работ 2D, а также последующую обработку полученной информации для определения проницаемости и емкости целевых отложений по данным бурения и геофизических исследований скважин (ГИС), модельных сейсмических эталонных спектрально-временных образов (СВО) нефтегазопродуктивного интервала разреза и их спектрально-временных параметров (СВП), экспериментальных сейсмических эталонных СВО в районе скважин и их СВП на основе применения спектрально-временного анализа (СВАН) данных сейсморазведки и количественной оценки его результатов, определяемой отношением энергии спектров высоких частот и больших времен к энергии спектров низких частот и меньших 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 СВП по данным сейсморазведки в районе скважин, выбором оптимальных СВП с наибольшими коэффициентами взаимной корреляции (КВК) и построением регрессионных зависимостей оптимальных СВП с величинами проницаемости и емкости, последующим проведением по всем сейсмическим профилям непрерывно в целевом интервале записи СВАН, определением оптимальных СВП с последующим их пересчетом по регрессионным зависимостям в значения проницаемости и емкости в любой точке межскважинного пространства и построением карт в изолиниях проницаемости и емкости, т.е. получения двумерного результата на горизонтальной плоскости.A known method of geophysical exploration for determining the reservoir properties of oil and gas deposits in the interwell space, selected as the closest analogue (Patent for invention No. 22210094), including drilling wells with coring, electrical, radioactive, acoustic and seismic logging, coring, ground 2D 2D seismic operations, as well as the subsequent processing of the obtained information to determine the permeability and capacity of the target deposits according to drilling and geophysical studies of wells (GIS), model seismic reference spectral-temporal images (SVO) of the oil and gas production interval of a section and their spectral-temporal parameters (SVP), experimental seismic reference SVO in the area of wells and their SVP based on the use of spectral-time analysis (SVAN) seismic data and a quantitative assessment of its results, determined by the ratio of the energy of the high-frequency spectra and large times to the energy of the low-frequency spectra and shorter times, as well as the product of the spectral densities of the energy spectra in frequency and time for the frequency and time of their maxima, with the subsequent correlation of permeability and capacity according to drilling data with reference SVPs according to seismic data in the area of the wells, selection of optimal SVPs with the highest cross-correlation coefficients (CVC) and construction regression dependences of optimal SVP with values of permeability and capacity, followed by continuous seismic profiles in the target interval of recording SVAN, determining m optimal SVPs followed by recalculation of the regression relationships in permeability values and capacitance anywhere crosshole space mapping and in isolines permeability and capacity, i.e. obtaining a two-dimensional result on the horizontal plane.

Недостатками известного способа являются:The disadvantages of this method are:

- проведение наземной сейсмической разведки по профилям, т.е. двумерной сейсморазведки 2D, данные которой не учитывают возможный пространственный сейсмический снос и характеризуются недостаточной детальностью, особенно в сложных сейсмогеологических условиях и на эксплуатационном этапе разбуривания нефтегазоперспективных объектов;- conducting ground-based seismic exploration by profiles, i.e. 2D 2D seismic exploration, the data of which do not take into account possible spatial seismic drift and are characterized by insufficient detail, especially in difficult seismic and geological conditions and at the operational stage of drilling oil and gas prospective objects;

- потеря точности работ происходит и на стадии построения карт СВП, проницаемости и емкости, поскольку при проведении изолиний большое значение имеет интерполяция значений СВП, проницаемости и емкости между профилями, расстояние между которыми практически всегда не соотносится с интервалами изменения фильтрационно-емкостных свойств целевых отложений;- loss of accuracy occurs at the stage of building maps of SVP, permeability and capacity, since interpolation of values of SVP, permeability and capacity between profiles, the distance between which almost always does not correlate with intervals of changes in the filtration-capacitive properties of target deposits, is of great importance when drawing isolines;

- корреляционная связь между СВП и проницаемостью не всегда характеризуется приемлемым КВК и устойчивостью.- the correlation between SVP and permeability is not always characterized by acceptable ICC and stability.

Известен также способ геофизической разведки для определения продуктивности нефтяного пласта в межскважинном пространстве (Патент на изобретение №2098851). В известном способе продуктивность нефтяного пласта определяется на основе ее корреляционной связи с гидропроводностью, которая, в свою очередь, определяется с использованием средних, постоянных значений радиуса поровых каналов для каждого типа геологического разреза, и эффективной удельной емкости. Типы геологического разреза выявляются и картируются на основе СВАН сейсмической записи, проэталонированной по данным бурения и ГИС (Патент на изобретение №2183335). Емкость коллекторов, представляющая собой произведение коэффициента пористости на эффективную толщину, определяется на основе ее корреляционной зависимости от псевдоакустических скоростей по данным сейсморазведки (Копилевич Е.А. и др. Определение параметра удельной емкости коллектора в межскважинном пространстве. Геология нефти и газа, №8, М., 1988; Копилевич Е.А. Изменение скорости распространения продольных волн в связи с емкостными свойствами коллекторов. Геология нефти и газа, №10, М., 1995).There is also known a method of geophysical exploration for determining the productivity of an oil reservoir in the interwell space (Patent for the invention No. 2098851). In the known method, the productivity of the oil reservoir is determined based on its correlation with hydraulic conductivity, which, in turn, is determined using average, constant values of the radius of the pore channels for each type of geological section, and the effective specific capacity. Types of the geological section are identified and mapped based on the SWAN of a seismic record, standardized according to drilling and well logging data (Patent for invention No. 2183335). The reservoir capacity, which is the product of the porosity coefficient by the effective thickness, is determined based on its correlation with pseudoacoustic velocities according to seismic data (EA Kopilevich et al. Determination of the reservoir specific capacity parameter in the interwell space. Oil and gas geology, No. 8, M., 1988; Kopilevich E. A. Change in the velocity of propagation of longitudinal waves in connection with the capacitive properties of collectors. Geology of oil and gas, No. 10, M., 1995).

Основными недостатками известных способов являются:The main disadvantages of the known methods are:

- неучет пространственного сейсмического сноса и недостаточная детальность сейсморазведки 2D;- neglect of spatial seismic drift and insufficient detail of 2D seismic exploration;

- допущение о постоянстве радиуса поровых каналов в зонах развития одного типа геологического разреза;- the assumption of the constancy of the radius of the pore channels in the development zones of one type of geological section;

- недостаточная точность определения псевдоакустических скоростей, особенно в сейсмогеологических условиях малой толщины нефтегазопродуктивных отложений (<30 м);- lack of accuracy in determining pseudo-acoustic velocities, especially in seismic and geological conditions of a small thickness of oil and gas deposits (<30 m);

- ограниченная разрешающая способность и вследствие этого имеющаяся возможность применения способа только при значительных перепадах псевдоакустических скоростей (>300-400 м/сек).- limited resolution and, as a result, the possibility of applying the method only at significant differences in pseudo-acoustic speeds (> 300-400 m / s).

В силу указанных выше недостатков могут быть допущены ошибки в определении проницаемости, гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пластов и, как следствие, неоптимальное размещение скважин и увеличение затрат на освоение объектов.Due to the above drawbacks, errors can be made in determining the permeability, hydraulic conductivity and capacity of oil and gas reservoirs and, as a result, suboptimal well placement and an increase in the cost of developing the facilities.

Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение точности, надежности и обоснованности геологических условий заложения разведочных и эксплуатационных скважин на основе определения гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве.The technical problem to which this invention is directed is to improve the accuracy, reliability and validity of the geological conditions for the laying of exploration and production wells based on the determination of the hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous reservoirs in three-dimensional interwell space.

Способ геофизической разведки для определения гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве включает бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический и сейсмический каротаж, изучение керна и испытание скважин, последующее проведение трехмерных сейсморазведочных работ 3D продольными волнами по методу общей глубинной точки (МОГТ).The method of geophysical exploration for determining the hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous reservoirs in three-dimensional interwell space includes drilling wells with coring, electrical, radioactive, acoustic and seismic logging, core testing and well testing, subsequent three-dimensional 3D seismic exploration using longitudinal waves using the common depth point method (MOGT).

По совокупности данных бурения и ГИС определяют гидропроводность и емкость нефтегазопродуктивных пористых коллекторов с использованием известных методов.Based on the totality of drilling and well logging data, the hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous reservoirs are determined using known methods.

По данным акустического, сейсмического, радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели целевого интервала разреза в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводят СВАН, определяют модельные СВО и их спектрально-временные атрибуты (СВА). По данным ГИС определяют СВО целевого интервала кривых ГИС и их скважинные (вертикальные) СВА (Патент на изобретение №2201606).According to the data of acoustic, seismic, radioactive logging, laboratory core tests, rigidity models of the target section interval in the wells are established, synthetic seismic traces along which the SWAN are carried out are determined, model SVOs and their spectral-temporal attributes (SVA) are determined. According to the GIS data, the SVO of the target interval of the GIS curves and their borehole (vertical) IAS is determined (Patent for the invention No. 2201606).

По данным трехмерной сейсморазведки 3D на основе СВАН определяют эталонные экспериментальные СВО и их объемные спектральные сейсмические атрибуты (ОССА) в районе скважин, соответствующие временному интервалу продуктивных отложений.According to 3D seismic data 3D based on the SVAN, reference experimental SVO and their volumetric spectral seismic attributes (OSSA) in the area of the wells corresponding to the time interval of productive deposits are determined.

Модельные, скважинные СВА и экспериментальные ОССА должны быть одинаковыми с КВК>0,75, что свидетельствует об обоснованном определении СВО и ОССА по данным сейсморазведки 3D. По наибольшим КВК выбирают оптимальные для конкретных сейсмогеологических условий, наиболее надежные ОССА.Model, borehole CBA and experimental OSSA should be the same with a KVK> 0.75, which indicates a reasonable determination of the SVO and OSSA according to 3D seismic data. For the largest KVK, the most reliable OSSA are selected for the optimal seismic and geological conditions.

СВО данных сейсморазведки 3D - временного куба, т.е. зависимости сейсмических амплитуд от трех координат - x, y, t - A=f(x,y,t) - представляет собой четырехмерную зависимость сейсмических амплитуд от координат х, y, ƒ , t, или два куба зависимостей A=f(x,ƒ ,t) и A=f(y,ƒ ,t), где ƒ - переменная центральная частота спектров сейсмической записи; t - ось времен; x, y - пространственные координаты.NWO of 3D seismic data - a temporary cube, i.e. the dependence of seismic amplitudes on three coordinates - x, y, t - A = f (x, y, t) - is the four-dimensional dependence of seismic amplitudes on the coordinates x, y, ƒ, t, or two dependency cubes A = f (x, ƒ, t) and A = f (y, ƒ, t), where ƒ is the variable center frequency of the seismic recording spectra; t is the axis of time; x, y are spatial coordinates.

СВО характеризуется количественно с использованием ОССА по каждому из двух кубов, с возможностью получения шести кубов ОССА, т.е. трехмерной зависимости ОССА от трех координат - OCCA=f(x,y,t).NWO is characterized quantitatively using OSSA for each of the two cubes, with the possibility of obtaining six OSSA cubes, i.e. three-dimensional dependence of OSSA on three coordinates - OCCA = f (x, y, t).

ОССА в количестве шести атрибутов определяются по энергетическим частотному (по оси частот - f) и временному (по оси времен - t) спектрам трехмерных результатов СВАН - кубам СВО.OSSA in the amount of six attributes is determined by the energy frequency (along the frequency axis - f) and temporal (along the time axis - t) spectra of three-dimensional results of the SWAN - CBO cubes.

ОССА по оси частот:OSSA along the frequency axis:

Figure 00000001
Figure 00000001

гдеWhere

S(A2)(t) - спектральная плотность частотного энергетического спектра, пропорциональная квадрату амплитуды сейсмической записи в целевом временном интервале (Δ t);S (A 2 ) (t) is the spectral density of the frequency energy spectrum proportional to the square of the amplitude of the seismic record in the target time interval (Δ t);

ƒ н - начальная (низкая) частота спектра на уровне 10% от его максимума;ƒ n is the initial (low) frequency of the spectrum at the level of 10% of its maximum;

ƒ к - конечная (высокая) частота спектра на уровне 10% от его максимума;ƒ k - final (high) frequency of the spectrum at the level of 10% of its maximum;

Figure 00000002
Figure 00000002

Таким образом, ОССА1 - это отношение энергии высоких частот к энергии низких частот энергетического частотного спектра.Thus, OCAA 1 is the ratio of the energy of high frequencies to the energy of low frequencies in the energy frequency spectrum.

Figure 00000003
Figure 00000003

где Δ ƒ =ƒ к-ƒ н;

Figure 00000004
- средневзвешенная частота.where Δ ƒ = ƒ to -ƒ n ;
Figure 00000004
- weighted average frequency.

Таким образом, ОССА2 - это произведение удельной спектральной плотности энергетического частотного спектра на средневзвешенную частоту.Thus, OSSA 2 is the product of the specific spectral density of the energy frequency spectrum by the weighted average frequency.

Figure 00000005
Figure 00000005

где ƒ mах - максимальная частота энергетического частотного спектра на уровне 30-70% от его максимума.where ƒ max is the maximum frequency of the energy frequency spectrum at the level of 30-70% of its maximum.

Таким образом, ОССА3 - это произведение удельной спектральной плотности энергетического частотного спектра на максимальную частоту с выбором уровня (30-70%) ее определения.Thus, OSSA 3 is the product of the specific spectral density of the energy frequency spectrum by the maximum frequency with a choice of level (30-70%) for its determination.

ОССА по оси времен:OSSA along the time axis:

Figure 00000006
Figure 00000006

где S(A2)(ƒ ), tн, tк, Δ t, tcp,

Figure 00000007
- те же параметры энергетического спектра, только по оси времен (t).where S (A 2 ) (ƒ), t n , t k , Δ t, t cp ,
Figure 00000007
- the same parameters of the energy spectrum, only along the time axis (t).

Значения ОССА по оси t определяются сдвигом целевого временного интервала (Δ t) на постоянную избранную величину.The OCAA values along the t axis are determined by the shift of the target time interval (Δ t) by a constant selected value.

Таким образом, из двух кубов СВО можно получить шесть кубов OCCA1-6 в координатах x, y, t.Thus, from two CBO cubes, you can get six OCCA 1-6 cubes in x, y, t coordinates.

Все ОССА изначально классифицируются 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).All OSSA are initially classified according to their structure in accordance with the principles of structural-formation interpretation (Structural-formation interpretation of seismic data. Mushin I.A., Brodov L.Yu., Kozlov E.A., Khatyanov F.I. M .: Nedra , 1990).

Структура OCCA1 такова, что главное его назначение состоит в выявлении и фиксации секвенстратиграфических рангов в анализируемом интервале разреза и оценке их соотношений по динамической выразительности, т.е. форме сигнала, а следовательно, его спектра и ОССА, отображающих совокупность физических свойств целевого интервала разреза, обусловленную в том числе и структурой пустотного пространства или иначе - величиной площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация флюида, что, как известно, характеризует проницаемость коллекторов и их гидропроводность, но главным образом суммарный проницаемый объем, т.е. гидропроводность -

Figure 00000008
The structure of OCCA 1 is such that its main purpose is to identify and record sequenstratigraphic ranks in the analyzed interval of the section and evaluate their relationships by dynamic expressiveness, i.e. the shape of the signal, and therefore its spectrum and the OSSA, reflecting the set of physical properties of the target section interval, caused, inter alia, by the structure of the void space or otherwise - by the size of the cross-sectional area of the channels of the porous medium by which the fluid is filtered, which, as is known, characterizes the permeability collectors and their hydraulic conductivity, but mainly the total permeable volume, i.e. hydraulic conductivity -
Figure 00000008

Кпр - коэффициент проницаемости,K ol - permeability coefficient,

hэф - эффективная толщина коллекторов,h eff is the effective thickness of the collectors,

μ - вязкость флюида, величина для месторождения постоянная.μ is the viscosity of the fluid, the value for the field is constant.

Структура симметричного OCCA1 по оси времен - ОССА4 - позволяет рассчитывать на выявление направленности седиментации, т.е. оценивать степень прогрессивности или регрессивности анализируемого интервала разреза, а следовательно, и характер изменения проницаемости и гидропроводности коллекторов по глубине.The structure of the symmetric OCCA 1 along the time axis - OSSA 4 - allows us to rely on the identification of the direction of sedimentation, i.e. evaluate the degree of progressivity or regressivity of the analyzed section interval, and therefore the nature of the depth permeability and hydraulic conductivity of reservoirs.

ОССА2 и ОССА3 характеризуют анализируемый интервал разреза главным образом по интегральным типам слоистости и степени ее выраженности, т.е. макро-, миди-, тонкослоистости, типам цикличности, ритмичности, что прямо связано с объемом пустотного пространства или емкостью.OCAA 2 and OCAA 3 characterize the analyzed section interval mainly by the integral types of stratification and the degree of its severity, i.e. macro-, midi-, thin-layered, types of cyclicity, rhythm, which is directly related to the volume of void space or capacity.

ОССА5 и ОСCA6, имеющие ту же структуру, что и OCCA2, ОССА3, но определяемые по оси времен, могут характеризовать особенности распространения слоистости (емкости) по анализируемому интервалу разреза.OCAA 5 and OSCA 6 , having the same structure as OCCA 2 , OCAA 3 , but determined along the time axis, can characterize the features of the distribution of stratification (capacity) over the analyzed interval of the section.

Таким образом, ОССА по своей физической и геологической сути могут быть использованы для определения гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве.Thus, OSSA in their physical and geological essence can be used to determine the hydraulic conductivity and capacity of oil and gas porous reservoirs in three-dimensional interwell space.

Оптимальные, наиболее надежные экспериментальные эталонные ОССА в районе скважин, либо комплексный ОССА, представляющий собой свертку оптимальных ОССА по известным современным алгоритмам кокрайкинга или искусственных нейронных сетей, коррелируются со значениями гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов по данным бурения и ГИС с построением графиков ОССАopt=f(Кпр· hэф) и ОССАopt=f(Кп· hэф), где Кп - коэффициент пористости.The optimal, most reliable experimental reference OSHA in the well area, or the integrated OSHA, which is a convolution of optimal OSA according to well-known modern algorithms for co-caking or artificial neural networks, are correlated with the values of hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous reservoirs according to drilling and well logging data with the construction of OSSA opt = f (K pr · h eff ) and OCCA opt = f (K p · h eff ), where K p is the porosity coefficient.

При значениях КВК>0,75 кубы оптимальных или комплексного ОССА пересчитываются в кубы значений гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов в координатах x, y, t.For values of KVK> 0.75, cubes of optimal or complex OSSA are converted into cubes of the values of hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous reservoirs in x, y, t coordinates.

Таким образом, настоящее предложение позволяет определять гидропроводность и емкость нефтегазопродуктивных пористых коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства.Thus, this proposal allows us to determine the hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous reservoirs at any point in the three-dimensional interwell space.

Это обеспечивает резкое снижение затрат на бурение последующих разведочных и эксплуатационных скважин.This provides a sharp reduction in the cost of drilling subsequent exploration and production wells.

Claims (1)

Способ геофизической разведки для определения гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве, включающий проведение наземных сейсморазведочных работ, бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротажи, испытание скважин и суждение по полученным данным о гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов, отличающийся тем, что в межскважинном пространстве проводят трехмерные сейсморазведочные работы 3D, по данным бурения и геофизических исследований скважин определяют эталонные модельные сейсмические и скважинные спектрально-временные образы нефтегазопродуктивных коллекторов и их спектрально-временные атрибуты, а по данным трехмерной сейсморазведки 3D в районе скважин определяют эталонные экспериментальные спектрально-временные образы нефтегазопродуктивных пористых коллекторов и их объемные спектральные сейсмические атрибуты на основе применения спектрально-временного анализа данных сейсморазведки 3D и геофизических исследований скважин в целевом интервале записи и количественной оценки его результатов, представляющей собой отношение энергии спектров высоких частот и больших времен к энергии спектров низких частот и малых времен, а также произведение удельных по частоте спектральных плотностей энергетического частотного спектра на средневзвешенную и максимальную частоту, и произведение удельных по времени спектральных плотностей энергетического временного спектра на средневзвешенное и максимальное время, с последующей взаимной корреляцией величин гидропроводности и емкости по данным бурения и геофизических исследований скважин с эталонными модельными сейсмическими и скважинными спектрально-временными атрибутами и объемными спектральными сейсмическими атрибутами по данным сейсморазведки 3D в районе скважин; выбором оптимальных объемных спектральных сейсмических атрибутов с наибольшими значениями коэффициентов взаимной корреляции и построением регрессионных зависимостей оптимальных эталонных объемных спектральных сейсмических атрибутов, либо комплексного атрибута, с величинами гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов по данным бурения и геофизических исследований скважин; затем по всем трассам сейсмического временного куба в целевом интервале записи проводят спектрально-временной анализ и его количественную спектрально-временную параметризацию по оптимальным объемным спектральным сейсмическим атрибутам, либо комплексному атрибуту, с построением кубов атрибутов и последующим их пересчетом по установленным регрессионным зависимостям в кубы гидропроводности и емкости, т.е. определением гидропроводности и емкости нефтегазопродуктивных пористых коллекторов в любой точке трехмерного межскважинного пространства.A method of geophysical exploration for determining the hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous reservoirs in a three-dimensional interwell space, including ground seismic exploration, core drilling, electrical, radioactive, acoustic, seismic logging, well testing and judging by the data on hydraulic conductivity and oil and gas production capacity collectors, characterized in that in the interwell space conduct three-dimensional seismic exploration 3D, according to the data of drilling and geophysical studies of wells, determine the reference model seismic and borehole spectral-temporal images of oil and gas productive reservoirs and their spectral-temporal attributes, and according to the data of three-dimensional seismic 3D in the area of wells determine the reference experimental spectral-temporal images of oil and gas productive porous reservoirs and their spectral seismic attributes based on the use of spectral-temporal analysis of 3D seismic data and geophysical surveys wells in the target interval of recording and quantifying its results, which is the ratio of the energy of the high-frequency spectra and large times to the energy of the low-frequency spectra and small times, as well as the product of the frequency-specific spectral densities of the energy frequency spectrum and the weighted average and maximum frequencies, and the product specific time spectral densities of the energy time spectrum for the average and maximum time, with subsequent cross-correlation of values hydraulic conductivity and capacity according to the data of drilling and geophysical studies of wells with reference model seismic and borehole spectral-temporal attributes and volumetric spectral seismic attributes according to 3D seismic data in the area of wells; the selection of optimal volumetric spectral seismic attributes with the highest values of cross-correlation coefficients and the construction of regression dependences of the optimal reference volumetric spectral seismic attributes, or a complex attribute, with the values of hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous reservoirs according to drilling and geophysical studies of wells; then, along all the traces of the seismic time cube in the target recording interval, a spectral-time analysis and its quantitative spectral-time parameterization are carried out according to the optimal volumetric spectral seismic attributes, or a complex attribute, with the construction of attribute cubes and their subsequent recalculation according to the established regression dependences into hydraulic conductivity cubes and capacities, i.e. determination of the hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous reservoirs at any point in the three-dimensional interwell space.
RU2004121614/28A 2004-07-15 2004-07-15 Method for geophysical prospecting for determining hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous collectors in three-dimensional inter-well space RU2253884C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004121614/28A RU2253884C1 (en) 2004-07-15 2004-07-15 Method for geophysical prospecting for determining hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous collectors in three-dimensional inter-well space

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004121614/28A RU2253884C1 (en) 2004-07-15 2004-07-15 Method for geophysical prospecting for determining hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous collectors in three-dimensional inter-well space

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2253884C1 true RU2253884C1 (en) 2005-06-10

Family

ID=35834620

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2004121614/28A RU2253884C1 (en) 2004-07-15 2004-07-15 Method for geophysical prospecting for determining hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous collectors in three-dimensional inter-well space

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2253884C1 (en)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN113759425B (en) Method and system for evaluating filling characteristics of deep paleo-karst reservoir stratum by well-seismic combination
US7400978B2 (en) Method for updating a geologic model by seismic data
US8838425B2 (en) Generating facies probablity cubes
CN113759424B (en) Karst reservoir filling analysis method and system based on spectral decomposition and machine learning
US7746725B2 (en) Fracture clusters identification
EA005692B1 (en) Frequency-dependent processing and interpretation (fdpi) of seismic data for identifying, imaging and monitoring fluid-saturated underground reservoirs
CN114114459B (en) Deep-ultra-deep carbonate rock thin reservoir prediction method under phase control constraint
RU2289829C1 (en) Method for performing geophysical surveying to detect oil-gas objects
RU2598979C1 (en) Method for prediction of parameters of gas deposits
CN112505754B (en) Method for collaborative partitioning sedimentary microfacies by well-seismic based on high-precision sequence grid model
RU2253886C1 (en) Method for geophysical prospecting for determining oil productiveness of cracked carbonate collectors in three-dimensional inter-well space
CN110703329B (en) Lithologic reservoir boundary determination method based on weak amplitude seismic reflection formation mechanism
RU2692100C1 (en) Method of determining reservoir properties of thin-bed layers
RU2259575C1 (en) Method for determining oil bed productiveness in three-dimensional inter-well space
RU2253884C1 (en) Method for geophysical prospecting for determining hydraulic conductivity and capacity of oil and gas productive porous collectors in three-dimensional inter-well space
RU2255358C1 (en) Geophysical reconnaissance method for detecting oil-gas productive types of geological cross-section in three-dimensional inter-well space
RU2210094C1 (en) Method of geophysical prospecting to establish filtration capacitive properties of oil-and-gas bearing deposits in interwell space
US11346968B2 (en) Estimation of reservoir flow properties from seismic data
RU2253885C1 (en) Method for determining oil productiveness of porous collectors in three-dimensional inter-well space
CN113589365B (en) Reservoir pinch-out line description method based on time-frequency domain information
CN112363219B (en) Method and device for predicting distribution of residual oil gas of carbonate rock
CN109283577A (en) A kind of seismic layer labeling method
RU2255359C1 (en) Method for determining oil and gas productiveness of cracked argillaceous collectors in three-dimensional inter-well space
RU2236030C1 (en) Geophysical prospecting method for evaluating oil productivity of porous reservoirs in croswell space
CN113514884A (en) Compact sandstone reservoir prediction method

Legal Events

Date Code Title Description
PC4A Invention patent assignment

Effective date: 20070125

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20070716