RU2274878C1 - Способ определения мест заложения эксплуатационных скважин при разработке месторождений углеводородов - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано в газо- и нефтепромысловой геологии для оптимального размещения эксплуатационных скважин на исследуемой территории с использованием данных бурения, данных сейсморазведки и геофизических исследований скважин. Согласно заявленному способу эксплуатационные скважины закладывают на участках с аномально высокими для исследуемой территории значениями характеристического параметра α_ПС, определенными путем расчета куба псевдоакустических импедансов и куба относительных амплитуд потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) в скважинах. Устанавливают между ними статистическую зависимость, на основании которой расчленяют сейсмические разрезы по коллекторским свойствам. Строят карты толщин продуктивного пласта и карты интенсивности α_ПС, совмещения их путем наложения друг на друга и выделения зон наиболее вероятного развития коллекторов, за которые принимают зоны, в которых значения α_ПС превышают верхнюю границу диапазона α_ПС, характерного для породы данного литологического состава. Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности и экономичности разработки месторождений углеводородов за счет более точного и рационального размещения эксплуатационных скважин, уменьшения себестоимости разведки и улучшения экологической обстановки. 6 ил.

Description

Изобретение относится к газо- и нефтепромысловой геологии и может быть использовано для оптимального размещения эксплуатационных скважин на исследуемой территории с использованием данных бурения, данных сейсморазведки и геофизических исследований скважин.

Известен способ прогнозирования коллекторов и заложения разведочных скважин путем использования амплитуды сейсмического сигнала в сочетании с изменением его частоты (см. "Сейсмическая стратиграфия. Использование при поисках и разведке нефти и газа", в 2-х частях, под ред. Ч.Пейтона, Издательство "МИР", Москва, 1982 г., стр.542-557). В идеальных геологических условиях аномальное изменение этих сейсмических параметров (атрибутов) отображается в эффектах "яркого" и "темного" пятен, выделяемых на сейсмических разрезах.

Известен Способ разведки нефтяных и газовых залежей по патенту РФ №2078356, G 01 V 1/00, G 01 V 9/00, 27.04.1997 г., в котором по материалам бурения и поверхностных и скважинных сейсмических исследований определяют границы залежей углеводородов, на которых размещают разведочные и последующие эксплуатационные скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому техническому результату к заявленному является Способ разработки залежей углеводородов по патенту РФ №2148166, Е 21 В 43/30, 27.04.2000 г., включающий проведение комплекса геофизических и скважинных исследований в пределах месторождения, построение на основе полученных данных, с учетом анализа скоростных характеристик разреза, сейсмических разрезов и структурных карт и заложение продуктивных скважин в пределах выделенных участков.

Однако, в отличие от заявленного, известный способ, так же как и предыдущие, во-первых, в недостаточной мере учитывает связи между коллекторскими свойствами, изученными в скважинах исследуемой площади, и сейсмическими параметрами, что существенно снижает его результативность; а во-вторых, не обеспечивает полный площадной прогноз распространения коллекторов, что в настоящее время является доминирующим требованием при размещении эксплуатационных скважин на месторождении и, следовательно, не позволяет рационально разместить эксплуатационные скважины из-за неуверенного определения наиболее перспективных зон продуктивных отложений.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности и экономичности разработки месторождений углеводородов за счет более точного и рационального размещения эксплуатационных скважин, уменьшения себестоимости разведки и улучшения экологической обстановки.

Указанный технический результат достигается за счет того, что на исследуемой территории проводят бурение разведочных скважин в пределах месторождения с последующим отбором керна и проведением в них геофизических (в том числе и акустических) исследований, а также сейсморазведку в трехмерной модификации, строят на основе полученных данных сейсмические разрезы и скоростную модель среды, определяют по ним куб псевдоакустических импедансов и вычисляют параметр α_ПС относительных амплитуд потенциалов самопроизвольной поляризации, являющийся критерием наличия коллектора в разрезе, с определением диапазонов граничных значений α_ПС, характерных для пород различного литологического состава. Затем устанавливают статистическую зависимость между вычисленными значениями параметра α_ПС и кубом псевдоакустических импедансов, на основании которой расчленяют сейсмические разрезы по коллекторским свойствам ("коллектор - не коллектор") путем анализа керна и сопоставления вычисленных значений α_ПС, характеризующих породы различного литологического состава, с результатами исследования всех скважин, пробуренных на исследуемой территории, после чего строят карты толщин продуктивного пласта и карты интенсивности α_ПС, совмещают их путем наложения друг на друга и выделяют зоны наиболее вероятного развития коллекторов, за которые принимают зоны, в которых значения α_ПС превышают верхнюю границу диапазона α_ПС, характерного для породы данного литологического состава, а на выделенных зонах закладывают эксплуатационные скважины.

Проблема геометризации нефтенасыщенных пластов обусловлена не только оценкой запасов нефти, но, главным образом, необходимостью улучшения экономических показателей при размещении эксплуатационного фонда скважин, в особенности в связи с возрастающим вводом в разработку залежей нефти с прерывистыми пластами-коллекторами, характерными, например, для юрских отложений Западной Сибири.

Современная сейсморазведка в трехмерной модификации позволяет решать проблему размещения эксплуатационных скважин на основе интеграциии преобразования сейсморазведочных данных и данных ГИС, прогнозируя распространение коллекторов на основе сопоставления динамических параметров упругих волн с относительными амплитудами потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) в скважинах.

В заявленном способе определения мест заложения эксплуатационных скважин это решение основывается на расчете куба псевдоакустических импедансов и куба относительных амплитуд параметра ПС (α_ПС), интерпретируя этот параметр ГИС как критерий наличия коллектора.

Способ поясняется следующими иллюстрациями:

На Фиг.1 показан график амплитуд потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) реперных аргиллитов ("линия глин") и опорных песчаных пластов ("линия песчаников"); на Фиг.2 - пример расчленения разреза по коллекторским свойствам с учетом определенных диапазонов граничных значений α_ПС для пород разного литологического состава; на Фиг.3 - временной разрез псевдокривых α_ПС, полученных по данным куба псевдоакустических импедансов; на Фиг.4 - карта толщин (изопахит) пласта-коллектора во временном масштабе; на Фиг.5 - карта интенсивности псевдокривых α_ПС во временном интервале, соответствующем области распространения пласта- коллектора; на Фиг.6 - проектная сетка эксплуатационных скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Прежде всего определяют псевдокривые α_ПС относительных амплитуд потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и расчленяют разрез на проницаемые и непроницаемые разности.

Для этого выбирают участки экстремальных потенциалов ПС, соответствующие мощным пачкам глин и однородных песчаников. Например, для условий Западной Сибири устойчивые экстремальные амплитуды ПС наблюдаются против аргиллитов мульминской (баженовской) свиты и песчаных пластов, в частности, для пласта Ю_2-3 тюменской свиты.

На базе выбранных интервалов амплитуд ПС, соответствующих реперным аргиллитам и опорным песчаным пластам, проводятся "линия глин" и "линия песчаников" соответственно (Фиг.1).

Кривые амплитуд ПС пересчитываются в кривые α_ПС с диапазоном измерения от 0 ("линия глин") до 1 (максимальное отклонение в опорном песчанике) по известной формуле:

где ShLine и ScLine - показания амплитуды ПС на "линии глин" и "линии песчаников" соответственно, a PSi - текущее значение амплитуды ПС, отсчитываемое от "линии глин" (см., например, С.С.Итенберг и др. Геофизические исследования в скважинах, Москва, Изд-во "Недра", 1982 г.).

Затем на основе анализа керна и результатов геофизических и сейсмоакустических испытаний скважин определяют диапазоны значений α_ПС для различных литологических разностей.

В частности, для разрезов Западной Сибири характерны следующие значения α_ПС:

песчано-алевролитовые проницаемые разности, α_ПС=1.0-0.35;

алевролиты глинистой толщи, α_ПС=0.35-0.2;

аргиллиты и глины, α_ПС=0.2-0.0.

Такое деление фактически является расчленением разреза по коллекторским свойствам и выполняется по всем скважинам, пробуренным на исследуемой площади (пример такого расчленения представлен на Фиг.2). При этом значения α_ПС, полученные вышеописанным способом по скважинам на исследуемой площади, практически можно считать точечным замером коллекторских свойств разреза.

Для перехода к прогнозу площадного распространения коллекторов устанавливают статистические связи между величинами α_ПС и сейсмическими параметрами. На основе этих связей по сейсмическим данным рассчитывают и строят сейсмические разрезы и карты значений псевдокривых α_ПС.

В предлагаемом способе в качестве наиболее информативного показателя коллекторов по сейсмическим атрибутам используют псевдоакустический импеданс, который рассчитывают согласно следующему.

Как известно, в терминах сейсморазведки акустическим импедансом является произведение скорости распространения акустических волн на плотность залегающих пород. На основе полученных сейсмических разрезов и априорной информации о скоростной модели среды прогнозируют псевдоакустический импеданс, который характеризуется коэффициентом отражения R_j, равным отношению разности произведений скорости распространения волн на плотность пород двух геологических объектов к их сумме.

Основы такого расчета основаны на представлении сейсмической записи Т_i в виде свертки импульсной характеристики среды с неким сейсмическим сигналом (импульсом):

где R_j - коэффициенты отражения на границах разделения пород;

W_j - максимальная амплитуда сейсмического импульса, который в общем виде представляет собой кривую сложной формы в виде синусоиды с тремя экстремумами, причем амплитуда двух боковых в два-три раза меньше центрального экстремума. При этом считают, что сейсмический импульс симметричен относительно центрального экстремума.

n_i - средняя амплитуда сигналов помехи, представляющих собой набор хаотических синусоид с чрезвычайно изменчивой амплитудой и частотой.

В этом случае вычисление акустического импеданса можно рассматривать как задачу, заключающуюся в нахождении коэффициентов отражения на основе известной формы импульса.

Определение акустического импеданса, в общем виде, заключается в следующем.

1. Строят 3-мерную эмпирическую скоростную модель среды, используя данные акустического каротажа и плотности по некоторым скважинам, и получают из этой модели низкочастотную составляющую импеданса (в интервале 0-10 Гц).

2. Преобразуют сейсмическую запись Т_i с целью получения коэффициентов отражения R_j, используя известный сейсмический импульс W_i. Тем самым получают среднечастотную составляющую импеданса (в интервале 10-100 Гц).

3. Для получения окончательного акустического импеданса разреза осуществляют комбинацию низкочастотной составляющей, полученной из модели, и среднечастотной составляющей, полученной из сейсмической записи.

Практически для конкретной площади исследований используется акустический и плотностной каротаж, зарегистрированный в имеющихся на площади скважинах. По данным этого каротажа рассчитывают трехмерную модель среды путем линейной интерполяции значений импеданса сначала вдоль линий прослеживания по всем отражающим горизонтам в перспективном интервале разреза, а затем между линиями прослеживания вдоль сейсмотрасс. Сейсмический импульс W_i, необходимый для реализации 2-го шага определения импеданса, рассчитывался в интервале целевых отражающих горизонтов нефтеносных пластов с учетом данных по скважине, расположенной на сейсмическом профиле.

Полученный куб импеданса совместно с кубом сейсмических данных, включающих, в частности, набор амплитудных, частотных, скоростных, фазовых характеристик среды, используют далее для расчета псевдокривых α_ПС и на их основе - для прогнозирования коллекторских характеристик продуктивных интервалов.

После этого осуществляют прогноз коллекторов на исследуемой площади. Для этого на ней выделяют участки с аномальными значениями псевдопараметра α_ПС, как критерия наличия коллектора в разрезе. При этом рассчитанный с учетом данных бурения куб псевдокривых α_ПС используется для прогноза коллекторов в пределах исследуемой площади точно так же, как этот параметр используется, когда он получен по данным ГИС.

В выделенных участках с учетом данных средних скоростей акустических волн до продуктивных горизонтов рассчитывают значение временной мощности, ограничивающее зону распространения коллекторов по площади, причем эта временная мощность соответствует толщине продуктивного пласта.

После этого выделяют зону, включающую значения α_ПС, превышающие верхнюю границу диапазона α_ПС, характерного для породы данного литологического состава, и считают ее зоной развития коллекторов с наибольшей вероятностью.

Надо отметить, что прогноз коллекторов, основанный на этом способе, имеет скорее качественный, нежели количественный характер. Это обусловлено как контрастом физических свойств коллекторов и вмещающих пород, так и ограничениями по разрешающей способности сейсморазведки.

Например, оценить с высокой точностью толщину коллектора зачастую не представляется возможным из-за ограничений в разрешающей способности по вертикали, под которой, согласно теории, понимается такое удаление друг от друга (в пространстве и во времени) двух объектов, когда можно утверждать, что имеется не один, а два объекта. Разрешающая способность, как известно, оценивается критерием Рэлея (это примерно 1/4 от длины волны) и для условий Западной Сибири составляет примерно 6-8 м.

Естественно, что точность оценки коллекторских свойств в этом случае будет ниже за счет более низкой разрешающей способности сейсмических данных. Кроме того, точность неизбежно снижается на участках экстраполяции значений акустического импеданса на участки площади, где отсутствуют глубокие скважины.

Если в каком-либо интервале разреза имеется несколько коллекторов с суммарной толщиной, близкой к этой величине, они не будут раздельно выделены только по данным сейсморазведки. Вместе с тем, с высокой точностью будет дан прогноз наличия коллектора в разрезе исследуемой площади, что позволит корректировать программу эксплуатационного бурения, исключая из нее экономически рискованные скважины.

Разрешающая способность сейсморазведки по горизонтали также накладывает ограничения на точность оконтуривания коллекторов по латерали. Эта особенность сейсморазведки определяется величиной радиуса первой зоны Френеля и зависит от глубины, средней скорости распространения сейсмических волн и частоты сейсмического сигнала.

Например, для условий Западной Сибири при средней скорости Vcp.=2000 м/с, глубине h=2100 м и частоте f=40-80 Гц этот радиус будет равен 150-200 м.

Обычно контур залежи проводится как некое математическое ожидание случайной функции с дисперсией, определяемой этими цифрами, следовательно, реальную точность его проведения можно оценить как ±75-100 м, что в несколько раз меньше расстояния между эксплуатационными скважинами, равного 400-800 м.

В качестве примера реализации заявленного способа на Фиг.3 приведен типичный временной разрез псевдокривых α_ПС, полученных по данным куба псевдоакустических импедансов, на одном из месторождений Западной Сибири, где продуктивными являются отложения тюменской свиты юрской системы (отражающий горизонт обозначен "Т").

В средней части юрского интервала разреза выделяется пласт с аномально повышенными значениями α_ПС, от 0.45 до 0.75. Значения α_ПС во вмещающей толще не превышают 0.1-0.2. В соответствии с вышеприведенной классификацией, графически отраженной на Фиг.2, этот пласт соответствует "песчано-алевролитовым проницаемым разностям", то есть является коллектором.

Следует отметить, что выделенный пласт четко локализован на временном разрезе как по вертикали, так и по латерали. В зоне перехода "коллектор" - "не коллектор" значения параметра α_ПС скачком изменяются на 0.2-0.3. Иными словами, области существования коллектора на каждом таком временном разрезе могут быть выделены достаточно уверенно.

В результате корреляции кровли и подошвы выделенного объекта в пределах площади куба данных построена карта толщин (изопахит) этого пласта во временном масштабе (качественный аналог эффективной толщины) (Фиг.4).

Белой линией на Фиг.4 выделена область, внутри которой значения толщины превышают 9 мсек, что составляет примерно 0.75 от максимальной толщины. В соответствии с приведенными выше расчетами разрешающей способности сейсморазведки по латерали можно утверждать, что в пределах этой области коллектор существует с вероятностью не меньше, чем 0.95.

Затем по кубу псевдокривых α_ПС для каждой трассы была посчитана амплитуда во временном интервале, соответствующем области распространения пласта-коллектора. По результатам расчетов построена карта интенсивности псевдокривых α_ПС в этом интервале (качественный аналог коэффициента пористости) (Фиг.5).

Белой линией оконтурена область, внутри которой значения параметра α_ПС превышают 0.3. Это соответствует нижней границе значений "песчано-алевролитовых проницаемых разностей", то есть границе "коллектор" - "не коллектор".

После совмещения приведенные на Фиг.4 и Фиг.5 карты в совокупности определяют трехмерную геометрию нефтяной залежи на исследуемой площади с качественным прогнозом коллекторских свойств и ожидаемых эффективных толщин.

Таким образом, построенные карты позволяют выделить границы залежи и качественно оценить ее коллекторские свойства и на этой основе, с учетом данных о водонефтяном контакте (ВНК) залежи, закладывать эксплуатационные скважины, исключая из программы бурения экономически рискованные.

Пример корректировки программы эксплуатационного бурения на одном из месторождений Западной Сибири на основе предлагаемого способа проиллюстрирован на Фиг.4, 5 и 6. Одним из вариантов использования построенных карт является возможность закладывать эксплуатационные скважины в точках с максимальной вероятностью, находящихся в пределах залежи, причем на участках с улучшенными коллекторскими свойствами. Такие точки выделены на Фиг.4 и 5 черными треугольниками. Как уже было установлено, в пределах исследуемой площади находится скважина №8 с доказанной нефтеносностью (на Фиг.4 и 5 она выделена черным кружком). Нефтесодержащий коллектор по данным ГИС соответствует выделенному на Фиг.3 пласту-коллектору.

На Фиг.6 показана проектная сетка восьми эксплуатационных скважин, заложение которых обосновано только структурным фактором: эксплуатационный фонд располагается по равномерной сетке вокруг скважины №8.

Данные карт на Фиг.4 и 5 демонстрируют смещение залежи к юго-западу, поэтому бурение пяти северо-восточных скважин (показаны на Фиг.6 черными квадратиками) становится высоко рискованным.

При сопоставлении площадей нефтеносности (подсчет запасов 2001 года) и по данным заявленного способа в районе скважины №8 происходит увеличение нефтеносной площади почти в два раза (с 2,8 км² до 5,4 км²), что повышает перспективы этого района.

Таким образом, заявляемый способ позволяет существенно повысить эффективность и экономичность разработки месторождений углеводородов за счет более точного и рационального размещения эксплуатационных скважин, уменьшения себестоимости разведки, и за счет уменьшения количества непродуктивных скважин улучшить экологическую обстановку.

Список литературы

1. "Сейсмическая стратиграфия" (использование при поисках и разведке нефти и газа), в 2-хчастях, (стр.542-557), под редакцией Ч.Пейтона, издательство "МИР", Москва, 1982 г.

2. Патент РФ 2078356, G 01 V 1/00, G 01 V 9/00, 27.04.1997.

3. Патент РФ 2148166, Е 21 В 43/30, 27.04.2000.

4. С.С.Итенберг и др. Геофизические исследования в скважинах, Москва, Недра, 1982.

5. Н.А.Перьков. Интерпретация результатов каротажа на нефтяных скважинах, Москва, Гостоптехиздат, 1958.

Claims (1)

1. Способ определения мест заложения эксплуатационных скважин при разработке месторождений углеводородов, включающий бурение разведочных скважин в пределах месторождения с последующим отбором керна и проведением в них геофизических и сейсмоакустических исследований, построение на основе полученных данных сейсмических разрезов и скоростной модели среды и размещение эксплуатационных скважин в пределах выделенных зон, отличающийся тем, что сейсморазведку проводят в трехмерной модификации, по полученным данным определяют куб псевдоакустических импедансов, вычисляют параметр α_ПС относительных амплитуд потенциалов самопроизвольной поляризации, являющийся критерием наличия коллектора в разрезе, с определением диапазонов граничных значений α_ПС, характерных для пород различного литологического состава, устанавливают статистическую зависимость между вычисленными значениями параметра α_ПС и кубом псевдоакустических импедансов, на основании которой расчленяют сейсмические разрезы по коллекторским свойствам путем анализа керна и сопоставления вычисленных значений α_ПС, характеризующих породы различного литологического состава, с результатами исследования всех скважин, пробуренных на исследуемой территории, строят карты толщин продуктивного пласта и карты интенсивности α_ПС, после совмещения которых выделяют зоны наиболее вероятного развития коллекторов, за которые принимают зоны, в которых значения α_ПС превышают верхнюю границу диапазона α_ПС, характерного для породы данного литологического состава, и на выделенных зонах закладывают эксплуатационные скважины.

Images