RU2348057C1 - Method of defining fluid filling nature of deep natural underground reservoir (versions) - Google Patents
Method of defining fluid filling nature of deep natural underground reservoir (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2348057C1 RU2348057C1 RU2008100077/28A RU2008100077A RU2348057C1 RU 2348057 C1 RU2348057 C1 RU 2348057C1 RU 2008100077/28 A RU2008100077/28 A RU 2008100077/28A RU 2008100077 A RU2008100077 A RU 2008100077A RU 2348057 C1 RU2348057 C1 RU 2348057C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- signal
- receivers
- discrete
- registration
- spectral characteristics
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области исследований земных недр, а именно к области определения содержания, жидких и газообразных флюидов в подземных природных резервуарах различных типов, и может быть использовано при анализе состояния природного резервуара, расположенного глубоко под поверхностью суши, или дна акватории, например, при определении соотношения углеводородов и воды в пластах - коллекторах природного резервуара, при контроле пространственного положения границы раздела углеводород - вода при добыче углеводородов и эксплуатации подземных газохранилищ.The invention relates to the field of research of the earth's interior, and in particular to the field of determining the content of liquid and gaseous fluids in various types of underground natural reservoirs, and can be used to analyze the state of a natural reservoir located deep below the land surface or the bottom of the water area, for example, when determining the ratio of hydrocarbons and water in reservoirs - reservoirs of a natural reservoir, while controlling the spatial position of the hydrocarbon-water interface during hydrocarbon production and exploitation and underground gas storages.
В настоящее время практически не известны способы, позволяющие определить соотношение жидких и газообразных флюидов, заполняющих подземные резервуары, которыми, по сути, являются пласты - коллекторы, ограниченные в пространстве и обладающие теми или иными емкостными свойствами. Все виды геофизических исследований могут только прямо указать на наличие такого резервуара и лишь косвенно на его заполнение.Currently, practically no methods are known that allow to determine the ratio of liquid and gaseous fluids filling underground reservoirs, which, in fact, are reservoirs - reservoirs that are limited in space and have some kind of capacitive properties. All types of geophysical surveys can only directly indicate the presence of such a reservoir and only indirectly to fill it.
Работы, связанные с поиском углеводородов, преимущественно так или иначе связаны с сейсмической разведкой. Традиционно сейсмическая разведка представляет собой регистрацию распространения в земной коре генерируемых сейсмических колебаний с последующей математической обработкой полученных данных. Известные в настоящее время приемы сейсморазведки обычно используют регистрацию прохождения в природной среде сейсмических колебаний частотой более 10,0 Гц. За время использования в сейсмической разведке подобных частот достаточно широко разработано аппаратурное обеспечение для генерирования и регистрации подобных колебаний, а также математический аппарат для обработки данных. Для генерирования подобных колебаний преимущественно используют либо вибраторы, либо взрывы. Для проведения взрывных работ необходимо проводить бурение шпуров или скважин для закладывания взрывчатых веществ. Подобная техника резко отрицательно влияет на состояние экологии в зоне поиска. Кроме того, коэффициент успешности предсказания с использованием известных методов и приемов сейсмической разведки не превышает величины 0,5. Следовательно, по меньшей мере, каждая вторая скважина, пробуренная по заключениям традиционной сейсмической разведки нефтегазовых залежей, оказывается ошибочно заложенной. Кроме потери средств, потраченных напрасно на бурение скважины, при этом наносится непоправимый и необоснованный ущерб окружающей среде.The work associated with the search for hydrocarbons, mainly one way or another connected with seismic exploration. Traditionally, seismic exploration is the registration of the propagation of generated seismic vibrations in the earth's crust, followed by mathematical processing of the obtained data. Currently known seismic exploration techniques usually use the registration of the passage in the natural environment of seismic vibrations with a frequency of more than 10.0 Hz. During the use of such frequencies in seismic exploration, the hardware for generating and recording such oscillations, as well as a mathematical apparatus for processing data, have been quite widely developed. Either vibrators or explosions are predominantly used to generate such vibrations. For blasting, it is necessary to drill holes or boreholes for laying explosives. This technique dramatically negatively affects the state of the environment in the search area. In addition, the success rate of prediction using known methods and techniques of seismic exploration does not exceed 0.5. Therefore, at least every second well drilled according to the conclusions of traditional seismic exploration of oil and gas deposits, is erroneously laid. In addition to the loss of funds spent in vain for drilling a well, irreparable and unreasonable damage to the environment is caused.
Однако известен способ вибросейсморазведки с использованием частот инфразвукового диапазона (RU, патент 2045079). Согласно известному способу возбуждают сейсмические колебания вибратором, регистрируют трехкомпонентными сейсмическими приемниками сейсмический сигнал и проводят его математическую обработку, причем колебания возбуждают в диапазоне частот от 1 до 20 Гц, регистрацию сейсмического сигнала осуществляют в течение не менее 20 минут до возбуждения сейсмических колебаний и не более чем в течение 5 минут после окончания генерирования сейсмических колебаний, а о наличии залежи судят по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению с записью сигнала до генерирования колебаний.However, a method of vibroseismic exploration using the frequencies of the infrasonic range is known (RU, patent 2045079). According to the known method, seismic vibrations are excited by a vibrator, the seismic signal is recorded by three-component seismic receivers and mathematically processed, the vibrations are excited in the frequency range from 1 to 20 Hz, the seismic signal is recorded for at least 20 minutes before the seismic vibrations are excited and not more than within 5 minutes after the end of the generation of seismic vibrations, and the presence of deposits is judged by the increase in the area under the curve of the mutual spectrum of the same name components when recording a seismic background after excitation of seismic vibrations compared to recording a signal before generating oscillations.
Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность, не позволяющую определить состав содержимого коллектора, а также неэффективность математического анализа полученных сигналов из-за невозможности отделения записанных помех.The disadvantage of this method should be recognized as its low information content, which does not allow to determine the composition of the contents of the collector, as well as the inefficiency of the mathematical analysis of the received signals due to the inability to separate the recorded interference.
Известен также способ поиска залежи углеводородов (RU, патент 2161809). Согласно известному способу проводят генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором, регистрируют информационный сигнал с использованием трехкомпонентных приемников сейсмических колебаний, способных измерять информационный сигнал в инфразвуковом диапазоне и расположенных на расстоянии не более 500 м друг от друга и не далее чем 500 м от сейсмовибратора, одновременно по трем компонентам как до, так и во время генерирования сейсмического сигнала, а о наличии залежи углеводородов судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала не менее чем на одной из компонент при записи информационного сигнала во время генерирования сейсмических колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования.There is also a method of searching for hydrocarbon deposits (RU, patent 2161809). According to the known method, seismic vibrations are generated by a seismic vibrator, an information signal is recorded using three-component seismic oscillation receivers capable of measuring the information signal in the infrasonic range and located at a distance of not more than 500 m from each other and not further than 500 m from the seismic vibrator, simultaneously for three components both before and during the generation of the seismic signal, and the presence of hydrocarbon deposits is judged by the appearance of a spectral anomaly of information onnogo signal at least one component of the recording information signal during the generation of seismic vibrations in comparison with the data signal to generate measured.
Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность, не позволяющую определить состав флюида, находящийся в коллекторе, а также сложность математического анализа полученных сигналов из-за трудности отделения записанных помех.The disadvantage of this method should be recognized as its low information content, which does not allow to determine the composition of the fluid in the reservoir, as well as the complexity of the mathematical analysis of the received signals due to the difficulty of separating recorded interference.
Известен также (RU, патент 2251716) способ поиска углеводородов. Известный способ включает регистрацию сейсмических колебаний поверхности Земли с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в диапазоне от 0,1 до 20 Гц, причем приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии от 50 до 500 м друг от друга. Регистрацию проводят одновременно по всем трем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного на перспективной площади сигнала на синхронизованные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки. С использованием зарегистрированных сигналов проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие информационного сигнала, за который принимают сигнал, излученный продуктивным пластом. В дальнейшем исключают из рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат указанных сигналов в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят спектральный анализ оставшихся дискретных участков и судят о наличии залежи углеводородов по изменению спектральной мощности информационного сигнала на измеренных частотах. Для повышения точности способа иногда дополнительно проводят измерение сейсмических колебаний на участке, заведомо не содержащем углеводородов, а о присутствии углеводородов дополнительно судят по появлению отклонений в спектральных характеристиках по сравнению с участком, заведомо не содержащим углеводородов. Также для повышения точности определения может быть использовано предварительное генерирование сейсмических сигналов в диапазоне частот от 1 до 10 Гц. Способ реализуем на суше, шельфе или акватории.Also known (RU, patent 2251716) is a hydrocarbon search method. The known method includes the registration of seismic vibrations of the Earth’s surface using seismic oscillation receivers capable of detecting seismic vibrations in the range from 0.1 to 20 Hz, and seismic vibration receivers located at a distance of 50 to 500 m from each other. Registration is carried out simultaneously for all three measured components, dividing the time range of registration of the signal measured at the prospective area into time-synchronized discrete sections for all seismic receivers. Using the registered signals, the spectral characteristics corresponding to each discrete section are calculated with the formation of a discrete sequence, each discrete section is analyzed for the presence of interference of anthropogenic nature and for the presence of an information signal, for which the signal emitted by the reservoir is taken. Subsequently, those discrete sections that do not contain the indicated signals in each of the records of the corresponding components of the seismic receivers, as well as discrete sections containing the indicated interference, are excluded from the analysis, and they carry out a spectral analysis of the remaining discrete sections and judge the presence of hydrocarbon deposits by changing the spectral power of the information signal at the measured frequencies. To increase the accuracy of the method, seismic oscillations are sometimes additionally measured in a section that is known to not contain hydrocarbons, and the presence of hydrocarbons is additionally judged by the appearance of deviations in the spectral characteristics compared to a section that is known to not contain hydrocarbons. Also, to increase the accuracy of determination, preliminary generation of seismic signals in the frequency range from 1 to 10 Hz can be used. The method is implemented on land, shelf or offshore.
Несмотря на тот факт, что точность прогноза данного способа относительно известных способов повышена, он все же не позволяет определить состав флюидов, расположенных в подземном резервуаре.Despite the fact that the accuracy of the forecast of this method relative to known methods is increased, it still does not allow to determine the composition of the fluids located in the underground reservoir.
Техническая задача, решаемая посредством настоящего изобретения, состоит в повышении точности определения характера флюидного заполнения глубоко залегающих пород-коллекторов, например, наличия углеводородов, воды.The technical problem solved by the present invention is to increase the accuracy of determining the nature of the fluid filling of deep-seated reservoir rocks, for example, the presence of hydrocarbons, water.
Технический результат, получаемый в результате реализации способа, состоит в обеспечении возможности определения состава флюидов, заполняющих подземный резервуар, что приводит к уменьшению количества ошибочно пробуренных скважин, а также обеспечению возможности контроля эксплуатации промысловых скважин и газохранилищ при добыче и хранении нефти и газа.The technical result obtained as a result of implementing the method consists in providing the ability to determine the composition of the fluids filling the underground reservoir, which leads to a decrease in the number of erroneously drilled wells, as well as providing the ability to control the operation of production wells and gas storages during the production and storage of oil and gas.
Для достижения указанного технического результата по первому варианту предложено использовать способ определения характера флюидного заполнения глубоко залегающего подземного природного резервуара. При реализации разработанного способа проводят регистрацию механических колебаний поверхности Земли с использованием цифровых многокомпонентных приемников-преобразователей механических колебаний в электрический сигнал, способных регистрировать колебания амплитудой от 0,5 нанометров в частотном диапазоне от 0,1 до 20 Гц. Указанные приемники-преобразователи колебаний располагают на расстоянии от 5 до 500 м друг от друга, цифровую регистрацию проводят на частотах 0,1-20,0 Гц одновременно по всем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного сигнала на синхронизованные по времени для всех приемников дискретные участки, преимущественно длительностью не менее 2-3 периодов сигнала наименьшей частоты диапазона. Затем проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие информационного сигнала, за который принимают сигнал, излученный глубинным природным резервуаром, заполненным флюидом, и на наличие помехи, имеющей сейсмогенную, техногенную или антропогенную природу. По результатам анализа исключают из дальнейшего рассмотрения дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят спектральный анализ сигнала оставшихся дискретных участков. При этом регистрацию сигнала проводят одновременно на диапазонах частот 0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц в течение промежутка времени, необходимого для получения статистически достаточного объема информативного цифрового массива сигнала, определяют отношение максимального и минимального сигнала для одного, нескольких или всех из указанных диапазонов и определяют преобладание тех или иных флюидов или их сочетаний, например углеводородов или воды, как корреляционную функцию полученных отношений. Указанные приемники-преобразователи располагают на суше - на земной поверхности, в скважине или в шурфе, на дне акватории, на акватории в приповерхностном слое воды или на корпусе плавсредств в местах, минимально подверженных собственным колебаниям корпуса плавсредства. В предпочтительном варианте реализации указанные приемники-преобразователи синхронизуют.To achieve the specified technical result according to the first embodiment, it is proposed to use a method for determining the nature of the fluid filling of a deep-lying underground natural reservoir. When implementing the developed method, the mechanical vibrations of the Earth's surface are recorded using digital multicomponent receivers-converters of mechanical vibrations into an electrical signal, capable of detecting vibrations with an amplitude of 0.5 nanometers in the frequency range from 0.1 to 20 Hz. These oscillation receivers-converters are located at a distance of 5 to 500 m from each other, digital registration is carried out at frequencies of 0.1–20.0 Hz simultaneously for all measured components, dividing the time range for recording the measured signal into discrete time-synchronized for all receivers sections, mainly lasting at least 2-3 periods of the signal of the lowest frequency range. Then, the spectral characteristics corresponding to each discrete section are calculated with the formation of a discrete sequence, each discrete section is analyzed for the presence of an information signal, which is taken as a signal emitted by a deep natural reservoir filled with fluid, and for the presence of interference of a seismogenic, technogenic or anthropogenic nature. Based on the results of the analysis, discrete sections containing the indicated interference are excluded from further consideration and spectral analysis of the signal of the remaining discrete sections is performed. In this case, the signal is recorded simultaneously in the frequency ranges 0.1-1.0; 1.0-2.0; 2.0-4.0; 4.0-8.0; 8.0-12.0; 12.0-20.0 Hz for the period of time necessary to obtain a statistically sufficient amount of informative digital signal array, determine the ratio of the maximum and minimum signal for one, several or all of these ranges and determine the predominance of certain fluids or their combinations, for example, hydrocarbons or water, as a correlation function of the resulting relationship. These receiver transducers are located on land - on the earth's surface, in a borehole or in a pit, at the bottom of the water area, in the water area in the near-surface layer of water or on the body of the craft in places that are minimally prone to natural vibrations of the body of the craft. In a preferred embodiment, said transducers are synchronized.
Для достижения выше указанного технического результата по второму варианту реализации способа с поверхности земли проводят генерирование колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц, что вызывает усиление излучаемого потока волн механических колебаний, порожденных залежью флюида. В остальном второй вариант полностью повторяет первый вариант.To achieve the above technical result according to the second embodiment of the method, oscillations are generated from the surface of the earth by an oscillation source in the range from 1 to 10 Hz, which causes an increase in the emitted flow of waves of mechanical vibrations generated by the fluid reservoir. The rest of the second option fully repeats the first option.
В ходе разработки данного способа экспериментально на модельных составах, а также на искусственно заполненном различными флюидами, например нефтью, природным газом и водой, пористом карбонатном, а также терригенном коллекторе было установлено, что система флюид-коллектора под воздействием естественного микросейсмического шума Земли или генерированных сейсмических колебаний излучает механические колебания геосреды в различных частотных диапазонах, закономерно изменяющихся в зависимости от изменения плотности, удельного веса, степени сжатия, поверхностного натяжения, а также изменяющихся хаотично в зависимости от соотношения указанных механических колебаний и колебаний иной природы (техногенных, сейсмогенных, антропогенных).During the development of this method experimentally on model compositions, as well as on artificially filled with various fluids, such as oil, natural gas and water, a porous carbonate, and also terrigenous reservoir, it was found that the fluid collector system under the influence of the Earth's natural microseismic noise or generated seismic oscillations emit mechanical vibrations of the geomedium in different frequency ranges, regularly changing depending on changes in density, specific gravity, degree neither compression, surface tension, nor randomly varying depending on the ratio of the indicated mechanical vibrations and vibrations of a different nature (technogenic, seismogenic, anthropogenic).
При этом также экспериментально было установлено, что отношение спектральных характеристик максимального и минимального сигнала от колебаний собственно системы флюид-коллектор для инфразвуковых частотных диапазонов 0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц характеризует долю одного из компонентов или типов флюида и/или их комбинации в природном резервуаре. При этом наиболее низкочастотная часть информативного спектра (первые герцы) соответствует случаю тяжелых УВ, т.е. тяжелых нефтей, с низким газовым фактором, средние диапазоны соответствуют случаю легких нефтей с высоким газовым фактором и чисто газовых месторождений, а высокочастотная часть - наличию во флюидном составе воды.It was also experimentally established that the ratio of the spectral characteristics of the maximum and minimum signal from oscillations of the actual fluid-collector system for the infrasonic frequency ranges 0.1-1.0; 1.0-2.0; 2.0-4.0; 4.0-8.0; 8.0-12.0; 12.0-20.0 Hz characterizes the proportion of one of the components or types of fluid and / or their combination in a natural reservoir. In this case, the lowest-frequency part of the informative spectrum (first hertz) corresponds to the case of heavy hydrocarbons, i.e. heavy oils, with a low gas factor, the middle ranges correspond to the case of light oils with a high gas factor and pure gas deposits, and the high-frequency part corresponds to the presence of water in the fluid composition.
Согласно так называемому первому варианту реализации способа, например, для обеспечения поиска углеводородов на суше, предложено следующее. Располагают над предполагаемой залежью, по меньшей мере, два цифровых многокомпонентных приемника-преобразователя механических колебаний, способных регистрировать колебания амплитудой от 0,5 нм в частотном диапазоне от 0,1 до 20 Гц, проводят цифровую регистрацию на диапазонах частот 0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц одновременно по всем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного сигнала на синхронизированные по времени для всех приемников-регистраторов дискретные участки длительностью, например, не менее 2-3 периода сигнала наименьшей частоты диапазона, проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому измеренному участку, с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие информационного сигнала, за который принимают сигнал, излученный природным глубинным резервуаром, заполненным флюидом, и на наличие помехи, имеющей сейсмогенную, техногенную или антропогенную природу, исключают из дальнейшего рассмотрения дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят спектральный анализ сигнала оставшихся дискретных участков, затем определяют отношения максимального и минимального сигналов для одного, или нескольких, или всех диапазонов и определяют преобладание нефти, природного газа, в том числе, как корреляцию наблюдаемых спектральных характеристик с спектральными характеристиками, ранее полученными над залежами с известным долевым содержанием углеводородов. При этом в отсутствии спектральных характеристик ранее полученных над залежами с известным долевым содержанием углеводородов качественную оценку преобладания типа флюида можно сделать в том числе по полученным отношениям максимального и минимального сигналов в соответствующих диапазонах частот.According to the so-called first variant of the method, for example, to ensure the search for hydrocarbons on land, the following is proposed. At least two digital multicomponent mechanical vibration receiver-transducers capable of detecting vibrations of amplitude from 0.5 nm in the frequency range from 0.1 to 20 Hz are located above the prospective deposit, digital registration is carried out in the frequency ranges 0.1-1, 0; 1.0-2.0; 2.0-4.0; 4.0-8.0; 8.0-12.0; 12.0-20.0 Hz simultaneously for all measured components, dividing the time range of registration of the measured signal into time-synchronized discrete sections for all receiver-recorders, for example, at least 2-3 periods of the signal of the lowest frequency of the range, the spectral characteristics are calculated corresponding to each measured section, with the formation of a discrete sequence, analyze each discrete section for the presence of an information signal, for which the signal emitted by a native deep reservoir filled with fluid, and for the presence of interference of seismogenic, technogenic or anthropogenic nature, discrete sections containing the indicated interference are excluded from further consideration and spectral analysis of the signal of the remaining discrete sections is carried out, then the ratios of the maximum and minimum signals for one or several or all ranges and determine the predominance of oil, natural gas, including how the correlation of the observed spectral characteristics with spectral characteristics previously obtained over deposits with known fractional hydrocarbon content. Moreover, in the absence of spectral characteristics previously obtained over deposits with a known fractional content of hydrocarbons, a qualitative assessment of the predominance of the fluid type can be made, including from the obtained ratios of the maximum and minimum signals in the corresponding frequency ranges.
В контексте данного изобретения термин "спектральные характеристики" означает функции либо их совокупность, получаемые при спектральном анализе информационного сигнала, причем указанный спектральный анализ может включать в себя как Фурье-анализ (Фурье-преобразование, Вейвлет-анализ), так и разложение информационного сигнала в ряд, сходящийся лишь асимптотически. Под информационным сигналом в контексте данной работы понимают измеренный сигнал микросейсмических колебаний, подвергшийся математической обработке согласно ряду алгоритмов, в частности, приведенных ниже для очистки от помех и выделения сигнала, излученного продуктивным пластом. Например, в качестве спектральной характеристики может быть выбрана спектральная мощность измеряемых сигналов, и/или кросскорреляция, или их комбинации, позволяющие уменьшить помехи. В частности, о наличии залежи судят по изменению спектральной мощности JAA(f) информационного сигнала на измеренных частотах, по росту корреляции информационного сигнала одноименных компонент (хотя бы одной) в различных точках наблюдения относительно информационного сигнала для участка, заведомо не содержащего углеводородов. Кросскорреляция информационного сигнала, в частности, может быть охарактеризована с использованием коэффициента корреляции kAB(f) и быть связана с другой спектральной характеристикой сигнала - спектральной плотностью кросскорреляционной функцией JAB(f) следующим соотношением:In the context of the present invention, the term "spectral characteristics" means functions or a combination thereof obtained by spectral analysis of an information signal, wherein said spectral analysis may include both Fourier analysis (Fourier transform, Wavelet analysis) and decomposition of the information signal into a series converging only asymptotically. In the context of this work, an information signal is understood to mean a measured microseismic oscillation signal that has undergone mathematical processing according to a number of algorithms, in particular, those given below for clearing interference and isolating the signal emitted by the reservoir. For example, the spectral power of the measured signals, and / or cross-correlation, or combinations thereof, to reduce interference can be selected as the spectral characteristic. In particular, the presence of deposits is judged by the change in the spectral power J AA (f) of the information signal at the measured frequencies, by the increase in the correlation of the information signal of the same name components (at least one) at different observation points relative to the information signal for a site that is obviously free of hydrocarbons. The cross-correlation of the information signal, in particular, can be characterized using the correlation coefficient k AB (f) and be related to another spectral characteristic of the signal - the spectral density of the cross-correlation function J AB (f) by the following relation:
где А, В - две точки наблюдения, f - частота.where A, B are two observation points, f is the frequency.
Примером комбинации указанных спектральных характеристик, уменьшающих влияние помех, в частности, является:An example of a combination of these spectral characteristics that reduce the influence of interference, in particular, is:
где ft, fb - соответственно верхняя и нижняя границы информативного диапазона, v, p - соответственно индексы записей до воздействия и после (во время). Параметр p1 характеризует изменение потока энергии излучения по одной из компонент после воздействия на среду источником сейсмических колебаний.where f t , f b are the upper and lower bounds of the informative range, respectively, v, p are the indices of the records before and after exposure (during). The parameter p 1 characterizes the change in the radiation energy flux along one of the components after exposure to the medium by a source of seismic vibrations.
После записи микросейсмического шума Земли приемники-преобразователи переносят в новые точки измерения, соблюдая те же условия размещения приемников, и повторяют процесс записи микросейсмического шума Земли.After recording the Earth’s microseismic noise, the receiver-transducers are transferred to new measurement points, observing the same conditions for receiving the receivers, and the process of recording the Earth’s microseismic noise is repeated.
Для получения величин, стоящих в правой части выражения (1), (2) временной диапазон регистрации измеренного над предполагаемым местом залегания углеводородов информационного сигнала в указанных диапазонах частот (0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц) разбивают на синхронизованные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки, проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку, с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта. Исключают из дальнейшего рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат события, связанного с приходом сигнала от залежи в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят анализ оставшихся дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии месторождения углеводородов. Событие, связанное с приходом сигнала от продуктивного пласта, определяют как с большой степенью вероятности однозначно интерпретируемое соотношение спектральной характеристики измеряемых сейсмических колебаний в информативном диапазоне частот. Например, таким событием является уменьшение угла между нормалью к поверхности и вектором скорости смещения измеряемых колебаний на конкретном дискретном участке разбиения относительно усредненного угла по всем участкам разбиения в информативном диапазоне частот. Такая фильтрация позволяет уменьшить влияние помех на результаты расчетов и увеличить их точность. Кроме того, сам факт появлений или не появлений в данной точке измерения событий, связанных с приходом сигнала от залежи, позволяет делать вывод о наличии или отсутствии залежи из анализа спектральных характеристик дискретных участков без привлечения дополнительной информации.To obtain the values on the right side of the expression (1), (2) the time range of registration of the information signal measured above the assumed location of hydrocarbons in the indicated frequency ranges (0.1-1.0; 1.0-2.0; 2, 0-4.0; 4.0-8.0; 8.0-12.0; 12.0-20.0 Hz) are divided into discrete sections synchronized in time for all seismic receivers, the spectral characteristics corresponding to each are calculated discrete section, with the formation of a discrete sequence, analyze each discrete section for interference, I have her man-made nature, and the existence of an event associated with the arrival of the productive layer signal. Exclude from further consideration those discrete sections that do not contain events associated with the arrival of a signal from the reservoir in each of the records of the corresponding components of the seismic receivers, as well as discrete sections containing the indicated interference, and analyze the remaining discrete sections with a judgment on the presence or absence hydrocarbon deposits. The event associated with the arrival of a signal from the reservoir is defined as with a high degree of probability the uniquely interpreted ratio of the spectral characteristics of the measured seismic vibrations in the informative frequency range. For example, such an event is a decrease in the angle between the normal to the surface and the displacement velocity vector of the measured oscillations in a particular discrete section of the partition relative to the average angle over all sections of the partition in an informative frequency range. Such filtering allows to reduce the influence of interference on the calculation results and increase their accuracy. In addition, the very fact of occurrences or non-occurrences at a given measurement point of events associated with the arrival of a signal from a reservoir allows us to conclude that there is or is not a reservoir from the analysis of the spectral characteristics of discrete sections without involving additional information.
Согласно первому варианту, например, для обеспечения поиска углеводородов на акватории не менее двух указанных ранее приемников-преобразователей сейсмических колебаний помещают либо на дно акватории, либо, заглубляя, в водную среду, либо на борт преимущественно самоходных плавсредств и производят дальнейшие действия аналогично выполнению исследования на суше. В случае размещения приемника сейсмических колебаний на борту плавсредства следует выбирать наименее шумные в информативном диапазоне частот места плавсредства.According to the first option, for example, to ensure the search for hydrocarbons in the water area, at least two of the previously mentioned transceiver-receivers of seismic vibrations are placed either at the bottom of the water area, or, diving, in the aquatic environment, or on board mainly self-propelled watercraft and carry out further actions similar to performing research drier. If the receiver of seismic vibrations is placed on board the craft, the least noisy places of the craft should be chosen in the informative frequency range.
Согласно так называемому второму варианту реализации способа, например, для обеспечения поиска углеводородов на суше выполняют все те же операции, но дополнительно производят генерацию колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц. Запись механических колебаний может быть произведена как до генерирования, так и во время генерирования и после генерирования колебаний. Обработка измеренных колебаний происходит аналогично первому варианту, однако дополнительно о наличии залежи можно судить по появлению изменений спектральных характеристик не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования, либо из анализа спектральных характеристик дискретных участков цифровой записи шума Земли во время/после действия вибратора. Применение рассматриваемого варианта позволяет выявлять наличие углеводородов более уверенно и за более короткое время регистрации сигнала.According to the so-called second variant of the method, for example, to ensure the search for hydrocarbons on land, all the same operations are performed, but additionally, oscillations are generated by the oscillation source in the range from 1 to 10 Hz. The recording of mechanical vibrations can be made both before generation, and during generation and after generation of vibrations. Processing of the measured oscillations occurs similarly to the first option, however, the presence of a deposit can be judged by the appearance of changes in the spectral characteristics of at least one of the components when recording a signal during oscillation generation and / or after oscillation generation compared to the information signal measured before generation, or from the analysis of the spectral characteristics of discrete sections of the digital recording of Earth noise during / after the action of the vibrator. The use of the considered option makes it possible to detect the presence of hydrocarbons more confidently and in a shorter time of signal registration.
Согласно второму варианту, например, для обеспечения поиска углеводородов на акватории приемники сейсмических колебаний размещают аналогично первому варианту. В остальном измерения производят аналогично измерениям на суше по второму варианту.According to the second embodiment, for example, to ensure the search for hydrocarbons in the water area, seismic vibration receivers are placed similarly to the first embodiment. The rest of the measurements are carried out similarly to measurements on land in the second embodiment.
В рамках реализации первого и второго вариантов может быть решена задача контроля эксплуатации углеводородной залежи. Для этого над залежью выбирают точки контроля, предпочтительно располагая их вблизи эксплуатационных скважин. В выбранных точках располагают указанные ранее приемники-преобразователи колебаний. Периодически регистрируют механические колебания поверхности Земли. На основании изменения величин выше указанных корреляционных функций судят о прохождении контакта вода - углеводород под точкой контроля. Аномальное поведение спектральных характеристик и корреляционных функций определяют любым из приведенных вариантов - без применения внешнего воздействия, анализируя поведение спектральных характеристик каждого дискретного участка разбиения временного диапазона, либо по отношению к спектральной характеристике информационного сигнала, зарегистрированного для участка, заведомо не лежащего над залежью, а также в варианте с применением внешнего воздействия, используя те же алгоритмы обработки колебаний, но применяя их к записанному сигналу во время/после воздействия источника сейсмических колебаний, либо о переходе контакта вода - углеводород судят по появлению изменений спектральных характеристик не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению со спектральными характеристиками информационного сигнала, измеренными до генерирования.As part of the implementation of the first and second options, the task of controlling the operation of a hydrocarbon deposit can be solved. To do this, control points are selected over the reservoir, preferably located near production wells. At the selected points, the previously indicated oscillation transducers are located. Periodically register mechanical vibrations of the Earth's surface. Based on the change in the values of the above correlation functions, the passage of the water – hydrocarbon contact under the control point is judged. The anomalous behavior of the spectral characteristics and correlation functions is determined by any of the above options - without applying external influences, by analyzing the behavior of the spectral characteristics of each discrete section of the time range partition, or with respect to the spectral characteristic of the information signal recorded for a section that obviously does not lie above the deposit, and in the variant with external influence, using the same oscillation processing algorithms, but applying them to the recorded system the signal during / after exposure to a source of seismic vibrations, or the transition of the water-hydrocarbon contact is judged by the appearance of changes in the spectral characteristics of at least one of the components when recording a signal during oscillation generation and / or after oscillation generation in comparison with the spectral characteristics of the information signal measured before generation.
Также в рамках реализации первого и второго варианта может быть решена задача контроля эксплуатации подземного газохранилища. Над подземным хранилищем природного газа выбирают точки на поверхности Земли, ориентировочно определяющие с необходимой точностью разные степени заполнения газохранилища, размещают в выбранных точках приемники-преобразователи и определяют наличие природного газа под каждым из приемников-преобразователей. Предпочтительно выбирать точки контроля при первом, максимальном заполнении газохранилища, определяя, в каких местах над газохранилищем отмечено присутствие природного газа при различных количествах поданного газа. В любом случае точки контроля определяют опытным путем. Возможно проведение генерирования колебаний в процессе регистрации. В этом случае регистрацию проводят как до начала генерирования, так и во время/после генерирования.Also, within the framework of the implementation of the first and second options, the task of monitoring the operation of the underground gas storage can be solved. Above the underground storage of natural gas, select points on the surface of the Earth that roughly determine with different accuracy the various degrees of filling of the gas storage, place the receiver-converters at the selected points and determine the presence of natural gas under each of the receiver-converters. It is preferable to select control points during the first, maximum filling of the gas storage, determining in which places above the gas storage the presence of natural gas is noted at various amounts of gas supplied. In any case, control points are determined empirically. It is possible to conduct oscillation generation during the registration process. In this case, the registration is carried out both before the start of generation and during / after generation.
Во всех приведенных вариантах реализации предлагаемого изобретения принципиальным и важным фактором является процесс фильтрации записанного временного ряда от поверхностных шумов и выделение информационного сигнала, а также регистрация сигнала в диапазонах частот (0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц).In all the above embodiments of the invention, a fundamental and important factor is the filtering process of the recorded time series from surface noise and the selection of the information signal, as well as signal registration in the frequency ranges (0.1-1.0; 1.0-2.0; 2 , 0-4.0; 4.0-8.0; 8.0-12.0; 12.0-20.0 Hz).
Важным фактором размещения приемников во всех случаях измерения колебаний является также определенное их группирование, которое обеспечивает при дальнейшей обработке сигнала уменьшение влияния помех и возможность применения алгоритмов выделения информационного сигнала.An important factor in the placement of receivers in all cases of measurement of oscillations is also their certain grouping, which ensures the further influence of interference during signal processing and the possibility of applying algorithms for extracting the information signal.
Применение изобретения позволит повысить точность и надежность определения наличия флюида, а также преобладания содержания того или иного флюида, в частности углеводородов, в подземном резервуаре.The use of the invention will improve the accuracy and reliability of determining the presence of fluid, as well as the predominance of the content of a fluid, in particular hydrocarbons, in an underground reservoir.
Claims (16)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008100077/28A RU2348057C1 (en) | 2008-01-10 | 2008-01-10 | Method of defining fluid filling nature of deep natural underground reservoir (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008100077/28A RU2348057C1 (en) | 2008-01-10 | 2008-01-10 | Method of defining fluid filling nature of deep natural underground reservoir (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2348057C1 true RU2348057C1 (en) | 2009-02-27 |
Family
ID=40529967
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008100077/28A RU2348057C1 (en) | 2008-01-10 | 2008-01-10 | Method of defining fluid filling nature of deep natural underground reservoir (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2348057C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2511710C2 (en) * | 2009-01-29 | 2014-04-10 | Статойл Аса | Method of detecting or monitoring subsurface hydrocarbon reservoir-sized structure |
| RU2559046C2 (en) * | 2013-02-14 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственная фирма "Мезон" | Method of hydrocarbons prospecting |
| RU2636799C1 (en) * | 2016-12-22 | 2017-11-28 | Виталий Викторович Лищенко | Method of search and prospecting of hydrocarbon pools (variants) |
| RU2648015C1 (en) * | 2017-01-20 | 2018-03-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Градиент технолоджи" (ООО "ГТ") | Mobile searching method of passive low-frequency seismic exploration |
-
2008
- 2008-01-10 RU RU2008100077/28A patent/RU2348057C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2511710C2 (en) * | 2009-01-29 | 2014-04-10 | Статойл Аса | Method of detecting or monitoring subsurface hydrocarbon reservoir-sized structure |
| RU2559046C2 (en) * | 2013-02-14 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственная фирма "Мезон" | Method of hydrocarbons prospecting |
| RU2636799C1 (en) * | 2016-12-22 | 2017-11-28 | Виталий Викторович Лищенко | Method of search and prospecting of hydrocarbon pools (variants) |
| RU2648015C1 (en) * | 2017-01-20 | 2018-03-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Градиент технолоджи" (ООО "ГТ") | Mobile searching method of passive low-frequency seismic exploration |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20160349389A1 (en) | Method for developing a geomechanical model based on seismic data, well logs and sem analysis of horizontal and vertical drill cuttings | |
| US9176243B2 (en) | Locating oil or gas actively by exciting a porous oil and gas saturated system to give off its characteristic resonance response, with optional differentiation of oil, gas and water | |
| Paillet et al. | Acoustic modes of propagation in the borehole and their relationship to rock properties | |
| US10428626B2 (en) | Production estimation in subterranean formations | |
| US9075158B2 (en) | Using a drill bit as a seismic source for SET velocity analysis | |
| US8427902B2 (en) | Method for monitoring a subsoil zone, particularly during simulated fracturing operations | |
| EP1963886B1 (en) | Method for quantitatively evaluating fluid pressures and for detecting excess pressures of an underground medium | |
| US20060087919A1 (en) | Method for predicting pore pressure | |
| US20090132169A1 (en) | Methods and systems for evaluating fluid movement related reservoir properties via correlation of low-frequency part of seismic data with borehole measurements | |
| Naseer et al. | Characterization of shallow-marine reservoirs of Lower Eocene carbonates, Pakistan: Continuous wavelet transforms-based spectral decomposition | |
| RU2251716C1 (en) | Method of prospecting hydrocarbons | |
| RU2002131717A (en) | METHOD FOR WAVE DIAGNOSTICS OF OIL AND GAS DEPOSIT | |
| EP2737343A2 (en) | Multi-well anisotropy inversion | |
| NO20130824A1 (en) | Seismic trace attribute | |
| CN110954944A (en) | Fault trap oil-containing height earthquake prediction method | |
| Germán Rubino et al. | Seismic characterization of thin beds containing patchy carbon dioxide-brine distributions: A study based on numerical simulations | |
| US6442489B1 (en) | Method for detection and monitoring of hydrocarbons | |
| CN107728230B (en) | A kind of lithological pool prediction technique based on three technology of geophysics | |
| RU2348057C1 (en) | Method of defining fluid filling nature of deep natural underground reservoir (versions) | |
| US10656296B2 (en) | Processing of seismic data | |
| RU2598979C1 (en) | Method for prediction of parameters of gas deposits | |
| CN113376692B (en) | Method and device for optimizing fracturing modification scheme of tight sandstone gas horizontal well | |
| CA2687389C (en) | Locating and differentiating oil, gas or water by actively exciting a porous oil, gas or water saturated system to give off its characteristic resonance response | |
| GB2476788A (en) | Locating fluid saturated zones by applying low frequency excitation and analysing a characteristic resonant response | |
| Parra et al. | Neural network and rock physics for predicting and modeling attenuation logs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130111 |