RU2445650C2

RU2445650C2 - Способ сейсмической разведки

Info

Publication number: RU2445650C2
Application number: RU2010113942/28A
Authority: RU
Inventors: Ирик Султанович Файзуллин (RU); Ирик Султанович Файзуллин; Тимур Иркинович Файзуллин (RU); Тимур Иркинович Файзуллин; Николай Валентинович Куценко (RU); Николай Валентинович Куценко; Антон Владимирович Волков (RU); Антон Владимирович Волков; Александр Владимирович Серегин (RU); Александр Владимирович Серегин
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью Научно-внедренческое предприятие "Геоакустик"
Priority date: 2010-04-09
Filing date: 2010-04-09
Publication date: 2012-03-20
Also published as: RU2010113942A

Abstract

Изобретение относится к сейсмической разведке и может найти применение при прямых поисках нефтегазовых месторождений и выделении наиболее трещиноватых зон в продуктивных пластах, представляющих интерес при выборе участков для заложения высокодебитных скважин. При сейсмической разведке проводят размещение сейсмоприемников над исследуемым объектом, возбуждение сейсмических колебаний в диапазоне 1-20 Гц, регистрацию сигнала как до, так и после возбуждения сейсмических колебаний, использование в качестве сейсмического сигнала сейсмического фона, определение наличия месторождения по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при сравнении записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний с записью до возбуждения. Сейсмоприемники размещают в изометричной фигуре, линейные размеры которой соизмеримы с глубиной исследования, сейсмоприемники устанавливают по распределенной по площади схеме с расстоянием между ними меньше половины длины отраженной волны, проводят сейсмическое возбуждение в стороне от края расстановки сейсмоприемников на расстоянии, соизмеримом с глубиной исследования, в течение не более 3 минут в непрерывном режиме или 20 ударов в импульсном режиме, проводят излучение сейсмических волн с регистрацией колебаний от момента излучения в течение времени, обеспечивающего запись сейсмического фона длительностью не менее 3 секунд, проводят повторное сейсмическое возбуждение длительностью, не более чем в 100 раз превышающей первое, проводят после него второе излучение сейсмических волн с регистрацией колебаний в течение того же времени, что и при первом излучении, выбирают один из предполагаемых продуктивных горизонтов под группой сейсмоприемников, разбивают его на квадраты со стороной, равной 25 м, проводят синфазное суммирование трасс сейсмического фона для каждого квадрата, начиная со времени отсутствия отраженных и других волн-помех, определяют для суммарных трасс общую энергию колебаний, которую относят к центру соответствующих квадратов для первого и второго излучения сейсмических волн, из значений энергии от второго излучения вычитают значение энергии от первого излучения, полученные разности относят к центрам соответствующих квадратов, по максимальным значениям разности энергий выделяют участки повышенной трещиноватости, собирают соответствующие этим участкам трассы сейсмического фона после синфазного суммирования для первого и второго излучений, определяют по ним усредненные спектры для первого и второго излучений, о наличии месторождения углеводородов судят по увеличению площади спектра от второго излучения по сравнению с площадью спектра от первого излучения, по окончании вычислений переходят к другому горизонту. В изобретении решается задача повышения точности выделения в исследуемом горизонте наиболее трещиноватых участков и определения в них наличия углеводородов. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Изобретение относится к сейсмической разведке и может найти применение при прямых поисках нефтегазовых месторождений и выделении наиболее трещиноватых зон в продуктивных пластах, представляющих интерес при выборе участков для заложения высокодебитных скважин.

Известен способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений, заключающийся в использовании в качестве регистрируемого сигнала естественного сейсмического фона (Патент РФ №2054697, опубл. 20.02.1996 г.).

Данный способ недостаточно информативен и не позволяет определять глубину залегания продуктивного горизонта.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ вибросейсмической разведки при поисках нефтегазовых месторождений, заключающийся в возбуждении сейсмических колебаний в диапазоне 1-20 Гц длительностью не менее трех минут, регистрации сейсмического сигнала в течение не менее 20 минут до возбуждения сейсмических колебаний и не более чем через 5 минут после окончания возбуждения. В качестве сейсмического сигнала используют сейсмический фон, а о наличии месторождения углеводородов судят по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению с записью до возбуждения (Патент РФ №2045079, опубл. 27.09.1995 г. - прототип).

Данный способ также недостаточно информативен и не позволяет достаточно точно определять глубину залегания продуктивного горизонта и выделять в нем наиболее трещиноватые участки.

В изобретении решается задача повышения точности выделения в исследуемом горизонте наиболее трещиноватых участков и определения в них наличия углеводородов.

Задача решается тем, что в способе сейсмической разведки, включающем размещение сейсмоприемников над исследуемым объектом, возбуждение сейсмических колебаний в диапазоне 1-20 Гц, регистрацию сигнала как до, так и после возбуждения сейсмических колебаний, использование в качестве сейсмического сигнала сейсмического фона, определение наличия месторождения по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при сравнении записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний с записью до возбуждения, согласно изобретению сейсмоприемники размещают в изометричной фигуре, линейные размеры которой соизмеримы с глубиной исследования, сейсмоприемники устанавливают по распределенной по площади схеме с расстоянием между ними меньше половины длины отраженной волны, проводят сейсмическое возбуждение в стороне от края расстановки сейсмоприемников на расстоянии, соизмеримом с глубиной исследования, в течение не более 3 минут в непрерывном режиме или 20 ударов в импульсном режиме, проводят излучение сейсмических волн с регистрацией колебаний от момента излучения в течение времени, обеспечивающего запись сейсмического фона длительностью не менее 3 секунд, проводят повторное сейсмическое возбуждение длительностью, не более чем в 100 раз превышающей первое, проводят после него второе излучение сейсмических волн с регистрацией колебаний в течение того же времени, что и при первом излучении, выбирают один из предполагаемых продуктивных горизонтов под группой сейсмоприемников, разбивают его на квадраты со стороной, равной 25 м, проводят синфазное суммирование трасс сейсмического фона для каждого квадрата, начиная со времени отсутствия отраженных и других волн-помех, определяют для суммарных трасс общую энергию колебаний, которую относят к центру соответствующих квадратов для первого и второго излучения сейсмических волн, из значений энергии от второго излучения вычитают значение энергии от первого излучения, полученные разности относят к центрам соответствующих квадратов, по максимальным значениям разности энергий выделяют участки повышенной трещиноватости, собирают соответствующие этим участкам трассы сейсмического фона после синфазного суммирования для первого и второго излучений, определяют по ним усредненные спектры для первого и второго излучений, о наличии месторождения углеводородов судят по увеличению площади спектра от второго излучения по сравнению с площадью спектра от первого излучения, по окончании вычислений переходят к другому горизонту.

При наличии преимущественного направления в развитии трещиноватости возбуждение и излучение проводят с разных направлений и за действительное принимают то, при котором различие в энергии и спектре сейсмического фона при двух излучениях максимально.

Сущность изобретения

Определение наличия месторождения углеводородов с использованием сейсмического фона в качестве сигнала до возбуждения колебаний представляет большие трудности из-за малой интенсивности естественного сейсмического фона и влияния на этот фон не учитываемых факторов. Это не позволяет получить однозначный ответ на поставленный вопрос. К тому же при этом не решается вопрос о глубине залегания месторождения и выделении трещиноватых зон.

В изобретении решается задача повышения точности выделения в исследуемом горизонте наиболее трещиноватых участков и определения в них наличия углеводородов. Предложенный способ позволяет сделать заключение о наличии месторождения углеводородов и определить глубины его залегания путем замены естественного сейсмического фона на сейсмический фон после первого возбуждения сейсмических колебаний, интенсивность которого, как показывают все измерения сейсмического фона до и после воздействия, значительно выше. Кроме того, для увеличения интенсивности сейсмического фона используют участки месторождения с повышенной трещиноватостью, что, как известно из наблюдений сейсмической эмиссии, также способствует увеличению сейсмического фона. Увеличения сейсмического фона добиваются также путем размещения источника возбуждения в стороне от группы сейсмоприемников на расстоянии, при котором наблюдается наибольший эффект от воздействия. Как установлено при сейсмическом воздействии с поверхности, такое удаление соизмеримо с глубиной залегания нефтяного пласта. Глубина залегания залежи определяется перебором различных горизонтов.

Для решения поставленной задачи на поверхности земли размещают сейсмоприемники над исследуемым объектом в изометричной фигуре, например звезда с более чем 6 лучами, круг, спираль, «змейка» в квадрате, 6- и 8-угольник и др. Линейные размеры геометрической фигуры выбирают соизмеримыми с глубиной исследования, что обеспечивает фокусирующий прием от различных точек пласта при небольших различиях в траектории распространения принимаемых волн. Сейсмоприемники устанавливают по распределенной по площади схеме с расстоянием между ними меньше половины длины отраженной волны, что обеспечивает прослеживание на сейсмограммах отраженных и других регулярных волн-помех и исключение из обработки участка записи с этими волнами. Проводят сейсмическое возбуждение колебаний в стороне от края расстановки сейсмоприемников на расстоянии, соизмеримом с глубиной исследования, при котором волны распространяются в пласте вдоль него и эффект от воздействия максимален. Возбуждение осуществляют в течение не более трех минут в непрерывном режиме или 20 ударов в импульсном режиме, что составляет минимально необходимое время для проявления эффекта воздействия. Проводят излучение сейсмических волн с регистрацией колебаний после момента излучения в течение времени, обеспечивающего запись сейсмического фона длительностью не менее 3 секунд, при которой возможна регистрация низких частот в диапазоне 1-20 Гц. Проводят повторное сейсмическое возбуждение длительностью, не более чем в 100 раз превышающей первое, при которой трещины еще не охлопываются. Проводят после него второе излучение сейсмических волн с регистрацией колебаний после момента излучения в течение того же времени, что и при первом излучении. Выбирают один из предполагаемых продуктивных горизонтов под группой сейсмоприемников, разбивают его на квадраты со стороной 25 м, обеспечивающей достаточную плотность распределения квадратов по площади для выделения наименьших трещиноватых зон, представляющих практический интерес (200-300 м), после чего проводят синфазное суммирование трасс сейсмического фона для каждого квадрата, начиная со времени отсутствия отраженных и других волн-помех. Под синфазным суммированием понимается сложение трасс со всех пунктов приема с задержкой по времени, определяемой разностью времени распространения волн от центра квадрата до пункта приема. Определяют для суммарных трасс общую энергию колебаний, которую относят к центру соответствующих квадратов для первого и второго излучения сейсмических волн. Из значений энергии второго излучения вычитают значения энергии от первого излучения. Полученные разности относят к центрам соответствующих квадратов. По максимальным значениям разности энергий выделяют участки повышенной трещиноватости, т.к. для этих участков рост энергии сейсмического фона после второго воздействия наибольший. Собирают соответствующие этим участкам трассы сейсмического фона после синфазного суммирования для первого и второго излучений, определяют по ним усредненные спектры для первого и второго излучения, а о наличии месторождения углеводородов судят по увеличению площади спектра от второго излучения по сравнению с площадью спектра от первого излучения. После окончания вычислений переходят к другому горизонту.

При наличии преимущественного направления в развитии трещиноватости возбуждение и излучение проводят с разных направлений и за действительное принимают то, при котором различие в энергии и спектре сейсмического фона при двух излучениях максимально, что обеспечивает наибольшую точность вычислений.

Пример конкретного выполнения

Пример 1. Проводят сейсмическую разведку на одной из площадей в Восточной Сибири с целью поиска мест скопления углеводородов. Предполагаемый продуктивный горизонт залегает на глубине 2100 м. Над исследуемым объектом устанавливают сейсмоприемники в виде восьмилучевой звезды, линейные размеры которой составляют 2000 м и таким образом соизмеримы с глубиной исследования. Расстояние между сейсмоприемниками назначают меньшими половины длины отраженной волны (40 м), как показано на фиг.1а. Излучатель ударного типа располагают в стороне от края расстановки сейсмоприемников на расстоянии 2000 м, т.е. расстоянии, соизмеримом с глубиной исследования. Проводят сейсмическое возбуждение в импульсном режиме в количестве 16 ударов. Проводят излучение сейсмических волн в частотном диапазоне 1-20 Гц с регистрацией колебаний после момента излучения в течение 8 секунд, т.е. времени, обеспечивающего запись сейсмического фона длительностью не менее 3 секунд. Проводят повторное возбуждение тем же излучателем в импульсном режиме с количеством ударов 930, т.е. не более чем в 100 раз превышающем первое. Проводят после него второе излучение сейсмических волн с регистрацией колебаний в течение того же времени, что и при первом излучении. В исследуемом горизонте под группой сейсмоприемников выбирают участок размером 3400×5400 м, как показано на фиг.1а, разбивают его на квадраты со стороной, равной 25 м, и проводят синфазное суммирование трасс сейсмического фона для каждого квадрата, начиная со времени отсутствия отраженных и других волн-помех (4 сек от момента излучения). Определяют для суммарных трасс общую энергию колебаний, которую относят к центру соответствующих квадратов для первого и второго излучения сейсмических волн. Из значений энергии от второго излучения вычитают значения энергии от первого излучения, полученные разности относят к центрам соответствующих квадратов. По максимальным значениям разности энергий выделяют участки повышенной трещиноватости (затемненные области), как показано на фиг.1а. Для сравнения на фиг.1б приведены данные по зонам повышенной трещиноватости (затемненные области), полученные методом сейсмической локации бокового обзора (СЛБО), специально предназначенным для выделения трещиноватых зон. Как видно из фиг.1а, б, зона, выделенная по сейсмической эмиссии над расстановкой сейсмоприемников, прослеживается и на горизонтальном срезе СЛБО. Отсутствие совпадения зон трещиноватости в нижней части фиг.1а, б может происходить за счет неточности построений зон по данным эмиссии на большом удалении от расстановки сейсмоприемников. Зона повышенной трещиноватости, прослеживаемая по данным сейсмической эмиссии и СЛБО (фиг.1б), соответствует субвертикальной зоне трещиноватости, перспективной на наличие углеводородов по геологическим признакам. Для определения наличия углеводородов на участке повышенной трещиноватости собирают соответствующие им трассы сейсмического фона после синфазного суммирования для первого и второго излучений, определяют по ним усредненные спектры для первого и второго излучений в диапазоне частот 1-20 Гц, о наличии месторождения судят по увеличению площади спектра от второго излучения по сравнению с площадью спектра от первого излучения, которое в данном случае составляет +19.1% (фиг.2). Делают вывод о наличии углеводородов в исследуемом горизонте на глубине 2100 м. На этом же участке были проведены измерения по известному способу (патент РФ №2045079) с регистрацией сейсмического фона до возбуждения колебаний и после. Регистрация сейсмического фона производилась в течение 20 мин до возбуждения и после. Возбуждение осуществлялось излучателем в течение 3 мин (36 ударов) на расстоянии 800 м от крайнего приемника. Расстояние между приемниками составляло 400 м, профиль проходил через площадь расстановки приемников и зону повышенной трещиноватости (фиг.1а). Спектры сейсмического фона определялись для каждой расстановки приемников до и после возбуждения. В целом спектры для всех участков профиля были однотипны. На фиг.3 представлены спектры для участка, расположенного над зоной повышенной трещиноватости. Наличие углеводородов определялось по превышению площади под кривой спектра сейсмического фона после возбуждения колебаний по сравнению с аналогичной площадью спектра до возбуждения. На всех участках указанного превышения площади не наблюдалось, а на участке над зоной повышенной трещиноватости оно составило -46.4%. Поэтому был сделан вывод об отсутствии месторождения на рассматриваемом участке, в то время как применение предложенного способа позволило найти на этом участке месторождение углеводородов, выделить наиболее трещиноватые зоны и определить глубину залегания. Бурение разведочной скважины на участке исследования подтвердило наличие нефти в продуктивном пласте.

Пример 2. Выполняют, как пример 1, на участке с преимущественным направлением в развитии трещиноватости. Возбуждение и излучение проводят с разных направлений (юго-западного и юго-восточного) и за действительное принимают юго-западное направление. При этом различие в энергии и спектре сейсмического фона при двух излучениях максимально (см. фиг.4, 5). Как следует из фиг.4 и 5, при этом обеспечивается наибольшая точность вычислений.

Фиг.4. Сопоставление разности сейсмической эмиссии для участка с преимущественным развитием трещиноватости. Разность сейсмической эмиссии при возбуждении и изучении с юго-восточного направления (а) на 35,4% меньше разности при возбуждении и излучении с юго-западного направления (б).

Фиг.5. Сопоставление разности площадей спектров после второго и первого излучения на участке с преимущественным развитием трещиноватости. Разность площадей при возбуждении и излучении с юго-восточного направления (а) на 9,4% меньше разности площадей при возбуждении и излучении с юго-восточного направления (б).

Тем самым получена информация о распределении зон повышенной трещиноватости, о наличии в них углеводородов и о глубине их залегания.

Применение предложенного способа позволяет решить задачу повышения точности выделения в исследуемом горизонте наиболее трещиноватых участков и определения в них наличия углеводородов.

Claims

1. Способ сейсмической разведки, включающий размещение сейсмоприемников над исследуемым объектом, возбуждение сейсмических колебаний в диапазоне 1-20 Гц, регистрацию сигнала как до, так и после возбуждения сейсмических колебаний, использование в качестве сейсмического сигнала сейсмического фона, определение наличия месторождения по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при сравнении записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний с записью до возбуждения, отличающийся тем, что сейсмоприемники размещают в изометричной фигуре, линейные размеры которой соизмеримы с глубиной исследования, сейсмоприемники устанавливают по распределенной по площади схеме с расстоянием между ними меньше половины длины отраженной волны, проводят сейсмическое возбуждение в стороне от края расстановки сейсмоприемников на расстоянии, соизмеримом с глубиной исследования в течение не более 3 мин в непрерывном режиме или 20 ударов в импульсном режиме, проводят излучение сейсмических волн с регистрацией колебаний от момента излучения в течение времени, обеспечивающего запись сейсмического фона длительностью не менее 3 с, проводят повторное сейсмическое возбуждение длительностью, не более чем в 100 раз превышающей первое, проводят после него второе излучение сейсмических волн с регистрацией колебаний в течение того же времени, что и при первом излучении, выбирают один из предполагаемых продуктивных горизонтов под группой сейсмоприемников, разбивают его на квадраты со стороной, равной 25 м, проводят синфазное суммирование трасс сейсмического фона для каждого квадрата, начиная со времени отсутствия отраженных и других волн-помех, определяют для суммарных трасс обитую энергию колебаний, которую относят к центру соответствующих квадратов для первого и второго излучения сейсмических волн, из значений энергии от второго излучения вычитают значение энергии от первого излучения, полученные разности относят к центрам соответствующих квадратов, по максимальным значениям разности энергий выделяют участки повышенной трещиноватости, собирают соответствующие этим участкам трассы сейсмического фона после синфазного суммирования для первого и второго излучений, определяют по ним усредненные спектры для первого и второго излучений, о наличии месторождения углеводородов судят по увеличению площади спектра от второго излучения по сравнению с площадью спектра от первого излучения, по окончании вычислений переходят к другому горизонту.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии преимущественного направления в развитии трещиноватости возбуждение и излучение проводят с разных направлений и за действительное принимают то, при котором различие в энергии и спектре сейсмического фона при двух излучениях максимально.