RU2692100C1 - Method of determining reservoir properties of thin-bed layers - Google Patents
Method of determining reservoir properties of thin-bed layers Download PDFInfo
- Publication number
- RU2692100C1 RU2692100C1 RU2018142417A RU2018142417A RU2692100C1 RU 2692100 C1 RU2692100 C1 RU 2692100C1 RU 2018142417 A RU2018142417 A RU 2018142417A RU 2018142417 A RU2018142417 A RU 2018142417A RU 2692100 C1 RU2692100 C1 RU 2692100C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- reservoir properties
- layers
- reservoir
- properties
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
- G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/307—Analysis for determining seismic attributes, e.g. amplitude, instantaneous phase or frequency, reflection strength or polarity
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеThe technical field to which the invention relates.
Изобретение относится к области сейсмического атрибутного анализа и может быть использовано для определения коллекторских свойств в удалении от скважин для тонкослоистых коллекторов в присутствии сейсмических аномалий в верхней части разреза.The invention relates to the field of seismic attribute analysis and can be used to determine reservoir properties at a distance from wells for thin-layer reservoirs in the presence of seismic anomalies in the upper part of the section.
Уровень техникиThe level of technology
Регрессионный атрибутный анализ является эффективным методом определения свойств коллектора в удалении от скважин. Метод основан на отыскании линейных корреляционных связей между атрибутами отраженных волн и коллекторскими свойствами соответствующих осадочных отложений. Однако данный метод в основном применим к мощным однородным горизонтам. Причем наиболее надежные результаты могут ожидаться в случае, если выше кровли коллектора расположена выдержанная глинистая перемычка, а верхняя часть разреза не осложнена латеральными аномалиями, формирующими яркие сейсмические отражения (например, газовое облако, литологическое выклинивание). Иными словами, успешность стандартного регрессионного метода зависит от наличия яркого независимого сейсмического отражения, уверенно трассируемого по площади. В случае, если объект изучения представлен переслаиванием маломощных пропластков, а также присутствуют яркие сейсмические отражения выше по разрезу, как правило, не удается получить количественную оценку свойств пласта по сейсмической записи. Задача поиска корреляционной зависимости осложняется следующими факторами:Regression attribute analysis is an effective method for determining reservoir properties at a distance from wells. The method is based on finding linear correlations between the attributes of reflected waves and the reservoir properties of the corresponding sediments. However, this method is mainly applicable to powerful homogeneous horizons. Moreover, the most reliable results can be expected if a matured clay web is located above the collector roof, and the upper part of the section is not complicated by lateral anomalies that form bright seismic reflections (for example, a gas cloud, lithological pinching). In other words, the success of the standard regression method depends on the presence of bright independent seismic reflection, confidently traced over the area. If the object of study is represented by the re-stratification of thin layers, and there are also bright seismic reflections above the section, as a rule, it is not possible to obtain a quantitative assessment of the properties of the reservoir from the seismic record. The task of finding a correlation dependence is complicated by the following factors:
- отсутствие однозначной корреляции и структурной интерпретации неоднородной среды: ошибочное включение части ниже- или вышележащего горизонта при расчете атрибута и/или оценке петрофизических свойств может исказить существующий тренд;- the absence of an unambiguous correlation and structural interpretation of a heterogeneous medium: the erroneous inclusion of a part of the lower or higher horizon when calculating an attribute and / or evaluating petrophysical properties may distort the existing trend;
- интерпретация ГИС существенно затруднена для тонких пропластков, если мощность их немногим больше разрешающей способности метода. При этом зачастую происходит недооценка коллекторских свойств, что в свою очередь вводит дополнительную ошибку при отыскании регрессионной зависимости - GIS interpretation is significantly difficult for thin interlayers, if their power is a little more than the resolution of the method. At the same time, there is often an underestimation of reservoir properties, which in turn introduces an additional error in finding the regression dependence
- наличие ярких сейсмических аномалий непосредственно над объектом изучения способно искажать сейсмические атрибуты, подавлять собственные вариации амплитуд, характеризующие изменчивость изучаемой среды.- the presence of bright seismic anomalies directly above the object of study is capable of distorting the seismic attributes, suppress its own variations of amplitudes, characterizing the variability of the studied medium.
Следует отметить, что метод сейсмической инверсии при совокупности описываемых факторов также является неэффективным. В основном это связано с необходимостью построения высокоточной исходной модели, способной отразить особенности неоднородной среды. А также с необходимостью использования более одной петроупругой модели среды (rock model), чтобы нивелировать наличие вышележащей аномалии. Все это означает необходимость всесторонней аналитической работы при подготовке к инверсии и в конечном счете исключает автоматизацию процесса инверсии.It should be noted that the seismic inversion method with a combination of the described factors is also ineffective. This is mainly due to the need to build a high-precision initial model capable of reflecting the features of a heterogeneous medium. And also with the need to use more than one petroelastic model of the environment (rock model) in order to level out the presence of the overlying anomaly. All this means the need for comprehensive analytical work in preparation for the inversion and ultimately eliminates the automation of the inversion process.
С учетом вышесказанного требуется повысить точность регрессионного анализа при определении коллекторских свойств тонкослоистых пластов в присутствии сейсмических аномалий в верхней части разреза.In view of the above, it is required to increase the accuracy of the regression analysis in determining the reservoir properties of thin-layer layers in the presence of seismic anomalies in the upper part of the section.
Раскрытие сущности изобретенияDisclosure of the invention
На начальном этапе производится оценка коллекторских свойств с учетом тонкослоистой природы среды, пересматривается и уточняется корреляция изучаемых пластов, выполняется анализ верхней части разреза с построением площадных фильтров, характеризующих все значимые аномалии верхней части разреза. Затем на основе уточненной корреляции выполняются структурные построения, которые затем используются для извлечения сейсмических атрибутов. Производится совместный анализ петрофизических свойств и сейсмических атрибутов с использованием трехмерных корреляций, а также площадных фильтров для выявления кластеров (зон) в облаке исходных данных. На основании анализа выбирается единый расчетный параметр – коллекторское свойство. Затем внутри каждого кластера определяются регрессионные зависимости, которые используются для пересчета сейсмических атрибутов в свойства пласта. At the initial stage, the reservoir properties are assessed taking into account the thin-layer nature of the medium, the correlation of the studied layers is revised and clarified, the upper part of the section is analyzed with the construction of areal filters characterizing all significant anomalies of the upper part of the section. Then, based on the refined correlation, structural constructions are performed, which are then used to extract seismic attributes. A joint analysis of petrophysical properties and seismic attributes is performed using three-dimensional correlations, as well as areal filters to identify clusters (zones) in the source data cloud. Based on the analysis, a single calculated parameter is selected - the reservoir property. Then, within each cluster, regression dependencies are determined, which are used to recalculate seismic attributes into reservoir properties.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Фиг. 1 – общая характеристика заявленного способа определения коллекторских свойств;FIG. 1 - General characteristics of the claimed method for determining reservoir properties;
Фиг. 2 – разрез через трехмерный сейсмический куб вдоль линии запад – восток для Пильтун-Астохского месторождения;FIG. 2 - section through a three-dimensional seismic cube along the west-east line for the Piltun-Astokhskoye field;
Фиг. 3 – разрез через трехмерный сейсмический куб спрямленный на кровлю пласта М вдоль линии запад – восток;FIG. 3 - a section through a three-dimensional seismic cube straightened on the roof of the seam M along the west-east line;
Фиг. 4 – наличие канальных отложений на керновом материале;FIG. 4 - the presence of channel deposits on core material;
Фиг. 5 – результаты регрессионного атрибутного анализа для пласта XXI-1';FIG. 5 - the results of regression attribute analysis for reservoir XXI-1 ';
Фиг. 6 – построение карты эффективных толщин для пласта XXI-1';FIG. 6 - mapping the effective thickness for the reservoir XXI-1 ';
Фиг. 7 – карты эффективных толщин и сейсмического атрибута для пласта XXI-1';FIG. 7 — maps of effective thickness and seismic attribute for reservoir XXI-1 ';
Фиг. 8 – карты эффективных толщин и сейсмического атрибута для пласта XXI-2;FIG. 8 - maps of effective thickness and seismic attribute for reservoir XXI-2;
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Нижеприведенное описание содержит следующие разделы:The following description contains the following sections:
1. Сбор и подготовка исходных данных.1. Collection and preparation of source data.
2. Расширенный атрибутный анализ.2. Advanced attribute analysis.
3. Выводы.3. Conclusions.
Общая характеристика способа представлена на фиг. 1.A general characteristic of the method is presented in FIG. one.
1. Способ и подготовка входных данных1. Method and preparation of input data
1.1 Оценка свойств тонкослоистой среды1.1 evaluation of the properties of thin-layer environment
В первую очередь для повышения точности атрибутного анализа следует пересмотреть интерпретацию каротажных данных. First of all, to improve the accuracy of attribute analysis, the interpretation of log data should be revised.
Как показало сравнение результатов лабораторных исследований керна с данными полученными по ГИС, в тонкослоистой среде петрофизическая интерпретация систематически занижает коллекторские свойства. Кроме того, анализ имеющегося керна показал, что тонкие пропластки чистого песка либо вовсе не читаются на каротажной кривой, либо их мощность существенно занижена. Эти ограничения связаны с разрешающей способностью геофизических методов. В то же самое время сейсмическая запись является чувствительной к интегральным изменениям свойств коллектора и систематическое занижение петрофизических параметров влияет на результаты атрибутного анализа.Comparison of the results of laboratory studies of core with the data obtained from GIS showed that in a thin layer medium petrophysical interpretation systematically underestimates the reservoir properties. In addition, analysis of the existing core showed that thin interlayers of pure sand are either not read at all on the logging curve, or their thickness is significantly underestimated. These limitations are related to the resolution of geophysical methods. At the same time, seismic recording is sensitive to integral changes in reservoir properties and the systematic underestimation of petrophysical parameters affects the results of attribute analysis.
Для более точной оценки свойств тонкослоистых интервалов, можно использовать метод деконволюции, позволяющий повысить детальность каротажного материала. В частности, при интерпретации ГГП (гамма-гамма плотностного) каротажа можно использовать показания короткого зонда, обладающего более высокой разрешающей способностью. Кроме того, применение математического фильтра позволяет увеличить мощность индивидуальных тонкослоистых пропластков за счет устранения «плечевого» эффекта на границе поропластов. Поскольку данная методика существенно увеличивает зашумленность каротажных данных, окончательные оценки следует калибровать на результаты лабораторных исследований керна. Пористость при этом можно оценивать как с помощью метода жидконасыщения, так и газоволюметрическим методом; а оценку насыщенности можно производить путем отбора образцов с сохранением нефтенасыщенности. For a more accurate assessment of the properties of thin-layered intervals, you can use the deconvolution method, which allows to increase the detail of the logging material. In particular, when interpreting GGP (gamma-gamma density) logging, you can use the readings of a short probe with a higher resolution. In addition, the use of a mathematical filter allows you to increase the power of individual thin-layer interlayers by eliminating the "shoulder" effect on the boundary of the foam. Since this technique significantly increases the noise data of logging data, the final estimates should be calibrated to the results of laboratory core studies. In this case, the porosity can be estimated using either the liquid saturation method or the gas-luminometric method; and saturation can be estimated by sampling while maintaining oil saturation.
Вышеприведенная методика позволяет получить значения коллекторских свойств, более реалистично отражающие параметры тонких пропластков.The above method allows to obtain the values of reservoir properties, more realistically reflecting the parameters of thin layers.
1.2 Пересмотр корреляции сейсмических данных1.2 Revising seismic correlation
Корреляция и структурная интерпретация тонкослоистой толщи в значительной степени затруднена в силу отсутствия яркого сейсмического маркера и высокой степени неоднородности разреза, исключающего однозначную корреляцию скважинных данных. The correlation and structural interpretation of the thin-bedded strata is largely hampered by the absence of a bright seismic marker and a high degree of heterogeneity of the section, which precludes an unambiguous correlation of the well data.
В настоящем изобретении предложена альтернативная сейсмическая интерпретация, основанная на структурной реконструкции, при которой 3D сейсмический куб выравнивается на одну из вышележащих поверхностей, что позволяет определить рельеф морского дна на момент осадконакопления. Горизонту, на который спрямляют сейсмические данные, должно соответствовать яркое региональное отражение, а возраст осадконакопления должен предшествовать основному этапу складкообразования.The present invention proposes an alternative seismic interpretation based on structural reconstruction, in which the 3D seismic cube is aligned with one of the overlying surfaces, which allows determining the seabed topography at the time of sedimentation. The horizon, on which the seismic data is straightened, should correspond to a bright regional reflection, and the age of sedimentation should precede the main stage of folding.
При этом пересмотр корреляции осуществляется совместно с изменениями в структурной интерпретации. Поскольку геологический разрез, представленный тонкослоистым переслаиванием, не позволяет коррелировать отдельные песчаные пропластки между соседними скважинами, сейсмическая интерпретация становится определяющей в построении каркаса для схемы-корреляции. При этом успешность подхода зависит от степени согласованности геологической и геофизической интерпретации горизонтов. Так, скважинные данные должны подтверждать либо не противоречить результатам структурных построений. Например, при выделении углового несогласия на сейсмических данных, керновый материал и каротажные кривые должны демонстрировать признаки эрозионных процессов. Учитывая высокую степень неоднородности рассматриваемого разреза, корреляция и структурная интерпретация взаимосвязаны и носят итерационный характер.In this case, the revision of the correlation is carried out together with changes in the structural interpretation. Since the geological section presented by thin-layered interlaying does not allow for the correlation of individual sandy strata between adjacent wells, the seismic interpretation becomes decisive in building the framework for the correlation circuit. In this case, the success of the approach depends on the degree of consistency of the geological and geophysical interpretation of the horizons. So, well data should confirm or not contradict the results of structural constructions. For example, when identifying angular disagreement on seismic data, core material and logging curves should show signs of erosion processes. Given the high degree of heterogeneity of the section under consideration, the correlation and structural interpretation are interrelated and are iterative in nature.
Например, в случае Пильтун-Астохского месторождения существующая официальная корреляция оставляет ряд вопросов. Наиболее острым из них является отсутствие единого режима давления на уровне пласта XXI-1'. Скважины, пробуренные в западной части месторождения (PA-104-ST1, PA-105-ST1, PA-107-ST5), указывают на то, что снижение пластового давления в XXI-1' составляет 5-10 атм, тогда как в центральной зоне и на востоке давление ниже начального на 30-60 атм. Для того, чтобы объяснить разобщенность коллектора, в динамической модели юго-западная зона была выделена как изолированный участок, называемый XXI-1'L, хотя в геологической модели данное тело отсутствует. Таким образом, противоречия существующей модели и данных по бурению указывают на несовершенство существующей корреляции. For example, in the case of the Piltun-Astokhskoye field, the existing official correlation leaves a number of questions. The most acute of these is the lack of a single pressure regime at reservoir level XXI-1 '. The wells drilled in the western part of the field (PA-104-ST1, PA-105-ST1, PA-107-ST5) indicate that the reduction in reservoir pressure in XXI-1 'is 5-10 atm, while in the central zone and in the east pressure below the initial at 30-60 atm. In order to explain the fragmentation of the reservoir, in the dynamic model, the south-western zone was identified as an isolated area called XXI-1'L, although this body is absent in the geological model. Thus, the contradictions of the existing drilling model and data point to the imperfection of the existing correlation.
Предложенная альтернативная структурная интерпретация, основанная на анализе 3D сейсмических данных, позволила соотнести участок XXI-1'L с верхней частью XXI-2 (фиг. 2). The proposed alternative structural interpretation, based on the analysis of 3D seismic data, allowed us to correlate the section XXI-1'L with the upper part XXI-2 (Fig. 2).
Горизонту, на который следует спрямлять сейсмические данные, в данном случае соответствует кровля пласта М, поскольку данному горизонту соответствует уверенное сейсмическое отражение, охватывающее всю площадь Пильтун-Астохского месторождения. Разрез, построенный с запада на восток через спрямленный 3D куб (фиг. 3), демонстрирует наличие склона в западной части Астохского участка. Причем эта особенность наследуется и ниже пласта XXI. Выделяется, в частности, пласт XXIII, где также хорошо просматривается склоновая часть. Следует отметить, что зона, соответствующая подножию склона, характеризуется более ярким амплитудами, а также увеличением мощности сейсмического сигнала. Можно предположить, что здесь происходило переотложение осадочного материала. Склон же характеризуется эрозионными процессами, также возможно формирование подводящих каналов. Такие каналы были выделены при анализе куба когерентности. Горизонтальный срез, проведенный на уровне пластов XXI-1' и XXI-2, указывает на наличие серии линеаментов ориентированных с запада на восток и соответствующих склоновой части палеорельефа (фиг. 3). Кроме того, канальные фации были выделены в ходе седиментологического описания керна скважины PA-128. Они характеризуются эрозионной поверхностью, а также наличием галечного материала в подошвенной части интервала. (фиг. 4).The horizon to which the seismic data should be straightened, in this case, corresponds to the roof of formation M, since this horizon corresponds to confident seismic reflection covering the entire area of the Piltun-Astokhskoye field. The section, built from west to east through a straightened 3D cube (Fig. 3), demonstrates the presence of a slope in the western part of the Astokh section. Moreover, this feature is inherited and below reservoir XXI. In particular, formation XXIII is distinguished, where the slope part is also clearly visible. It should be noted that the zone corresponding to the foot of the slope is characterized by brighter amplitudes, as well as an increase in the power of the seismic signal. It can be assumed that there was a redeposition of sedimentary material. The slope is characterized by erosion processes, the formation of supply channels is also possible. Such channels were distinguished when analyzing the coherence cube. A horizontal slice, drawn at the level of layers XXI-1 'and XXI-2, indicates the presence of a series of lineaments oriented from west to east and corresponding to the slope part of the paleo-relief (Fig. 3). In addition, channel facies were identified during the sedimentological description of the core of the PA-128 well. They are characterized by an erosion surface, as well as the presence of a pebble material in the bottom part of the interval. (Fig. 4).
Отложения, заполняющие данные каналы, относятся к стратиграфическому интервалу XXI-1'L. Согласно предложенной альтернативной корреляции и структурной интерпретации данный пласт находится в гидродинамической связи и формирует единый юнит с отложениями пласта XXI-2 в центральной части месторождения (фиг. 3), что подтверждается данными по давлению.The sediments that fill these channels belong to stratigraphic interval XXI-1'L. According to the proposed alternative correlation and structural interpretation, this stratum is in hydrodynamic communication and forms a single unit with sediment XXI-2 in the central part of the field (Fig. 3), which is confirmed by pressure data.
Выделение новых границ пластов позволяет существенно улучшить качество атрибутного анализа.The selection of new boundaries of the layers can significantly improve the quality of attribute analysis.
2. Расширенный атрибутный анализ. Построения новых карт коллекторских свойств2. Advanced attribute analysis. Construction of new maps of reservoir properties
Сейсмические атрибуты, рассчитанные на основе новых структурных карт, позволяют выполнить полноценный атрибутный регрессионный анализ. Seismic attributes calculated on the basis of new structural maps allow a full-fledged attribute regression analysis to be carried out.
Из имеющихся данных можно выделить кластеры, внутри которых устанавливаются индивидуальные зависимости между коллекторскими свойствами в скважинах и значениями сейсмического атрибута. Зависимости являются линейными:From the available data, clusters can be distinguished within which individual dependencies are established between the reservoir properties in the wells and the seismic attribute values. Dependencies are linear:
Y = K1 * X + K2, Y = K 1 * X + K 2 ,
где K1, K2 – коэффициенты наилучшим образом, описывающие линейную зависимость разброса точек на графике (фиг. 5). Коэффициенты описывают изменения сейсмического сигнала с изменением свойств пласта.where K 1, K 2 are the coefficients in the best way, describing the linear dependence of the scatter of points on the graph (Fig. 5). The coefficients describe changes in the seismic signal with changes in reservoir properties.
X - нормированные значения сейсмического атрибута,X is the normalized seismic attribute value,
Y – значения коллекторских свойств, посчитанные по данным каротажа.Y - the values of reservoir properties, calculated according to logging data.
Для получения регрессионных зависимостей осуществляется группирование значений на основании площадных фильтров. Площадные фильтры определены полигонами, локализующими все значимые сейсмические аномалии верхней части разреза. На данном этапе уточняются сейсмические атрибуты, которые демонстрируют наилучшую корреляцию, внутри описываемой зоны. Таким образом, в случае, когда атрибут демонстрируют зональность, регрессионные зависимости определяется отдельно для каждой зоны. To obtain regression dependencies, the grouping of values is carried out on the basis of areal filters. Area filters are determined by polygons localizing all significant seismic anomalies of the upper part of the section. At this stage, the seismic attributes that demonstrate the best correlation within the described zone are specified. Thus, in the case when the attribute is zoning, the regression dependencies are determined separately for each zone.
На основе полученных зависимостей сейсмический атрибут пересчитывается в карты коллекторских свойств отдельно для каждой зоны. На финальном этапе карты привязываются к значениям коллекторских свойств в существующих скважинах. Based on the obtained dependencies, the seismic attribute is recalculated into the reservoir properties maps for each zone separately. At the final stage, maps are tied to the values of reservoir properties in existing wells.
Указанная методика построения карт коллекторских свойств может быть продемонстрирована на примере пласта XXI-1'. This method of mapping reservoir properties can be demonstrated on the example of reservoir XXI-1 '.
Сначала были рассчитаны значения ряда петрофизических свойств, а также их комбинации, которые физически способны влиять на сейсмический отклик (в том числе, пористость, песчанистость, общая мощность, эффективная мощность, эффективная нефтенасыщенная мощность). Наряду с компиляцией петрофизических данных, была произведена оценка ряда сейсмических атрибутов (в том числе, средние интервальные значения, среднеквадратичные значения, сумма негативных амплитуд). Кроме этого, были построены полигоны, оконтурившие все значимые сейсмические аномалии верхней части разреза. Затем на основании данных полигонов были определены фильтры по скважинам. Таким образом, была подготовлена база данных, позволяющая эффективно анализировать большой объем скважинных и сейсмических параметров. Посредством комбинирования различных свойств и атрибутов с применением площадных фильтров были установлены пары, демонстрирующие наилучшую корреляцию, а также определены особенности верхней части разреза, в большей степени влияющие на изучаемый сейсмический отклик. First, the values of a number of petrophysical properties were calculated, as well as their combinations, which are physically capable of influencing the seismic response (including porosity, sand content, total power, effective power, effective oil saturation). Along with the compilation of petrophysical data, a number of seismic attributes were evaluated (including average interval values, root-mean-square values, the sum of negative amplitudes). In addition, polygons were constructed that delineated all the significant seismic anomalies of the upper part of the section. Then, based on the data from the polygons, filters were determined by well. Thus, a database was prepared, which allows efficiently analyzing a large amount of borehole and seismic parameters. By combining various properties and attributes using areal filters, pairs were established that showed the best correlation, and also the features of the upper part of the section were determined, which more influenced the seismic response under study.
В результате для пласта XXI-1' в качестве оптимального сейсмического атрибута были взяты средние интервальные значения сейсмических амплитуд. В атрибутном анализе участвовали все скважины, вскрывающие данный пласт, за исключением разведочной скважины PA-001, качество каротажа в которой является низким. Еще 4 скважины (PA-103, PA-117, PA-105ST1,PA-128-ST1) были изъяты на начальном этапе регрессионного анализа, чтобы в дальнейшем оценить точность прогноза с помощью метода валидации или «выколов». Каждой скважине соответствует два значения: эффективная мощность пласта и среднее значение амплитуд в точке пластопересечения. Все эти точки, отображенные на одном графике, формируют облако данных, которое невозможно описать единой линейной зависимостью (фиг. 5). Однако можно выделить две области, на которые «распадается» массив данных, причем каждой области соответствует определенная группа скважин. При детальном рассмотрении было установлено, что область с низкими значениями сейсмических амплитуд соответствует скважинам расположенным западнее линии выклинивания пласта XXI-S, а второй участок описывает поведение скважин, находящихся восточнее этой границы. Это можно объяснить отсутствием мощной глинистой перемычки между XXI-1' и XXI-S, что приводит к уменьшению контрастности кровли XXI-1' в присутствии более песчанистого вышележащего пласта (XXI-S). На востоке же, напротив, сейсмический сигнал формируется на границе с мощной глиной, что приводит к формированию относительно яркого отражения. Для того, чтобы нивелировать этот эффект необходимо нормировать амплитуды по площади.As a result, the average interval values of seismic amplitudes were taken as the optimal seismic attribute for the XXI-1 'formation. All the wells that uncover the reservoir participated in the attribute analysis, with the exception of the exploration well PA-001, in which the quality of logging is low. Four more wells (PA-103, PA-117, PA-105ST1, PA-128-ST1) were withdrawn at the initial stage of the regression analysis, in order to further assess the accuracy of the forecast using the validation method or “drill”. Each well corresponds to two values: the effective thickness of the reservoir and the average value of the amplitudes at the point of intersection. All these points, displayed on a single graph, form a cloud of data that cannot be described by a single linear relationship (Fig. 5). However, it is possible to distinguish two areas into which the data set is “divided”, with each area corresponding to a certain group of wells. Upon closer examination, it was found that the area with low seismic amplitudes corresponds to wells located to the west of the XXI-S formation wedging line, and the second section describes the behavior of wells located to the east of this boundary. This can be explained by the absence of a thick clay bridge between XXI-1 'and XXI-S, which leads to a decrease in the contrast of the roof of the XXI-1' in the presence of a sandier overlying layer (XXI-S). In the east, on the contrary, a seismic signal is formed at the border with powerful clay, which leads to the formation of a relatively bright reflection. In order to level this effect it is necessary to normalize the amplitudes over the area.
Таким образом корреляционная зависимость для пласта XXI-1' описывается двумя линейными функциями: Thus, the correlation for reservoir XXI-1 'is described by two linear functions:
Y= -1,51*X + 13,16 – для западной области;Y = -1.51 * X + 13.16 - for the western region;
Y= 0,62*X – 0,55 – для восточной области,Y = 0.62 * X - 0.55 - for the eastern region,
где X – средние интервальные значения сейсмических амплитуд, а Y – значения эффективных мощностей пласта.where X is the average interval values of seismic amplitudes, and Y is the values of the effective thickness of the reservoir.
На фиг. 6 схематично показано, каким образом была сформирована единая карта эффективных мощностей для пласта XXI-1'. Сейсмический атрибут был пересчитан в карты эффективных толщин с помощью линейных зависимостей установленных для западной и восточной зоны отдельно. Причем полигоны, оконтуривающие эти зоны, не совпадают с положением линии выклинивания. При комбинировании двух участков формируется зазор в центральной зоне. В дальнейшем была произведена интерполяция значений, позволяющая выполнить плавный переход от одной зоны к другой при сращивании двух карт. На финальном этапе построения данный атрибут был привязан к значениям эффективных мощностей в существующих скважинах. Значения невязок варьируются от -3м до 6м, причем в рассмотрение включены скважины, выбранные для проведения «слепого теста» (метод валидации). Таким образом, полученная карта позволяет не только определить коллекторские свойства пласта в удалении от существующих скважин, но и оценить неопределенность этого параметра. Как правило, для этого используется значение стандартного отклонения, определенного при анализе невязок в скважинах. Процедура построения карты эффективных мощностей для пласта XXI-2 является аналогичной, с той лишь разницей, что связь скважинных данных с сейсмическими амплитудами удается выразить единой линейной зависимостью.FIG. 6 schematically shows how a single map of the effective capacity for the reservoir XXI-1 'was formed. The seismic attribute was recalculated into effective thickness maps using linear dependencies established for the western and eastern zones separately. Moreover, polygons, contouring these zones do not coincide with the position of the pinch line. When combining the two sections, a gap is formed in the central zone. Later, an interpolation of values was performed, which allows to perform a smooth transition from one zone to another when splicing two maps. At the final stage of construction, this attribute was tied to the values of effective capacities in existing wells. The values of the residuals vary from -3 m to 6 m, and the wells selected for the “blind test” (validation method) are included in the consideration. Thus, the obtained map allows not only to determine reservoir properties of the reservoir at a distance from existing wells, but also to estimate the uncertainty of this parameter. As a rule, the standard deviation value determined from analysis of residuals in wells is used for this. The procedure for mapping the effective capacity for reservoir XXI-2 is similar, with the only difference being that the connection of well data with seismic amplitudes can be expressed by a single linear relationship.
Переход от прежних карт сейсмических атрибутов к картам эффективных мощностей на основе корреляционных зависимостей является качественным шагом в понимании данной части разреза. Сравнение карт (фиг. 7 и 8) указывает на то, что альтернативная интерпретация позволяет выделить ряд целей для уплотняющего бурения, которые отсутствовали раньше. При этом распределение свойств для пласта XXI-1' (фиг. 7) меняется значительно: на новых картах более высокие значения коллекторских свойств соответствуют центральной части Астохского участка, в то время как прежние карты атрибутов указывали на ухудшение свойств, а порой и отсутствие коллектора в этой области. В случае же с пластом XXI-2 (фиг. 8) новый подход в атрибутном анализе позволяет уточнить конфигурацию коллектора. На карте эффективной мощности в западной части выделяется серия каналов, которая уже была отмечена на кубе когерентности. Это позволяет сделать вывод об увеличении эффективных мощностей в районе формирования каналов. The transition from the previous seismic attribute maps to the effective power maps based on correlation dependences is a qualitative step in understanding this part of the section. A comparison of the maps (Figs. 7 and 8) indicates that the alternative interpretation allows us to single out a number of targets for compaction drilling that were not available before. At the same time, the distribution of properties for reservoir XXI-1 '(Fig. 7) changes significantly: on new maps, higher values of reservoir properties correspond to the central part of the Astokh section, while the previous attribute maps indicated deterioration and sometimes lack of reservoir this area. In the case of reservoir XXI-2 (Fig. 8), the new approach in attribute analysis allows to specify the reservoir configuration. On the effective power map in the western part, a series of channels stands out, which has already been noted on the coherence cube. This allows to conclude that the increase in effective capacity in the area of formation of channels.
3. Выводы3. Conclusions
Пересмотр и анализ исходных данных для тонкослоистых пластов позволяет пересмотреть корреляцию и построить новые структурные карты. Уточненная структура может использоваться для извлечения сейсмических атрибутов, которые в свою очередь являются объектом регрессионного анализа. Такой подход вкупе с учетом особенностей разреза позволяет установить корреляционные зависимости между коллекторскими свойствами и сейсмическими амплитудами. Revision and analysis of the initial data for thin-bedded layers allows you to revise the correlation and build new structural maps. The refined structure can be used to extract seismic attributes, which in turn are subject to regression analysis. Such an approach, coupled with the characteristics of the section, allows establishing correlations between reservoir properties and seismic amplitudes.
В частности, указанные подход позволил построить карты эффективных мощностей для пластов XXI-1’ и XXI-2 Пильтун-Астохского месторождения, позволяющие в значительной степени сократить неопределенности в оценке свойств по площади месторождения. In particular, this approach allowed us to construct effective capacity maps for reservoirs XXI-1 ’and XXI-2 of the Piltun-Astokhskoye field, which significantly reduce uncertainties in the estimation of properties over the field area.
Получены первые результаты бурения, выполненного на основе новых карт эффективных мощностей: скважина PA-117, прогноз для которой был сделан на основе обновленной карты, была пробурена во втором квартале 2017 года и подтвердила прогноз с высокой точностью. В целом изменение представления о распределении свойств на уровне пластов XXI-1’ и XXI-2 позволяет определить дополнительные цели для уплотняющего бурения и оптимизировать уже существующие. The first drilling results were obtained based on the new effective capacity maps: the PA-117 well, the forecast for which was made based on the updated map, was drilled in the second quarter of 2017 and confirmed the forecast with high accuracy. In general, a change in the understanding of the distribution of properties at reservoir level XXI-1 ’and XXI-2 allows defining additional targets for compaction drilling and optimizing existing ones.
Оценки показывают, что даже незначительное изменение местоположения лишь одной добывающей скважины (в радиусе 100м) способно привести к увеличению параметра kh (произведение эффективной мощности и проницаемости) в 3 раза. Это в свою очередь приводит к увеличению извлекаемых запасов нефти на 160 тыс м3.Estimates show that even a minor change in the location of only one production well (within a radius of 100 m) can lead to an increase in the kh parameter (the product of effective power and permeability) by 3 times. This, in turn, leads to an increase in recoverable oil reserves by 160 thousand m 3 .
Claims (15)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018142417A RU2692100C1 (en) | 2018-12-03 | 2018-12-03 | Method of determining reservoir properties of thin-bed layers |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018142417A RU2692100C1 (en) | 2018-12-03 | 2018-12-03 | Method of determining reservoir properties of thin-bed layers |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2692100C1 true RU2692100C1 (en) | 2019-06-21 |
Family
ID=67038063
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018142417A RU2692100C1 (en) | 2018-12-03 | 2018-12-03 | Method of determining reservoir properties of thin-bed layers |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2692100C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112502690A (en) * | 2019-08-26 | 2021-03-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | Effective reservoir prediction method and system in low-permeability extra-low-permeability sandstone |
| RU2790476C1 (en) * | 2021-09-20 | 2023-02-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (ИЗК СО РАН) | Method for three-dimensional structural mapping of fault zones and stress fields of the sedimentary cover of the earth's crust for hydrocarbon deposits |
| CN115857047A (en) * | 2022-09-28 | 2023-03-28 | 北京中恒利华石油技术研究所 | Comprehensive prediction method for seismic reservoir |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2225020C1 (en) * | 2003-02-25 | 2004-02-27 | Закрытое акционерное общество Моделирование и мониторинг геологических объектов им. В.А. Двуреченского | Method of geophysical prospecting to determine oil productivity of fractured argillacous collectors in space between wells |
| RU2253886C1 (en) * | 2004-07-30 | 2005-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Method for geophysical prospecting for determining oil productiveness of cracked carbonate collectors in three-dimensional inter-well space |
| RU2255359C1 (en) * | 2004-07-30 | 2005-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Method for determining oil and gas productiveness of cracked argillaceous collectors in three-dimensional inter-well space |
| US7113869B2 (en) * | 2003-05-22 | 2006-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for prospect identification in asset evaluation |
| US9128203B2 (en) * | 2011-09-28 | 2015-09-08 | Saudi Arabian Oil Company | Reservoir properties prediction with least square support vector machine |
| RU2598979C1 (en) * | 2015-04-27 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геологоразведка" | Method for prediction of parameters of gas deposits |
-
2018
- 2018-12-03 RU RU2018142417A patent/RU2692100C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2225020C1 (en) * | 2003-02-25 | 2004-02-27 | Закрытое акционерное общество Моделирование и мониторинг геологических объектов им. В.А. Двуреченского | Method of geophysical prospecting to determine oil productivity of fractured argillacous collectors in space between wells |
| US7113869B2 (en) * | 2003-05-22 | 2006-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for prospect identification in asset evaluation |
| RU2253886C1 (en) * | 2004-07-30 | 2005-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Method for geophysical prospecting for determining oil productiveness of cracked carbonate collectors in three-dimensional inter-well space |
| RU2255359C1 (en) * | 2004-07-30 | 2005-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Method for determining oil and gas productiveness of cracked argillaceous collectors in three-dimensional inter-well space |
| US9128203B2 (en) * | 2011-09-28 | 2015-09-08 | Saudi Arabian Oil Company | Reservoir properties prediction with least square support vector machine |
| RU2598979C1 (en) * | 2015-04-27 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геологоразведка" | Method for prediction of parameters of gas deposits |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112502690A (en) * | 2019-08-26 | 2021-03-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | Effective reservoir prediction method and system in low-permeability extra-low-permeability sandstone |
| RU2790476C1 (en) * | 2021-09-20 | 2023-02-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (ИЗК СО РАН) | Method for three-dimensional structural mapping of fault zones and stress fields of the sedimentary cover of the earth's crust for hydrocarbon deposits |
| CN115857047A (en) * | 2022-09-28 | 2023-03-28 | 北京中恒利华石油技术研究所 | Comprehensive prediction method for seismic reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2009260453B2 (en) | Heterogeneous earth models for a reservoir field | |
| US7280918B2 (en) | Method and system for combining seismic data and basin modeling | |
| RU2271023C2 (en) | Method for predicting quantitative values of mountain rock or liquid substance property in productive layer by means of seismic data | |
| AU2010332157B2 (en) | Workflow for petrophysical and geophysical formation evaluation of wireline and LWD log data | |
| Radwan | Three-dimensional gas property geological modeling and simulation | |
| CN108680951A (en) | A method of judging that Enriching Coalbed Methane depositional control acts on based on earthquake information | |
| RU2661489C1 (en) | Method of integrating initial data to update filtration structure of non-uniform carbonate reservoirs | |
| CN111596364B (en) | Seismic sediment microphase combination analysis method based on high-precision sequence stratum grillwork | |
| CN109541685B (en) | River channel sand body identification method | |
| Zhang et al. | Application of multi-point geostatistics in deep-water turbidity channel simulation: A case study of Plutonio oilfield in Angola | |
| Abdideh et al. | Cluster analysis of petrophysical and geological parameters for separating the electrofacies of a gas carbonate reservoir sequence | |
| RU2692100C1 (en) | Method of determining reservoir properties of thin-bed layers | |
| KR20200027264A (en) | A method for selecting a sweet spot in shale gas | |
| RU2598979C1 (en) | Method for prediction of parameters of gas deposits | |
| CN112505754B (en) | Method for collaborative partitioning sedimentary microfacies by well-seismic based on high-precision sequence grid model | |
| EP3929630B1 (en) | Computer implemented method for correcting a reservoir model of a reservoir geological formation based on seismic images | |
| Wang et al. | Seismic attributes for characterization and prediction of carbonate faulted karst reservoirs in the Tarim Basin, China | |
| Worthington | Reservoir characterization at the mesoscopic scale | |
| Jasim et al. | Specifying quality of a tight oil reservoir through 3-d reservoir modeling | |
| RU2681250C1 (en) | Effective gas and oil-saturated hydrocarbons deposits quasi-three-dimensional modeling method | |
| Masoud et al. | Reservoir Characterization and Geostatistical Model of the Cretaceous and Cambrian-Ordovician Reservoir Intervals, Meghil Field, Sirte Basin, Libya | |
| de Souza et al. | Pore pressure and wellbore instability | |
| Ezebialu et al. | Field development planning based on static, dynamic and geomechanical modelling of X field, Niger delta, Nigeria | |
| Monier et al. | Delineation of reservoir channels by different seismic attributes and geobody extractions for robust volumetric estimation, Saffron Field, offshore Nile Delta, Egypt | |
| US11542816B2 (en) | System and method for hydrocarbon exploration based on imaging tunnel valleys |