Сейсмогеологический мониторинг: цели, задачи, решения

В.Ю. Овечкина, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), В.В. Каранов, Р.Р. Рафиков

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Что такое сейсмогеологический мониторинг эксплуатационного бурения?

Сейсмогеологический мониторинг это работа с месторождением на этапе разработки. Набор последовательных действий по детальному изучению разрабатываемого месторождения путем всестороннего анализа геолого-геофизической информации. Поиск возможных корреляционных связей параметров месторождения с технологическими показателями работы скважин.

Целью сейсмогеологического мониторинга является минимизация геологических рисков бурения скважин и повышение достоверности геологического прогноза, а так же локализация запасов и уточнение их качества.

На начальном этапе разработки месторождение можно охарактеризовать определённым набором данных. Рис.1.

Рис.1. Характеристика месторождения на начальном этапе разработки

В процессе разработки происходит количественный прирост информации. При значительных темпах бурения, в связи с поступлением данных по каждой эксплуатационной скважине, возможен пересмотр первоначально принятой модели от частичного редактирования до концептуального изменения.

Задачи и ожидаемые результаты СГ мониторинга эксплуатационного бурения.

Задачи сейсмогеологического мониторинга по приоритетам решения можно сгруппировать следующим образом. Рис.2.

Рис.2. Задачи сейсмогеологического мониторинга по приоритетам решения

Для каждой обозначенной задачи, на сегодняшний момент, сформирован пакет мероприятий, способствующий ее оптимальному решению.

При выявлении критических несоответствий показателей прогноз\факт по результатам детального анализа, местоположение и сроки бурения части скважин ранее запланированного фонда могут быть пересмотрены.

Ожидаемые результаты СГ мониторинга эксплуатационного бурения очевидны — это оптимизация процесса бурения, минимизация геологических рисков при разработке месторождения.

Сейсмогеологический мониторинг относится к технологиям уменьшения риска бурения непродуктивных скважин.

Результаты сейсмогеологического мониторинга эффективно используется для дальнейших научных и прикладных исследований изучаемой территории, включая картирование отдельных литологических тел и систем.\3\

Какими средствами осуществляется СГ мониторинг эксплуатационного бурения?

Геологическое сопровождение эксплуатационного бурения включает в себя комплексный анализ всей имеющейся на текущий момент геолого-геофизической и промысловой информации. Особое внимание уделяется сейсмогеологическому анализу, результаты которого служат основой для планирования бурения, оценки рисков, корреляции продуктивных объектов и выстраивания последовательности разбуривания района. Основным отличием от стандартных подходов к использованию материалов интерпретации сейсмических данных (получение структурных карт на фиксированную дату, линий глинизации продуктивных объектов) — является постоянная работа с амплитудным 3D кубом и различными его модификациями, увязка данных ГИС по новым скважинам с сейсмокартиной, сопоставление план\факт бурения и возможная корректировка представления о геологическом строении района работ по мере поступления новых данных.

Качество исходных сейсмических данных зависит от сейсмогеологических условий, уровня помех, качества проведения полевых работ, параметров съемки, качества обработки и т.д., и во многом, определяет качество результатов интерпретации./2 /

Повышение информативности сейсмических материалов достигается путем преобразования исходных сейсмических данных в кубы и карты различных атрибутов с помощью алгоритмов, реализованных в современных ПО. Большое значение имеет применение разнообразных интерпретационных подходов к полученным материалам. Не стоит забывать о физических ограничениях метода, во избежание необоснованно завышенных ожиданий точности прогнозов. Теоретически горизонтальная разрешающая способность сейсморазведки определяется радиусом первой зоны Френеля, величина которого зависит от глубины залегания отражающей границы и длины волны. В настоящее время, с учетом возможностей обработки сигнала, принимается 1\4 ширины зоны. Вертикальная разрешающая способность оценивается в одну четвертую длины волны — λ/4; в последнее время допускают λ/8, и изменяется, в зависимости от вариаций скорости и частоты, в пределах 7-15м. /4,6 /

Анализ сейсмических материалов при мониторинге эксплуатационного бурения имеет свою специфику. Работает принцип «от общего к частному». «Общее» — атрибуты, полученные в интервалах развития целевых пластов, анализируются и сопоставляются с поведением пласта-коллектора, известным по данным разведочных скважин. Результаты анализа принимаются за основу (прогнозные карты эффективных толщин и т.д.). «Частное» — подразумевает большую детальность в поиске возможных, наиболее информативных преобразований (атрибутов) сейсмического поля в пределах одного или нескольких близко расположенных «кустов» добывающих скважин, наименьшая единица анализа — это одна проектная скважина.

Для получения качественного прогноза и выдачи рекомендации для оптимального размещения добывающих скважин применяется многообразный арсенал возможностей интерпретации волнового поля и его производных. Таких как, кубы акустического импеданса, целый ряд атрибутов (амплитуды взвешенные по частоте, мгновенные фазы, энергии и т.д.), блоки фаций в различны интервалах, карты спектральных характеристик (RGB технологии). По рассчитанным кубам, в интервалах пласта, анализируются седиментационные, временные и пропорциональные срезы, карты классификаций (сейсмофаций). Рис.3

Следует отметить, что информативность и детальность карт сейсмических атрибутов, а также карт классификаций в постоянных и переменных интервалах в большой степени зависят:

— от «привязки», т.е. соответствия геологического интервала интервалу временного разреза

— от качества корреляции ОГ, ограничивающих изучаемые пласты.

— от выбора опорной поверхности (иногда отличной от временного аналога стратиграфической границы) для сейсмофациального анализа. Рис.3.

Для целей СГ мониторинга необходим тщательный анализ интервалов временного разреза, соотносимых с интервалами развития пластов-коллекторов.

Рис.3. Повышение детальности карт атрибутов при сейсмофациальном анализе:
а. Фрагмент карты классификаций в стратиграфическом интервале пласта 21кл
б. Фрагменткарты классификаций в интервале пласта от условного ОГ - кровли коллектора (-10 +20мс)
с. Фрагмент горизонтального среза блока фаций от условного ОГ — кровли коллектора
д. Разрез блока фаций в стратиграфическом интервале пласта, с условным ОГ

Таким образом, в процессе мониторинга, геологическое представление о перспективном интервале на площади куста, становится значительно более детальным, в сравнении со стадией планирования бурения.

Редактируется, либо формируется заново литофациальная модель месторождения с детализацией интегрального контура распространения коллектора. При наличии на площади литологической залежи, выдвигаются гипотезы ее формирования, путем подбора модели седиментации. Прогнозируется геологическое строение сопредельных площадей. Анализируется соотношение план\факт структурного плана. Уточняется контур ВНК.

Сейсмический анализ является основной составной частью СГ мониторинга и направлен на поиск корреляционных связей с данными ГИС, как в плане, так и в разрезе, формирование детального представления о поведении коллектора для конкретного участка разработки.

Конечная цель описанной цепочки действий — ранжирование проектного фонда скважин «от уверенного к зависимому», для минимизации затрат на бурение «пустых» скважин.

В настоящий момент сейсмогеологический анализ выделен в самостоятельное направление, реализуемое группой мониторинга эксплуатационного бурения. Организацию работы группы мониторинга ЭБ можно представить в виде блок-схемы. Рис.4.

Рис.4. Организация работы группы мониторинга эксплуатационного бурения

Оперативный сейсмогеологический анализ в рамках СГ мониторинга решает следующие задачи:

• Уточнение гипсометрии стратиграфических поверхностей кровель пластов и подстилающих горизонтов, для понимания геометрии пласта и возможности его формирования.

• Уточнение сейсмогеологических моделей продуктивных пластов месторождений по результатам бурения новых скважин.

• Тщательное определение интервалов, соотносимых с каждым конкретным пластом — коллектором. Детальное исследование каждого интервала, на предмет выявления возможных аномалий:

— по изменению физ. свойств (куб акустической инверсии)

— по изменению амплитуд (атрибутный анализ)

— по изменению формы сигнала (карты классификаций)

• Определение морфологических особенностей строения пластов (оползень, конус выноса, канал и т.д.), для понимания фациальной принадлежности, литологического состава и территориальных ограничений.

• Построение карт атрибутов сейсмического поля и его производных в интервалах пластов-коллекторов.

• Выявление связей между сейсмическими атрибутами и петрофизическими параметрами. Уточнение априорной модели в случае подтверждения выявленных связей.

• Оценка геологической перспективы зон, не охваченных разведочным и эксплуатационным бурением.

• Оценка геологической перспективы отложений, залегающих ниже и выше интервала разработки.

Пример применения СГ мониторинга эксплуатационного бурения на Приобском месторождении.

Одним из примеров успешного проведения сейсмогеологического мониторинга может служить разработка залежи пласта АС10.1-3 в районе кустов № 94 и № 920 Южной части Приобском месторождения. История освоения данной залежи начиналась с бурения куста № 90 в 2008-2009гг. Рис.5.

Рис.5. Выделение конуса выноса пласта АС10.1-3, ЮЛТ Приобского месторождения на основе сейсмогеологического анализа:
а. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта АС10.1-3.Состояние на 1.02.2012г.
б. Выделение контура конуса выноса на основе сейсмического атрибута. Карта классификаций в интервале пласта АС10.1-3. 9классов
с. Карта начальных нефтенасыщенных толщин до выполненного анализа + контур выявленного конуса. Состояние на 1.02.2012г.
д. Карта начальных нефтенасыщенных толщин. Состояние на 1.04.2016г. 68 успешных скважин

Исходя из геологического представления, актуального на начало разбуривания куста № 90, запасы на участке были сосредоточены в развитых по всей площади пластах АС10.4 и АС12.3-5, и в локальной залежи пласта АС10.1-3 Черкашинской свиты. По результатам бурения 26 эксплуатационных наклонно-направленных скважин с ГРП получены начальные притоки нефти дебитом 25-30 т/сут. Ввиду крайне низких свойств коллектора (средняя проницаемость по гидродинамическим исследованиям 0,5 мД, диапазон 0,1-1,6 мД), падение добычи на первый год составляло более 90%, скважины останавливались по причине отсутствия притока флюидов, переводились в режим периодической эксплуатации. Бурение куста было признано неуспешным, запасы — трудноизвлекаемыми, буровой станок — остановлен.

Изучение промысловой информации показало, что наиболее продуктивными оказались скважины крайнего западного ряда, что связывалось с наличием в разрезе пласта АС10.1-3. В результате проведения детального сейсмогеологического анализа было выявлено продолжение продуктивного интервала в западном направлении — локализован конус выноса. Учитывая негативный опыт куста № 90, особенности строения глубоководных конусов выноса, в конце 2011г. запроектированы для бурения два куста (К-94 и К-920). Принятие решения о возобновлении буровых работ основывалось исключительно на данных сейсмических исследований, подкрепленных историей добычи скважин, вскрывших выявленную линзу. Результаты сейсмогеологического анализа: контур конуса, выделение проксимальной, средней и дистальной зоны, определение направления выноса, определение фациального положение пробуренных скважин, вскрывших залежь. С целью снижения рисков получения низких притоков, планировались высокотехнологичные скважины с горизонтальным окончанием длиной 750-800 м, с многосекционным 5-6 стадийным гидроразрывом пласта. При ориентации добывающих и нагнетательных рядов использовалась концептуальная геологическая модель, построенная на основе сейсмофациального анализа. Рис. 6.

Рис.6. Концептуальная геологическая модель строения конуса выноса

В 2015г бурение успешно закончено вводом в эксплуатацию 60 скважин, в том числе 12 — горизонтальных. Получены притоки нефти до 111т/сут на горизонтальных и до 60 т/сут на наклонных скважинах. На текущий момент суточная добыча нефти с двух кустовых площадок составляет 700 т/сут.

Благодаря применению сеймогеологического мониторинга, программа строительства скважин выполнена полностью, не отменено ни одной цели для бурения, все скважины в работе. Экономическая эффективность геолого-технических мероприятий оценивается на достаточно высоком, рентабельном уровне.

Успешность эксплуатационного бурения за годы применения СГ мониторинга.

С внедрением системы СГ мониторинга при разработке ряда месторождений Западной Сибири существенно сократились «перебуры» по геологическим причинам и возросла достоверность прогноза эффективных нефтенасыщенных толщин коллекторов разрабатываемых пластов. Рис.7.

Рис.7. Приобское месторождение. Достоверность прогноза эффективных нефтенасыщенных толщин. Успешность эксплуатационного бурения за годы применения СГ мониторинга

Выводы

Сейсмогеологический мониторинг в реальном времени является важной и одновременно сложной задачей. Его важность определяется такими потребностями, как:

1. Оперативная корректировка карт эффективных нефтенасыщенных толщин, структурных карт, карт параметров и границ коллектора.

2. Необходимость принятия экстренных мер и исполнения оперативных мероприятий в зависимости от текущей сейсмогеологической обстановки на основе данных эксплуатационного бурения, обеспечиваемых системой мониторинга.

3. Автоматическое формирование баз сейсмогеологических данных и сопроводительной информации. Формирование и корректировка ковра бурения.

4. Обмен информацией с другими подразделениями, для постановки и проектирования иных задач.

5. Использование наработанных и систематизированных данных с целью корректировки общегеологических представлений о регионе.

Для реализации эффективной системы сейсмогеологического мониторинга реального времени требуется хорошее взаимодействие между всеми заинтересованными подразделениями, обмен данными " система одного окна «, обеспеченность необходимым и разнообразным программным обеспечением.

Список литературы:

1. Карогодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафронов В.С. «Приобская нефтеносная зона», ОИГГМ СО РАН , 1996г, 250стр

2. Козлов Е. А., «Построение сейсмических изображений геологической среды: чего хотим и что имеем». Москва, Семинар EAGE, 18.02.2009

3. Ольнева Т.В., Овечкина В.В., Каранов В.В. «Сейсмовидение геологических процессов и явлений: подводные конусы выноса» — Геофизика № 6, 2015, 8-13с

4. Пьянков А.А. «Разрешенность сейсмических данных. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна.» — т.II.материалы конф. — Тюмень: ТГНГУ, 2012. 84-87с.

5. Рединг Х. «Обстановки осадконакопления и фации» т. I, II, Москва «Мир» , 1990г

6. Твердохлебов Д.Н., Королев Е.К. (Paradigm Geophysical). «Практика использования 1ой зоны Френеля в сейсморазведке.» «Геомодель-2009»

Возврат к списку