Примеры ретроспективной оценки точности структурных построений на месторождениях компании ПАО «Газпром нефть»

18.10.2017

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 - № 3(5). – С. 19-25

УДК 550.834.01

А.В. Екименко
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Ekimenko.AV@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: сейсмическая интерпретация, ретроспективная оценка, точность построений

Рассмотрены существующие подходы к построению структурных карт и оценке точности структурных построений. Показана важность корректного построения структурных карт для разрабатываемых месторождений. Для трех площадей выполнена ретроспективная оценка точности. Показано, что формальные оценки точности, приводимые в соответствии с техническими требованиями, могут не отражать действительной погрешности сейсмических построений.
Фактическая точность результатов согласуется с формальной оценкой, приводимой в отчетах по бурению на территории, равномерно разбуренной опорными скважинами, однако при бурении за пределами этой зоны погрешность может значительно увеличиваться. Оценка погрешности с учетом даты бурения скважин показывает ее незначительное изменение во времени.
Результаты, полученные в процессе работы, можно использовать при оценке рисков бурения новых скважин как на указанных месторождениях, так и на месторождениях-аналогах.

Retrospective assessment of the structural models accuracy. Case study in the fields of gazprom neft

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2017, no. 3(5), pp. 19-25

A.V. Ekimenko
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: Ekimenko.AV@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: seismic interpretation, retrospective estimation, the accuracy of the model

The paper presents existing approaches of the structural models buildings and the accuracy assessing of the maps.
The importance of the correct building of structural maps for the oil fields was shown. The retrospective accuracy assessing was done for three fields. It is shown that some values of accuracy given in the specification may not reflect the actual error of seismic models. The accuracy is confirmed with the formal assessments provided in the report in drilling in a region uniformly covered by the control wells. However, the error can increase considerably in drilling in the «external» parts. The error estimation, carried out considering the date of well-drilling, displays an insignificant modification of it’s value with the time. The obtained results can be used in the risk assessments of drilling new wells,
as specified in the work fields and deposits of analogues.

введение

Одним из основных этапов интерпретации сейсмических данных как на этапе поиска и разведки месторождений, так и на этапе их эксплуатации является структурная интерпретация – определение морфологии отражающих границ. Большинство разрабатываемых месторождений ПАО «Газпром нефть» приурочены к антиклинальным структурам осадочного чехла. Это касается месторождений, связанных как с выдержанными по площади пластами морского генезиса (например, пласт Ю1 месторождений Западной Сибири), так и резко изменчивыми по латерали пластами склоновых или континентальных фаций (ачимовская толща, континентальные отложения средней юры).

Для всех перечисленных объектов одним из основных критериев формирования ловушки нефти является наличие поднятий, что обусловливает важность структурной интерпретации, выбора наиболее корректной скоростной модели и оценки точности результативных карт.

Влияние структурного плана на площадь нефтеносности

Важно отметить специфику, присущую структурным построениям на разрабатываемых месторождениях. Такие месторождения характеризуются значительно бо′льшим количеством скважинной информации, чем месторождения на стадии разведки. На стадии разведки геофизик-интерпретатор имеет информацию по десяткам скважин, в то время как базы данных сейсмических проектов по оперативной интерпретации в ходе разработки месторождения насчитывают сотни, а иногда и тысячи скважин, формирующих структурную модель. При такой высокой изученности бурением важность корректных структурных построений не снижается. Если при бурении разведочной скважины фиксируется расхождение прогнозной и фактической отметок кровли пласта, то, как правило, коррекция структурной карты не приводит к существенному изменению геометрии структуры (происходит лишь сдвиг вверх или вниз всей локальной структуры). Однако если появляются ошибки при бурении эксплуатационных скважин, то изменения структурного плана изменяют геометрию залежи (площадь нефтеносности и объем запасов). На рис. 1 приведен пример, когда бурение новых скважин позволяет обнаруживать систематическую ошибку в определении кровли пласта. Так, разбуривание одной из залежей пласта Ю1 Вынгапуровского месторождения показывает падение отметок кровли пласта по сравнению с прогнозными значениями в западной части залежи. Это хорошо видно по смещению положения водонефтяного контакта (ВНК). Вследствие этого западный борт залежи оказывается глубже, в результате сокращается площадь нефтеносности.

Рис. 1. Структурная карта залежи пласта Ю1 Вынгапуровского месторождения, построенная по материалам сейсморазведки 3D до разбуривания (а) и после бурения эксплуатационных скважин (б) (синей линией показано положение ВНК)

Отмечаются случаи, когда площадь нефтеносности увеличивается (рис. 2). Залежь пласта Ю1 Новогоднего месторождения разрабатывается горизонтальным скважинами (показаны черными линиями). Результаты бурения показывают, что в точках Т1 (т.е. в начале траектории) ошибки невелики, а в конце траектории ошибка может достигать 10 м. В данном случае скважина должна была вскрыть кровлю пласта и выйти в аргиллиты баженовской свиты. Однако по материалам мониторинга в процессе бурения признаки баженовской свиты не фиксируются. Происходят воздымание северного борта локального поднятия и увеличение площади нефтеносности. Такая ситуация выгодно отличается от первого примера тем, что запасы нефти изменились в большую сторону. Тем не менее в обоих случаях сейсмическая модель недостаточно хорошо описывает геологический разрез.


Рис. 2. Структурная карта залежи пласта Ю1 Новогоднего месторождения, построенная по материалам сейсморазведки 3D до разбуривания (а) и после бурения эксплуатационных скважин (б)

Многочисленные факторы, влияющие на качество принятой скоростной модели и точность прогнозных структурных карт, можно разделить на две группы:

  • обусловленные сейсмогеологической характеристикой участка работ (изменения скоростей, связанные с наличием в разрезе соляных куполов или рифовых построек, невыразительное проявление в волновом поле из-за слабого контраста упругих свойств, сложное строение верхней части разреза);
  • технические (методика сейсмических измерений, техногенные помехи, включающие развитую инфраструктуру месторождения, погрешности измерений геологических параметров по данным бурения).

В ходе обработки и интерпретации сейсмических данных задача геофизика заключается в максимально возможном учете искажающих факторов и использовании наиболее эффективных методик построения адекватной скоростной модели среды.

Обзор существующих методик создания скоростных моделей

Глубинно-скоростные модели (ГСМ) и структурные поверхности можно построить с использованием следующих методик, основанных на результатах анализа;

  • изохронных поверхностей и отбивок геологических пластов (использование карт средних скоростей, карт пластовых скоростей, регрессионных зависимостей время — глубина);
  • скоростей, измеренных в скважинах методами акустического каротажа (АК), вертикального сейсмического профилирования (ВСП);
  • сейсмических скоростей (скоростей суммирования, интервальных скоростей ГСМ миграции);
  • амплитуд отраженных волн (инверсия куба данных, полноволновая инверсия сейсмограмм).

Приведенные методики следуют по порядку их популярности при выполнении сейсмических отчетов. Наиболее часто используются регрессионные зависимости время – глубина и карты средних скоростей из-за их простоты и удобства. Широко распространены модели интервальных скоростей, полученных по данным АК, скорректированные в результате петроупругого моделирования. Привлечение данных ВСП часто ограничено использованием вертикального годографа и малым числом скважин, исследованных таким способом.

Методики, основанные на анализе скоростей, измеренных по сейсмограммам общей глубинной точки (ОГТ), используются редко. Даже при сильной дифференциации скоростей по латерали (например, искажении данных под влиянием газовых залежей) чаще применяются методики, основанные на анализе изохрон и интервальных времен, чем ГСМ, построенные по сейсмическим данным. Методики создания скоростных моделей по результатам инверсии сейсмических данных имеют незначительное распространение. Выбор того или иного способа перевода время – глубина осуществляется на основании анализа погрешностей каждой из этих методик.

Месторождения на этапе разработки характеризуются очень большим объемом скважинной информации, которая позволяет выполнить объективный анализ точности методик и оценить целесообразность их применения в разных сейсмогеологических условиях.

Оценка точности структурных построений является неотъемлемой частью кинематической интерпретации сейсмических данных. Соответствующая глава отчетов всегда подготавливается согласно инструкциям [1, 2]. При этом следует отметить, что со времени написания указанных документов прошло более 30 лет, и в связи с развитием технологий проведения полевых сейсморазведочных работ и обработки данных использование разработанных ранее инструкций затруднительно.

Расчет погрешности глубин в соответствии с инструкцией [2] мог быть выполнен по формуле

H2)г ≈ ¼ (ν2 · σt2 + t2 · σv2)r

где r –номер горизонта (r = 1,2,3…); v – среднее по площади или профилю значение скорости в толще, покрывающей r-й горизонт; σv2 , σt2 – дисперсия соответственно средних скоростей и времени для горизонта r, t – среднее по площади или профилю значение двойного времени отраженной волны.

В современных сейсмических отчетах наибольшую неоднозначность вызывает определение значений σv2 и σt2 . Эти величины в соответствии с инструкциями можно определить на пересечениях профилей (т.е. по нескольким независимым измерениям). Месторождения в стадии разработки, как правило, покрыты сейсмической съемкой 3D, что не позволяет выполнить независимую оценку времени и скоростей в одной точке. Анализ имеющихся в распоряжении автора сейсмических отчетов показывает, что неоднозначность в определении параметров дисперсии ошибок времен и скоростей устраняется разными способами. Например, дисперсии погрешностей времен задаются равными либо шагу дискретизации, либо величине периода отраженной волны.

Дисперсии ошибок скоростей в основном задаются экспертно. Такие подходы не позволяют корректно оценить погрешности структурных карт.

Формальные оценки точности, проводимые в соответствии с техническими требованиями, могут не отражать действительной погрешности сейсмических построений

Более адекватной является оценка невязок между прогнозными структурными картами, построенными в рамках принятой модели (например, модель средней скорости или модель линейной регрессии) и фактическими значениями глубин в скважинах [3]. Имея достаточное число скважин, можно выполнить разбиение на обучающую и контрольную выборки разными способами и проводить верификацию принятых моделей по методике кроссвалидации (с использованием разных ее модификаций).

Как правило, при работе с материалами по разрабатываемому месторождению скважинной информации более чем достаточно, в то время как на этапе геолого-разведочных работ ее значительно меньше. В этом случае наиболее точные оценки погрешности построений могут быть получены только по результатам бурения новых скважин, т.е. ретроспективно.

Оценки точности структурных построений по материалам сейсмических отчетов

По месторождениям ОАО «Ноябрьскнефтегаз» был выполнен обзор отчетных материалов с целью анализа методик построения структурных карт, уровней точности на момент интерпретации сейсмических данных. Результаты работ приведены в таблице.

Погрешность дана для трех интервалов: верхний ОГ – это уровень березовской свиты, средний ОГ – кровля клиноформного комплекса, нижний ОГ – кровля верхней юры.

Дополнительно приведена колонка с качеством материала. Это субъективная оценка, которая складывается из зашумленности волнового поля, сложности трассирования горизонтов и связи времен прихода волн с глубинами, определенными по скважинам.

Анализ данных таблицы позволяет сформировать мнение о возможностях сейсморазведки для прогноза глубин в данном регионе. Однако следует отметить, что для некоторых месторождений результаты несколько противоречивы. Так, Вынгапуровское месторождение, по которому имеется материал хорошего качества, позволяющий решать геологические задачи, характеризуется погрешностью 12 м, в то время как погрешность по Спорышевскому месторождению, где материал значительно худшего качества, равна 6 м.

Сейсмические отчеты по указанным месторождениям выполнены в период с 2003 по 2010 г. После сдачи отчетов был проведен большой объем как разведочного, так и эксплуатационного бурения, который позволяет осуществить ретроспективный анализ точности структурных построений, показывающий насколько хорошо подтверждаются прогнозные структурные карты результатами последующего бурения.

Ретроспективный анализ точности структурных построений

В данной статье приводится несколько примеров выполнения такого анализа.

  1. Анализ данных по пласту Ю1 Новогоднего месторождения (рис. 3, а).

  2. Рис. 3. Динамика бурения скважин на Новогоднем (а) и Средне-Итурском (б) месторождениях 

    Из рис. 3, а видно, что основной объем бурения выполнен после сейсмического отчета. Всего на пласт Ю1 Новогоднего месторождения пробурено 182 скважины. Сопоставление прогнозной структурной карты по кровле пласта с результатами бурения (рис. 4) показывает, что основное число скважин укладывается в диапазон невязок от -10 до 10 м. Это соответствует точности, приведенной в сейсмическом отчете (см. таблицу).


    Рис. 4. Оценка невязок фактических отметок пласта Ю1 и прогнозных глубин по сейсмическим данным для Новогоднего месторождения:
    а – гистограмма невязок, б – структурная карта по кровле пласта Ю1

    Однако есть группа скважин, где погрешность возрастает до 20–30 м. Если локализовать данные точки на карте, то становится понятно, что это участки за пределами зоны, изученной опорными скважинами.

    Таким образом, высокая точность, совпадающая с оценками, приведенными в отчете, обеспечена в части месторождения, контролируемой сетью разведочных скважин. За пределами этой области погрешность может сильно возрастать, превышая прогнозные оценки в 2 раза.

    Месторождение Качество материала Исходные данные для построения ГСМ Погрешность (по отчету), м, по ОГ
    нижнему среднему верхнему
    Карамовское Хорошее    Регрессии по всем ОГ 8,4 10,4 6,1
    Средне-Итурское Плохое Регрессии по всем ОГ
    10,8 11,2 6,1
    Спорышевское Удовлетворительное Средние скорости по опорным ОГ 6,1 5,0 4
    Новогоднее Хорошее Средние скорости по опорным ОГ 7,1 3,1
    Вынгапуровское Хорошее Средние скорости и регрессия 12,3 9,7 10,0
    Ярайнерское Хорошее Регрессия по всем ОГ 18,5 11,5 6,0
    Чатылькинское Хорошее Многомерная регрессия 9,2 9,1 7,4

    Примечание. ОГ – отражающий горизонт.

  3. Анализ данных по пласту БС81 Средне-Иркутского месторождения также является очень показательным для демонстрации важности структурной интерпретации. Залежь пласта БС81 (см. рис. 3, б) разбурена практически полностью еще до выполнения сейсморазведки 3D. После сейсмического отчета пробурено менее 30 скважин. Гистограмма ошибок показывает небольшие невязки в диапазоне от -5 до 6 м (рис. 5), что укладывается в диапазон, который указан в отчетных материалах. Однако важно отметить, что на Новогоднем месторождении глубины изменяются от 3100 до 2800 м, и погрешности в 10–15 м не могут существенно изменить геометрию залежи. В то же время перепад глубин кровли пласта БС81 значительно меньше (не превышает 70 м для всей площади лицензионного участка), и погрешности даже в 5 м могут значительно изменить форму залежи. Следовательно, полученные погрешности, с одной стороны, не превысили прогнозируемого уровня, с другой стороны, как в данном случае, даже такие малые погрешности в абсолютном измерении могут привести к серьезным изменениям геологической модели.


Рис. 5. Оценка невязок фактических отметок пласта БС81 и прогнозных глубин по сейсмическим данным для Средне-Итурского месторождения:
а – гистограмма невязок, б – структурная карта по кровле пласта БС81

Оценка изменения погрешности прогноза глубин по мере бурения новых скважин

Имея в своем распоряжении большой фонд скважин, пробуренных после выполнения сейсмического отчета, можно оценить, как меняется средняя квадратическая ошибка с течением времени. На Вынгапуровском месторождении был проведен следующий эксперимент. Все скважины, вскрывшие пласт Ю1, были разделены на две группы: пробуренные до сейсмического отчета и пробуренные по результатам сейсмических построений. Более чем за 5 лет с момента написания отчета пробурено более 100 скважин.

На первом этапе структурная карта была откалибрована на скважины первой группы. Погрешность вычислена как среднее квадратическое значение (RMS) невязок этой структурной поверхности и отметок в скважинах второй группы и составила 10,1 м. 

Полученные в данной работе погрешности можно использовать при оценке рисков при бурении новых скважин как на указанных месторождениях, так и на месторождениях-аналогах

Для того, чтобы оценить, как вычисленная погрешность менялась в процессе бурения, и какое значение принимает среднее квадратическое значение невязки в разные моменты времени, многократно выполнялись следующие действия:

  • выбор момента времени после написания отчета (дата бурения каждой новой скважины);
  • калибровка структурной карты на скважины, пробуренные к этому моменту;
  • вычисление невязки и ее RMS по еще не пробуренным (контрольным) скважинам.

Таким образом, в данном примере было проанализировано 90 скважин, т.е. приведенная последовательность действий повторена 90 раз.

Перед реализацией таких расчетов было высказано предположение, что погрешность со временем будет уменьшаться, поскольку каждая новая скважина позволяет лучше изучить месторождение. Такой результат был бы возможен при равномерном разбуривании месторождения, но в действительности этого не происходит.

Результаты интерпретации графика погрешности показывают, что RMS изменяется очень незначительно (рис. 6, а). Для представленных 90 последовательно пробуренных скважин значения на графике варьируются от 8,5 до 10,5 м. Кроме того, выделяются участки (отмечены стрелками), где погрешность изменяется резко. Для более детального анализа этих участков изучены схемы расположения скважин, графики невязки и ее RMS по каждой пробуренной скважине.


Рис. 6. Динамика RMS в процессе бурения новых скважин (а), график погрешности прогноза глубины скважин (б) и карта невязки, построенная по скважинам, пробуренным на выбранный момент времени (в)

После бурения скв. 339ST4 погрешность резко уменьшилась. В процессе выполненных вычислений такая ситуация может возникать в двух случаях:

  • если скважина позволяет существенно уточнить структурный план, в результате резко снижается погрешность в окружающих скважинах, пробуренных позднее (контрольных),
  • если в самой скважине зафиксирована большая погрешность в определении глубин: в этом случае скважина не принимает участия в расчете RMS, которая вычисляется только по контрольным, пробуренным позднее, скважинам.

В данном случае была зафиксирована невязка, равная 60 м (рис. 6, б). Поэтому при исключении скв. 339ST4 из контрольной выборки общая погрешность уменьшилась. Причина невязки, вероятнее всего, носит технический характер (неправильный ввод данных инклинометрии или отбивки) и не связана со сложностью геологического строения или погрешностями сейсмической интерпретации.

После бурения скв. 637 погрешность резко возрастает. Расхождение прогнозной и фактической отметок в данной скважине составило 20 м. Распределение такой ошибки интерполяцией существенно повлияло на окружающие скважины (точки зеленого цвета на рис. 6, в), что стало причиной роста среднего значения погрешности. Принимая во внимание тот факт, что до бурения скв. 637 невязка была меньше, следует предположить следующее:

  • имеются погрешности в инклинометрии скважины, и глубина пласта устанавливается некорректно;
  • времена прихода отраженной волны искажены (возможно влияние массивной газовой залежи пласта ПК1).

При наличии возможности интерактивно анализировать распределение невязок в зависимости от того, какая скважина пробурена, можно выявить скважины, по которым данные существенно отклоняются от прогнозной модели. По этим скважинам должны быть проверены корректность стратиграфических отбивок и возможное искажение времен прихода волн.

Описанные вычисления могут быть выполнены только при бурении большого числа скважин. В ситуации, когда проектный фонд существенно меньше пробуренного, ретроспективный анализ, на первый взгляд, не может дать новую информацию. Однако даже в этом случае выполнение такой работы позволит более тщательно провести переинтерпретацию сейсмических данных и, следовательно, заранее выявить скважины и участки месторождения, требующие проверки отбивок и наличия скоростных аномалий.

Выводы

  1. Формальные оценки точности, проводимые в соответствии с техническими требованиями, могут не отражать действительной погрешности сейсмических построений;
  2. При разбуривании областей, равномерно покрытых опорными скважинами, точность согласуется с оценками, приводимыми в отчетах, в то время как при разбуривании внешних участков погрешности могут значительно увеличиваться;
  3. Полученные в данной работе погрешности можно использовать при оценке рисков при бурении новых скважин как на указанных месторождениях, так и на месторождениях-аналогах;
  4. Оценка RMS, выполненная с учетом даты бурения скважин, показывает малое изменение этой величины со временем.
  5. Резкое увеличение погрешности, вычисленной с учетом даты бурения, может быть предпосылкой для ревизии скважинных и сейсмических данных на участке бурения скважины.

Список литературы

  1. Инструкция по сейсморазведке. – Л.: Министерство геологии СССР, 1985. – 80 с.
  2. Инструкция по оценке качества структурных построений и надежности выявленных и подготовленных объектов по данным сейсморазведки МОВ-ОГТ (при работах на нефть и газ). – М.: НЕФТЕГЕОФИЗИКА, 1984. – 40 с.
  3. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчета запасов нефти и газа / В.Б. Левянт, Ю.П. Ампилов, В.М. Глоговский [и др.]. – М.: ОАО «Центральная геофизическая экспедиция», 2006. – 40 с.

Reference

  1. Instruktsiya po seysmorazvedke (Instruction on seismic prospecting), Leningrad: Publ. of Ministry of Geology of the USSR, 1985, 80 p.
  2. Instruktsiya po otsenke kachestva strukturnykh postroeniy i nadezhnosti vyyavlennykh i podgotovlennykh ob"ektov po dannym seysmorazvedki MOVOGT (pri rabotakh na neft' i gaz) (Instruction for assessing the quality of structural structures and reliability of identified and prepared objects based on seismic data of CDP seismic reflection method (for oil and gas works)), Moscow: Neftegeofizika Publ., 1984. – 40 р.
  3. Levyant V.B., Ampilov Yu.P., Glogovskiy V.M. et al., Metodicheskie rekomendatsii po ispol'zovaniyu dannykh seysmorazvedki (2D, 3D) dlya podscheta zapasov nefti i gaza (Methodical recommendations on the use of seismic data (2D, 3D) for the calculation of oil and gas reserves), Moscow: Publ. of Central geophysical expedition, 2006, 40 p.



Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

А.В. Екименко. Примеры ретроспективной оценки точности структурных построений на месторождениях компании ПАО «Газпром нефть» // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2017 — № 3(5). — С. 19-25.


The reference to this article in English is:

A.V. Ekimenko. Retrospective assessment of the structural models accuracy. Case study in the fields of gazprom neft (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2017, no. 3(5), pp. 19-25.


Возврат к списку