Потенциал применения поперечных волн в сейсморазведке 3D4C

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019 - № 4(14). – С. 9-13

УДК 550.834.5

И.И. Кубышта, Т.В. Ольнева, д.г.-м.н.
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронные адреса: kubyshta.ii@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: поперечные волны, обменные волны, сейсморазведка 3D, вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), «яркое пятно», AVO-анализ, совместная инверсия  

В статье дан краткий обзор теоретических и практических аспектов сейсморазведки поперечных волн, а также основных геологических задач, решаемых с их помощью на этапах доразведки и доизучения месторождений углеводородов. Несмотря на разработанную еще в XIX веке теоретическую базу, практическая реализация процедур обработки и интерпретации данных многоволновой сейсморазведки до сих пор не вошла в традиционный граф камеральных работ. Геологические задачи, которые могут быть решены с привлечением данных поперечных волн, актуальны и сверхсложны для традиционной сейсморазведки 2D/3D. Поперечные волны позволяют получить более достоверную информацию о структурнотектонических особенностях в областях под «газовыми облаками» или аномальными объектами, приводящими к полному отсутствию информации под ними в данных традиционных сейсморазведочных работ. Количественная интерпретация отношения скоростей vP/vS

позволяет прогнозировать фильтрационноемкостные свойства и литологический состав пород. Возможна достоверная разбраковка аномалий типа «яркое пятно», вызванных наличием углеводородов в коллекторе или литологическим замещением. Анизотропия скоростей поперечных волн, наблюдаемая при эффектах двойного лучепреломления, является основой для прогноза интенсивности и направления трещиноватости.

The potential application of shear waves in 3D4C seismic

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 4(14), pp. 9-13

I.I. Kubyshta, T.V. Olneva
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: kubyshta.ii@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: shear waves, converted waves, 3D seismic, vertical seismic profiling (VSP), “bright spots”, AVO-analysis, joint inversion  

The article gives a brief overview of theoretical and practical aspects of shear wave seismic exploration, as well as main geo- logical problems that are solved at stages of additional and further exploration of hydrocarbon deposits. Despite the theoreti- cal basis developed back in the 19th century, the practical implementation of processing and interpretation of multiwave seis- mic data has not yet been included in the traditional graph of deskwork. Geological problems that can be solved with the use of shear wave data are relevant and extremely complex for traditional 2D / 3D seismic exploration. Shear waves provide more reliable information about structural and tectonic features in areas under the "gas clouds" or anomalous objects, lead- ing to a complete lack of information below them in the data of traditional seismic. A quantitative interpretation of the vP/vS ratio allows one to make predictions of the reservoir properties and lithology. Reliable sorting of bright spot anomalies caused by the presence of hydrocarbons in the reservoir or lithological substitution is possible. The anisotropy of shear wave velocities observed with birefringence effects is the basis for predicting fracture intensity and direction.  

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-4-09-13

Введение

При разведке и доразведке месторождений углеводородов все чаще на первый план выходит задача повышения эффективности затрат и увеличения ценности получаемой дополнительной геологической информации.

Для решения этой задачи используются приемы комплексирования различных геофизических методов: сейсморазведки и электро-, грави-, магниторазведки. Получаемая информация, безусловно, является полезной, но в силу объективных ограничений и разно- масштабности методов, часто не детализирует строение конкретного целевого пласта, который и является основным объектом изучения. Другим источником дополнительной информации служит метод сейморазведки, проводимый не только на продольных волнах (классический метод общей глубинной точки (МОГТ) 2D/3D), но и в модификации многокомпонентных исследований (вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) в скважинах, наземные трех- или двумерные трехкомпонентные исследования МОГТ (3D3C/2D3C), специализированные трехмерные девятикомпонентные работы (3D9C) и др.). Принципиальное отличие заключается в использовании данных поперечных S- и/или обменных PS-волн. 

Теоретические и практические аспекты

В реальных средах могут независимо распространяться во времени и пространстве два вида упругих колебаний – продольная волна P и поперечная волна S, различающиеся характером деформаций. Продольные волны распространяются за счет локального сжатия и растяжения элементов среды без изменения их формы, волну P также называют волной сжатия. Поперечные волны сопровождаются малыми вращательными движениями элементов среды в плоскости, перпендикулярной направлению распространения, поэтому волну S также называют волной сдвига. Очевидно, что один и тот же источник не может возбуждать оба типа волн. В 70-х – 80-х годах ХХ века разрабатывались и тестировались горизонтальные вибраторы, основными проблемами использования которых явились согласование с грунтом [1] и невозможность излучения поперечных волн в вертикальном направлении [2, 3]. Широкого применения не нашли также ударные источники и направленные взрывы в группах скважин и траншеях. 

Выполнение сейсморазведочных работ с двумя типами источников нерационально в производственных масштабах, поэтому наибольшее развитие получила сейсморазведка обменных волн. На любой отражающей границе согласно законам механики векторы напряжения и смещения равны в обеих средах, и падающая продольная волна P образует две отраженные и две проходящие волны. Одна отраженная и одна проходящая волны сохраняют тип колебаний частиц в направлении распространения – остаются продольными PP. Две другие волны меняют траекторию распространения с продольной на поперечную и называются обменными PS. Отраженная обменная волна PS может быть зарегистрирована на горизонтальных компонентах трехкомпонентными сейсмоприемниками в скважинах или на поверхности. В случае ВСП падающей поперечной волной является обменная волна, образовавшаяся на первой сильной отражающей границе (подошве зоны малых скоростей (ЗМС) или морском дне). Закрепившийся в современной литературе термин «поперечная S-волна» по сути отвечает обменной PS-волне. Далее будет использован термин «поперечная волна» для обменных волн PS, так как «чистые» отраженные поперечные SS-волны в практике геологоразведочных работ на нефть и газ за последние десятилетия широко не применялись. Поперечные волны обладают двумя важными свойствами: 1) скорость их распространения всегда ниже, чем скорость распространения продольных волн; 2) не распространяются в жидкостях и газах. Благодаря второму свойству немецким сейсмологом Э. Вихертом в 1897 г. была выдвинута гипотеза о наличии жидкого ядра Земли, а в 1910 г. Б. Гутенберг рассчитал глубину его возможного залегания (2900 км). Предпосылками для этого послужили следующие постулаты: поперечные волны не распространяются от источника до другой стороны Земли, и энергия поперечных волн становится равной нулю при угловой апертуре, близкой к 105°.

Несмотря на широкий круг задач и их актуальность для изучения сложных коллекторов, применение многоволновой сейсморазведки до сих пор ограничено. с одной стороны, это обусловлено экономическими причинами, с другой – отсутствием массовых технологий и накопленного опыта обработки и интерпретации таких данных

Задачи, решаемые сейсморазведкой поперечных волн

Последние несколько десятков лет развитие технологий интерпретации сейсмических данных поперечных волн идет неразрывно с технологиями интерпретации сейсмических данных продольных волн. Прикладные задачи для многокомпонентных сейсморазведочных работ были сформулированы в многочисленных публикациях (например, в работах [4, 5]), основные из них: 1) разбраковка амплитудных аномалий типа «яркое пятно»; 2) использование параметра отношения скоростей продольных vP и поперечных vS волн для прогноза литологии и фильтрационно-емкостных свойств пород; 3) получение информативного сейсмического изображения под контрастными объектами (например, под «газовыми облаками»); 4) прогноз трещиноватости на основе эффектов двойного лучепреломления и анизотропии скоростей поперечных волн. Задача разбраковки на суммарных данных амплитудных аномалий типа «яркое пятно», вызванных изменением литологического состава отложений, от аномалий, обусловленных наличием углеводородов в коллекторе, является одной из важнейших. В связи с тем, что поперечные волны не распространяются в жидкостях и газах, «яркие пятна», вызванные изменением литологии, скорее всего, будут одинаково присутствовать на разрезах и продольных, и поперечных волн. «Яркие пятна» от газонасыщенного коллектора, уверенно идентифицируемые на разрезах P-волн, на разрезах S-волн, как правило, отсутствуют. Для нефте- и водонасыщенных коллекторов возможна обратная ситуация, когда из-за незначительной разницы в скоростях P-волн в коллекторе и во вмещающей толще на разрезах продольных волн амплитудные аномалии отсутствуют, а проявляются «яркие пятна» на разрезах Sволн. Интересный пример прогноза коллекторов с высоковязкой нефтью представлен в работе [6], в которой по данным атрибутного анализа куба поперечных волн авторы смогли выделить более мощные и однородные коллекторы, насыщенные тяжелой нефтью, когда по данным продольных волн прогноз не удавался. 

В благоприятных сейсмогеологических условиях информация о скорости поперечных волн позволяет отделить газонасыщенные коллекторы от водонасыщенных или выполнить прогноз литологии

Повышение достоверности структурной интерпретации. На сейсмических разрезах Pволн, особенно морских съемок, часто фиксируются аномально контрастные отражающие объекты в верхней части разреза (до времен 0,5–0,7 с), ниже которых волновое поле разрушено и неинформативно. В литературе такие объекты получили название «газовые трубы» («gas chimneys»), «газовые столбы» или «газовые облака», хотя достоверно установленной принадлежности этих аномалий к приповерхностным скоплениям газа не приводится. В результате анализа сейсмических данных с шельфа Охотского моря по высоким значениям амплитуд (в несколько раз превышающим средний уровень) можно предположить, что отражение формируется от высокоскоростной границы, нарушающей распространение лучей P-волн. Косвенно это предположение подтверждает тот факт, что, начиная с достаточно большой глубины под такими объектами или при регистрации более длинными приемными расстановками (например, в ходе сейсморазведки 2D), сейсмическое изображение все-таки начинает фокусироваться. Обменные волны в таких условиях обладают более простой геометрией луча, так как скорость их распространения в высокоскоростном слое оказывается близкой к скорости продольных волн в вышележащих отложениях, и лучи преломляются не так сильно. В результате сейсмическое изображение в поле обменных волн оказывается более сфокусированным и информативным. Другая точка зрения объясняет отсутствие изображения под аномально контрастными объектами поглощением энергии продольных волн. В этом случае обменные волны, распространяющиеся по скелету породы, также оказываются в более выигрышном положении. Наглядный пример информативности волнового поля обменных волн по сравнению с данными P-волн приведен в работе [9]. В немой зоне «gas chimneys» разреза P-волн по данным PS-волн уверенно идентифицируются структурно-тектонические особенности разреза. Существенные различия между разрезами волн P и PS представлены в работе [10]. Сейсмическое поле обменных волн является более простым и геологически корректным, чем поле продольных волн: не подтверждаются синклинальные оси в своде структуры, отсутствуют сквозные аномалии повышенных амплитуд.

В периметре работ группы компаний «Газпром нефть» многоволновые сейсмические съемки 3D4C в 2018 г. выполнены на Приразломном лицензионном участке в акватории Печорского моря, в 2019 г. – На Аяшском лицензионном участке в акватории Охотского моря. В настоящее время сейсмические материалы находятся в обработке

Прогноз трещиноватости на основе эффектов двойного лучепреломления и анизотропии скоростей поперечных волн – одна из основных задач сейсморазведки поперечных волн. Осадочные толщи чаще всего описываются моделями с плоскопараллельной слоистостью, демонстрирующими зависимость изменения свойств в одном из ортогональных направлений. Для таких анизотропных сред обменные волны обладают эффектом двойного лучепреломления, когда отраженная обменная волна расщепляется на две – PSv и PSh, распространяющиеся в одном направлении с разными скоростями и ортогональной поляризацией. Чаще всего анизотропия свойств в среде вызвана наличием тектонического стресса, изменением литологического состава и/или наличием открытой трещиноватости, представляющей практический интерес при изучении коллекторов. Различие в скоростях быстрой PSv и медленной PSh волн позволяет определять направление и интенсивность трещиноватости. Наибольшими значениями коэффициента анизотропии скоростей (до 30 %) обладают глины вследствие их чешуйчатой структуры. Обычно значения коэффициента анизотропии не превышают 10–20 % [11], в большинстве случаев составляют несколько процентов. Выявлять такие расхождения достаточно сложно, поэтому критически важным является качество обработанных сейсмических данных волн PSv и PSh волн. Особое значение имеют и скважинные данные: при отсутствии замеров акустических или электрических микроимиджеров калибровать и разбраковывать «сейсмические» аномалии трещиноватости не представляется возможным.


Заключение

Несмотря на широкий круг задач и их актуальность для изучения сложных коллекторов, применение многоволновой сейсморазведки до сих пор ограничено. С одной стороны, это обусловлено экономическими причинами, с другой – отсутствием массовых технологий и накопленного опыта обработки и интерпретации таких данных. Успешные примеры единичны, и сервисные компании не спешат раскрывать свои секреты и наработки. Тем не менее, многоволновая сейсморазведка – работа ближайшего будущего, направленная на доразведку месторождений, сложное строение которых не позволяет ограничиваться только традиционными геофизическими методами. В периметре работ группы компаний «Газпром нефть» многоволновые сейсмические съемки 3D4C в 2018 г. выполнены на Приразломном лицензионном участке в акватории Печорского моря, в 2019 г. – на Аяшском лицензионном участке в акватории Охотского моря. В настоящее время сейсмические материалы находятся в обработке.

Список литературы

    1. Garotta G. Shear Waves from Acquisition to Interpretation; Society of Exploration Geophysicists, Distinguished Instructor Short Course 2000
    2. Dankbaar J.W.M. The wavefield generated by two vertical vibrators in phase and in counterphase // Geophysical Prospecting. – 1983. – V. 31. – N 6. – P. 873-887.
    3. Won I.J. Toetional shear wave generator, US. Patenet 4,310,066.
    4. DiSiena J.P. Historical S-Wave Applications and Aspirations, SEG International Exposition and Annual Meeting, Technical Program Expanded Abstracts, 2017, 24-29 September, Houston, Texas.
    5. Winterstein D.F. Invited introductory paper: Shear waves in exploration: A perspective // SEG Technical Program Expanded Abstracts 1987: Р. 638-641.
    6. Ravelo D. PP-PS joint seismic interpretation in the Orinoco Oil Belt, Venezuela // SEG International Exposition and Annual Meeting, Technical Program Expanded Abstracts, 2017, 24-29 September, Houston, Texas.
    7. Rutherford S.R., Williams R.H. Amplitude-versus-offset variations in gas sands. – Geophysics // 1989. – V. 54. – N 6. – Р. 680-688.
    8. Wanxue X. Joint PP and PS inversion for 3D3C seismic data in Sulige survey, SEG Annual Meeting, Technical Program Expanded Abstracts, 2010.
    9. Boiardi B. Multi-components seismic methodologies for reservoir characterization: theory and application // Offshore Mediterranean Conference and Exhibition, Technical Program Expanded Abstracts, 2001.
    10. Hengchang Dai 3D PKTM of PS-waves and migration velocity model building // SEG Annual Meeting, Technical Program Expanded Abstracts, 2011.
    11. Thomson L. Weak elastic anisotropy // Geophysics. – 1986. – V. 51. – N 4. – Р. 609-614.

    Reference

    1. Garotta G. Shear Waves from Acquisition to Interpretation; Society of Exploration Geophysicists, Distinguished Instructor Short Course 2000
    2. Dankbaar J.W.M. The wavefield generated by two vertical vibrators in phase and in counterphase // Geophysical Prospecting. – 1983. – V. 31. – N 6. – P. 873-887.
    3. Won I.J. Toetional shear wave generator, US. Patenet 4,310,066.
    4. DiSiena J.P. Historical S-Wave Applications and Aspirations, SEG International Exposition and Annual Meeting, Technical Program Expanded Abstracts, 2017, 24-29 September, Houston, Texas.
    5. Winterstein D.F. Invited introductory paper: Shear waves in exploration: A perspective // SEG Technical Program Expanded Abstracts 1987: Р. 638-641.
    6. Ravelo D. PP-PS joint seismic interpretation in the Orinoco Oil Belt, Venezuela // SEG International Exposition and Annual Meeting, Technical Program Expanded Abstracts, 2017, 24-29 September, Houston, Texas.
    7. Rutherford S.R., Williams R.H. Amplitude-versus-offset variations in gas sands. – Geophysics // 1989. – V. 54. – N 6. – Р. 680-688.
    8. Wanxue X. Joint PP and PS inversion for 3D3C seismic data in Sulige survey, SEG Annual Meeting, Technical Program Expanded Abstracts, 2010.
    9. Boiardi B. Multi-components seismic methodologies for reservoir characterization: theory and application // Offshore Mediterranean Conference and Exhibition, Technical Program Expanded Abstracts, 2001.
    10. Hengchang Dai 3D PKTM of PS-waves and migration velocity model building // SEG Annual Meeting, Technical Program Expanded Abstracts, 2011.
    11. Thomson L. Weak elastic anisotropy // Geophysics. – 1986. – V. 51. – N 4. – Р. 609-614.

Возврат к списку