Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ МАЛОАМПЛИТУДНЫХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ НЕФТЕГАЗОПРОДУКТИВНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД В ТРЕХМЕРНОМ МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано для построения трехмерных геологических моделей и оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемом объекте по комплексу данных наземной сейсмической разведки 3D, электрического, радиоактивного, акустического и сейсмического каротажа, изучения керна и испытания скважин.

Геологической основой предлагаемого технического решения является тот факт, что вдоль дизъюнктивных дислокации формируются узкие зоны дезинтеграции горных пород, в которых существенное развитие получают такие вторичные процессы, как пластические (неупругие) деформации, карбонатизация, озокеритизация, затекание пластичных горных пород. Все эти вторичные процессы существенно меняют физические свойства горных пород, в зависимости от чего указанные зоны дезинтеграции могут являться как латеральными флюидоупорами, так и каналами вертикальной миграции флюидов.

Известны способы выявления тектонических нарушений по данным наземной сейсморазведки, бурения и геофизических исследований скважин (ГИС), основанные на резком изменении времени регистрации отраженных волн, аномальном ослаблении их амплитуд, регистрации дифрагированных волн, или волн отраженных от плоскости сбрасывателя [И.С.Берзон, А.М.Епинатьева, Г.Н.Парийская, С.П.Стародубровская. Динамические характеристики сейсмических волн в реальных средах. М.: изд-во АН СССР. - 1962. Пузырев Н.Н. Интерпретация данных сейсморазведки методом отраженных волн. М.: Гостоптехиздат, 1959, с.164-165].

Недостатком этих способов является их непригодность для выявления малоамплитудных тектонических нарушений, имеющих большое значение при формировании нефтегазовых залежей. Максимальная разрешающая способность при этом в среднем > 20 м или больше периода сейсмического импульса (Т).

Известен способ выделения тектонических нарушений нефтегазопродуктивных горных пород по одномерным спектрам и коррелограммам сейсмотрасс, получаемым на лазерной установке [Потапов О.А., Шальнов Б.В., Копилевич Е.А. Выделение тектонических нарушений по одномерным спектрам и коррелограммам сейсмотрасс. Разведочная геофизика. №58. - М.: Недра, 1973, с.30-35].

В местах появления разрывных нарушений горных пород, в т.ч. и малоамплитудных (<20 м) четко наблюдается повышение, а затем уменьшение преобладающей частоты спектра.

Недостатками известного способа являются:

- получение и анализ только частотного амплитудного спектра сейсмических колебаний, без аналогичного спектра по оси времен, по которой и происходит сдвиг сейсмического отображения тектонического нарушения;

- ограниченный динамический диапазон спектрального частотного анализа на лазерной установке, обусловленный свойствами носителя информации - фотопленки;

- качественный анализ амплитудных частотных спектров, который, особенно в условиях малоамплитудных или безамплитудных тектонических нарушений, характеризуется неизбежным субъективизмом визуального описания спектральных частотных особенностей сейсмической записи;

- отсутствие модельного контроля по данным бурения и ГИС, что может привести к необоснованному отождествлению спектральных особенностей сейсмической записи и тектонических нарушений.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ способ геофизической разведки для выявления малоамплитудных тектонических нарушений нефтегазопродуктивных горных пород (Патент на изобретение №2191414). В этом способе малоамплитудные тектонические нарушения выявляют на основе спектрально-временного анализа (СВАН) сейсмической записи и количественной характеристики результатов СВАН по спектрально-временным параметрам (СВП), определяемым по профилям сейсморазведки 2D. Аномальные по своей величине СВП, трассируемые в соответствии с априорной геологической моделью, являются спектрально-временным образом (СВО) тектонических нарушений независимо от их амплитуды, в том числе и малоамплитудных. Эти аномальные значения СВП эталонируются в районе скважин, где по геологическим причинам возможны тектонические нарушения.

Недостатком наиболее близкого к предлагаемому способу являются:

- выявление и прослеживание малоамплитудных тектонических нарушений по профилям сейсморазведки 2D, с построением структурно-тектонических карт, т.е. на плоскости, а не в пространстве изучаемого геологического тела;

- недостаточная детальность, надежность выявляемых малоамплитудных тектонических нарушений в связи с относительно большими расстояниями между профилями и необходимостью интерполяции СВП;

- использование отдельных СВП без их комплексирования, что понижает надежность результатов.

В силу указанных недостатков всех способов-аналогов выявления малоамплитудных тектонических нарушений могут быть допущены ошибки при построении геологических моделей нефтегазовых объектов и, как следствие, неоптимальное размещение скважин, увеличение затрат на освоение объектов.

Технической задачей, на решение которой направлено данное техническое решение, является повышение надежности и точности геологической модели нефтегазовых объектов, а значит более обоснованное заложение новых разведочных и эксплуатационных скважин.

Результаты, которые достигают предложенным способом, заключаются в выделении и трассировании малоамплитудных тектонических нарушений в трехмерном межскважинном пространстве.

Способ геофизической разведки для выявления малоамплитудных тектонических нарушений в трехмерном межскважинном пространстве включает проведение сейсморазведочных работ МОГТ 3D, бурение скважин, электрический, радиоактивный акустический и сейсмический каротаж, испытание скважин, лабораторные исследования керна. По данным бурения, ГИС, испытания скважин, лабораторным исследованиям керна, уровням водонефтяного (ВНЕС), газоводяного (ГНК), газонефтяного (ГНК) контактов обосновывают наличие и возможность развития тектонических нарушений, в том числе и малоамплитудных, их роль в формировании нефтегазовых объектов и необходимость определения пространственного положения на исследуемой территории, а также возможное положение между скважинами. По данным акустического, сейсмического и радиоактивного каротажа, лабораторных исследований керна устанавливаются жесткостные модели в скважинах, рассчитываются синтетические сейсмические трассы, по которым проводится спектрально временной анализ (СВАН), и определяются модельные эталонные сертифицированные спектрально-временные атрибуты (СВА), характеризующие синтетическую сейсмическую запись на участках возможных малоамплитудных тектонических нарушений и вне их.

По данным сейсморазведки МОГТ 3D на основе СВАН определяются экспериментальные объемные спектрально-временные сейсмические атрибуты (ОССА) по всем трассам временных кубов в районе скважин. Модельные и экспериментальные эталонные СВАН и ОССА целевого интервала сейсмической записи должны быть подобны с коэффициентом взаимной корреляции КВК ≥0,75, что свидетельствует об обоснованном выборе эталонных ОССА по данным сейсморазведки, бурения и геофизических исследований в скважинах (ГИС), т.е. сертификации ОССА.

ОССА и СВА представляют собой отношение энергии высоких и низких частот, больших и малых времен, а также произведение удельной спектральной плотности на средневзвешенные и максимальные частоты и времена.

Ниже приведены математическое теоретическое обоснование ОССА и СВА в интегральном виде и, соответственно, расчетные алгоритмы в частотной и временной развертках для трехмерного межскважинного пространства (формулы 1-8).

где - А - текущая амплитуда;

- А² - квадрат текущей амплитуды энергетического частотного спектра СВАН-колонки;

- ОССА - объемный спектрально-временной сейсмический атрибут;

- T₁ и Т₂ - начальное и конечное время анализируемой сейсмической записи, т.е. высота куба ΔТ=Т₂-Т₁ с количеством n текущих значений амплитуд A_i, равным: где τ - шаг дискретизации сейсмической записи;

- t_нач. и t_кон. - начальное и конечное время интервала спектрально-временного анализа Δt=t_кон.-t_нач.≥26-30 мсек;

- f_нач. и f_кон. - начальная и конечная частоты энергетического частотного спектра СВАН-колонки на уровне 0.1 от максимума;

- Δf=f_кон.-f_нач.; - средневзвешенная частота

f_max - максимальная частота энергетического частотного спектра СВАН-колонки на уровне 0.7 от максимума.

где - A² - квадрат текущей амплитуды энергетического временного спектра СВАН-колонки;

- - средневзвешенное время

- t_max - максимальное время энергетического временного спектра СВАН-колонки на уровне 0.7 от максимума.

Выбор охарактеризованных выше СВА и ОССА для выявления малоамплитудных тектонических нарушений обусловлен тем, что в пределах их распространения образуются аномальные зоны физических свойств горных пород: плотностей, скоростей распространения упругих колебаний, коэффициентов отражения, амплитуд отраженных волн и спектрального состава сейсмических импульсов. При этом преимущество СВА и ОССА заключается в том, что если форма сигнала не меняется, а в нашем случае это означает отсутствие тектонических нарушений и связанных с ними аномальных зон физических параметров, то выражение для комплексного спектра функции времени, т.е. сейсмического импульса, отличающейся от исходной запаздыванием на время τ, т.е. например, наличием флексуры, точно такое же, как и у исходной.

Меняя t₁=t-τ, получаем S_τ(ω)=e^-jωτS(ω).

Если перейти к модулям, то получаем |S_τ(ω)|=Ф_τ(ω)=Ф(ω).

При запаздывании или вообще при смещении функции по шкале времен спектр ее остается неизменным. Иначе говоря, спектр не зависит от выбора начального момента для отсчета времен [Харкевич А.А. Спектры и анализ. - М.: Гос. издательство физ.-мат. литературы, 1962, с.235].

Отсюда следует, что при отсутствии аномальных зон физических параметров, связанных с тектоническими нарушениями, СВА и ОССА не зависят от времени регистрации отраженных волн. А когда имеют место тектонические нарушения, СВА и ОССА не зависят от амплитуды тектонических нарушений, которую обозначим в виде ΔH залегания отражающего горизонта и соответственно - Δt его на сечении временного куба, т.е. СВП≠f(ΔH, Δt).

Таким образом, с помощью СВА и ОССА можно выявить тектонические нарушения любой амплитуды, в т.ч. и малоамплитудные, поскольку со временем регистрации отражений СВА и ОССА не связаны. Совокупность сертифицированых ОССА по оси частот и времен количественно определяют аномальные зоны изменения физических свойств изучаемой среды, в т.ч. и те, которые эталонированы в районе скважин по модельным и экспериментальным данным как отображающие тектонические нарушения.

Сертифицированые ОССА интерпретируются комплексно, что повышает надежность выявления аномальных СВО, соответствующих малоамплитудным тектоническим нарушениям.

Комплексные ОССА получают с использованием современных математических средств - искусственных нейронных сетей (ИНС) и статистических спектрально-скоростных алгоритмов. Таким образом, временной сейсмический куб (исходная сейсмическая информация) подвергается СВАН, по результатам которого определяются сертифицированные ОССА, проводится их оптимизированная комплексная интерпретация, выявляющая аномальные изменения комплексного атрибута, т.е. спектрально-временные образы тектонических нарушений, в том числе и малоамплитудные в трехмерном межскважинном пространстве.

Настоящее предложение позволяет выявлять и прослеживать в трехмерном пространстве геологических тел малоамплитудные тектонические нарушения с помощью количественных атрибутов сейсмической трехмерной информации, что значительно повышает надежность и точность геологических моделей сложно построенных нефтегазовых объектов, основная отличительная особенность которых заключается в развитии латеральных экранов - флюидоупоров в виде малоамплитудных тектонических нарушений.

Новые геологические модели обеспечивают резкое снижение затрат на бурение последующих скважин и, таким образом, повышение эффективности геолого-разведочных работ на нефть и газ.