СПОСОБ ПРОГНОЗА ЕМКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ И ТИПА ФЛЮИДОНАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ

Изобретение относится к области поисковой геофизики и может быть использовано для определения структурных особенностей, литологии и типа флюидонасыщения коллекторов, в том числе нефтегазовых резервуаров.

В настоящее время задача оценки свойств пластового флюида остается крайне актуальной как на этапе поисков, так и на этапе мониторинга залежей углеводородов.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей, включающий проведение геофизических, геолого-промысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов геофизических исследований скважин (ГИС), построение детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта с расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС (патент РФ №2135766, G01V 11/00). Расчленение и корреляцию разрезов осуществляют путем построения локальных геолого-статистических разрезов по комплексу каротажных кривых с прослеживанием пропластков. Кроме того, осуществляют дополнительную корреляцию разрезов по зонам характерных проницаемостей. Для расчленения и корреляции разрезов используют адаптивный подход, заключающийся в накоплении знаний об особенностях геологического строения пласта, путем последовательного перехода от выявления глобальных закономерностей изменения геолого-геофизических характеристик к выявлению и учету локальных особенностей строения. На основе этого строят детальную объемную геолого-гидродинамическую модель слоисто-неоднородного пласта, проводят дополнительные контрольные исследования в скважинах, строят профили и блок-диаграммы выработки запасов.

Однако способы, основанные на использовании скважинных методов, как и способ, описанный выше, являются в большинстве случаев малоэффективными вследствие ограниченной глубины проникновения зондирующих сигналов в пласт-коллектор из скважинной каротажной аппаратуры, расположенной в скважине.

Данные о насыщенности пласта флюидами могут быть получены межскважинными методами с использованием сейсмической или электромагнитной энергии (см. публикацию Rector, W.J. (ed.), "Crosswell Methods: Special Issue", Geophysics 60, no.3 1995). Однако в межскважинных методах для измерений требуется одновременное использование, по меньшей мере, двух скважин, что является дорогостоящим, так как добыча из обеих скважин должна быть остановлена и эксплуатационная насосно-компрессорная колонна должна быть удалена из скважин.

Известен также способ наземно-скважинной электроразведки, позволяющий осуществлять оконтуривание нефтеперспективных площадей и нефтегазовых залежей, при которых в качестве источника поля используется вертикальная электрическая линия, опущенная в обсаженную скважину в пределах месторождения с точками заряда, размещаемыми на различной глубине (патент РФ №1589237, G01V 3/02). Способ включает наблюдения в каждой точке профиля на земной поверхности градиента потенциала от точечного источника при его положении на устье скважины, над и под залежью, а также наблюдения градиента потенциала от питающей линии с электродами на устье скважины и под залежью. Способ позволяет отбраковать аномалии, связанные с приповерхностными неоднородностями, и выделить контур самой залежи или нефтеперспективной области. Способ обеспечивает достоверное выделение контура нефтегазовой залежи с глубоких внутриконтурных обсаженных скважин в низкоомных вмещающих породах. К недостаткам данного способа следует отнести то, что для его осуществления необходима, как минимум, одна продуктивная скважина, что не позволяет использовать его на стадии поиска. Кроме того, использование для наземно-скважинных работ скважины, находящейся в процессе эксплуатации, связано с большими технологическими сложностями.

Для решения проблемы определения закономерностей распределения углеводородов внутри подземного пласта-коллектора могут быть использованы также методы сейсморазведки. Сейсмические данные, получаемые, в частности, результате 4D-съемок, дают возможность отслеживать перемещения пластового флюида с течением времени. Однако по причине высоких требований к воспроизводимости результатов 4D-съемка часто требует дорогостоящих и длительных повторных отработок. Кроме того, сейсмические способы часто являются неэффективными вследствие относительно низкой чувствительности сейсмического отклика к изменениям нефтегазонасыщенности коллектора. Утверждение о наличии такой низкой чувствительности особенно справедливо для нефтяных коллекторов, поскольку акустические свойства большинства видов нефти являются очень сходными с акустическими свойствами пластовых вод в пласте-коллекторе и, следовательно, изменения нефтенасыщенности не отражаются в сейсмическом отклике.

При этом необходимо отметить, что применение сейсморазведки в регионах Сибири сталкивается с дополнительными проблемами. Так Сибирская платформа характеризуется весьма сложными геолого-физическими условиями, что вызывает большие трудности при проведении сейсморазведочных работ. Причинами низкой информативности сейсморазведки являются: рассеяние полезного сигнала, повышенный уровень помех и большие статические сдвиги. Плохое качество исходных сейсмограмм связано со сложным строением ВЧР, присутствием траппов и туфовых полей, плохими условиями возбуждения и приема колебаний, а также наличием многочисленных субвертикальных контактов.

В то же время для электроразведки Восточная Сибирь является относительно благоприятным объектом для решения нефтепоисковых задач. Высокая минерализация пластовых вод (300-400 г/л) обуславливает высокую проводимость пластов-коллекторов, что обеспечивает принципиальную возможность их выделения на фоне высокоомных вмещающих толщ методами электромагнитной электроразведки.

Разработка технологии электромагнитной разведки на плотных пространственно-временных системах наблюдения с последующей объемной реконструкцией распределения проводимости геологической среды, как по объектам-помехам в верхней части разреза, так и по целевым глубинным объектам, позволила перейти на новый уровень прогноза коллекторов. В частности, известен способ геоэлектроразведки, обеспечивающий высокую достоверность геофизических работ за счет разделения влияния на результаты измерений боковых и глубинных неоднородностей на базе 3D-инверсии электроразведочных данных. Способ основан на подборе единой для всех точек измерения геоэлектрической модели с использованием конечноэлементного 3D-моделирования (патент РФ №2411549, G01V 3/12). Известный способ геоэлектроразведки включает возбуждение электромагнитного поля в геологической среде, синхронную регистрацию компонент электромагнитного поля приемными датчиками, определение по результатам базовой системы наблюдений проводимости исследуемой геологической среды, сопоставление измеренных и расчетных значений компонент вторичного электромагнитного поля с построением геоэлектрической модели исследуемой среды. Способ предусматривает также проведение дополнительных измерений по результатам указанного сопоставления. При этом сопоставление измеренных и расчетных значений компонент вторичного электромагнитного поля с построением геоэлектрической модели исследуемой среды осуществляют путем составления 3D-модели, для которой выполняют 3D-расчет и вычисляют невязку относительно измеренных данных, исключая ложные аномалии проводимости и подбирая 3D-объекты с эпицентрами под точками базовой системы наблюдений. По полученной уточненной 3D-модели определяют расположение аномалий проводимости в целевых горизонтах. После чего по профилям, проходящим через центры указанных аномалий проводимости, проводят дополнительные измерения. Далее определяют невязку по дополнительным профилям для уточненной 3D-модели, которую корректируют по уровню полученной невязки. В результате подтверждают или опровергают наличие аномалий проводимости в целевом горизонте. После чего определяют параметры всех выявленных аномалий проводимости, оценивают поперечный размер указанных аномалий проводимости. В случае его значимого влияния выполняют измерения по профилям, проходящим через центры этих аномалий. Используя данные полученной системы наблюдений, выполняют 3D-инверсию, по результатам которой получают окончательную геоэлектрическую 3D-модель исследуемой среды, по которой определяют геометрические параметры, проводимость и местоположение аномалий проводимости в целевом горизонте.

Известный способ за счет построения и использования процедур дополнительных измерений с выполнением 3D-инверсии позволяет отбраковать выявленные вдоль базовой системы наблюдений возможно ложные аномалии проводимости в целевых горизонтах. Это в свою очередь обеспечивает получение достоверной геоэлектрической реконструкции объемного распределения проводимости исследуемой среды, однако ввиду физических ограничений электромагнитной разведки по определению толщины глубокозалегающего целевого пласта-коллектора его сопротивление не может быть определено с достаточной для практики точностью.

Наиболее близкими к предлагаемому способу можно назвать способ геофизической разведки (патент РФ №2428720, G01V 3/12, прототип), в котором получают данные электромагнитной разведки на линии перемещения источника и данные вне линии перемещения источника. Полученные данные содержат, по меньшей мере, одну компоненту электромагнитного поля, чувствительную, преимущественно, к вертикальному удельному сопротивлению, и другую компоненту, чувствительную, преимущественно, к горизонтальному удельному сопротивлению. Для каждой геофизической съемки решают уравнения Максвелла путем решения прямой задачи или обратной задачи с использованием моделей удельного сопротивления подземного пласта, которые являются либо изотропными, либо анизотропным. Насыщенность флюидом определяют из значений вертикального удельного сопротивления и горизонтального удельного сопротивления с использованием эмпирических соотношений или моделей физических свойств породы. Техническим результатом известного изобретения является возможность оценки и контроля нефтегазонасыщенности в трехмерном пространстве с учетом электрической анизотропии.

Однако этот способ ориентирован в основном на морские условия разведки. Методы электроразведки, как отмечено и авторами патента, "являются чувствительными, главным образом, к произведению вертикального удельного сопротивления на толщину на глубине залегания коллектора". То есть фактически с достаточной точностью можно определять только суммарную проводимость пласта, которая в силу принципа эквивалентности не всегда позволяет определять с требуемой точностью удельное сопротивление. Кроме того, морская электроразведка ориентирована на наличие перекрывающего пласта с известными свойствами и хорошо прогнозируемым распределением сопротивления (слой морской воды) в отличие от наземной электроразведки, при проведении которой одним из основных является наличие объектов - помех в структурно-литологических комплексах вмещающей поисковый объект геологической среды, которые существенно препятствуют параметризации целевых поисковых объектов.

Задачей изобретения является создание способа геофизической разведки, предназначенного для оценки нефтегазонасыщенности подземного пласта (емкостных параметров и типа флюидонасыщения), повышающего достоверность его локализации во вмещающей геологической среде и определения электрофизических параметров на основе электромагнитных зондирований с использованием распределенных пространственно-временных систем наблюдений.

Техническим результатом изобретения является определение структурных и электрофизических особенностей литологических разностей осадочного чехла нефтегазовых районов, их суммарной проводимости и удельного сопротивлении, локализация высокопроницаемых пластов-коллекторов, определение типа флюидонасыщения, в том числе в геологических средах с существенно неоднородной ВЧР, а также в относительно однородных разрезах, когда пласт-коллектор имеет слабовыраженное проявление в суммарном электромагнитном отклике на поверхности земли.

Указанный технический результат достигается за счет того, что способ прогноза емкостных параметров и типа флюидонасыщения коллектора по данным электромагнитных измерений с использованием контролируемого источника электромагнитного поля согласно изобретению включает:

- получение пространственно-временных и/или пространственно-частотных данных с последующей реконструкцией объемного распределения проводимости геологической модели среды, удовлетворяющей экспериментальным данным во всей пространственно-временной и/или пространственно-частотной области,

- расчет интервальной суммарной продольной электрической проводимости среды,

- выделение в среде пластов-коллекторов, обладающих аномальной суммарной продольной электрической проводимостью,

- определение положения осевых поверхностей пластов-коллекторов,

- определение толщин h_п пластов-коллекторов, соответствующих положениям осевых поверхностей, находящихся внутри указанных пластов-коллекторов, по данным электроразведки и/или сейсморазведки или априорным данным,

- определение удельного сопротивления ρ_п пласта через величину интервальной суммарной продольной проводимости S_п пленки внутри пласта с толщиной h_п для каждой точки измерений,

- верификацию первоначальной геоэлектрической модели среды, построенной на распределении суммарной продольной проводимости, соответствующей пластам-коллекторам и геоэлектрической модели, построенной на распределении удельного сопротивления,

- корректировку несоответствий путем уточнения распределения удельного сопротивления ρ_п внутри пласта;

- определение вариаций интервальных значений удельного электрического сопротивления ρ_п на всем протяжении выделенных пластов-коллекторов,

- определение в зоне резкого уменьшения удельного сопротивления ρ_п, соответствующей выходу на законтурные соленые воды, коэффициента К_п пористости выделенных пластов,

- оценку с помощью полученного коэффициента пористости К_п емкости пласта-коллектора и характера насыщающего флюида на основе интервального удельного сопротивления ρ_п и петрофизических или статистических данных,

- оценку параметров, характеризующих распределения флюида и емкостных параметров пластов-коллекторов во всем пространстве, обеспеченном данными измерений.

Целесообразно также в выделенном пласте-коллекторе дополнительно определять значения пластовой скорости v_п, а при выделении зон, перспективных на наличие углеводородов, осуществлять сопоставление полученных значений удельных сопротивлений ρ_п со значениями пластовой скорости v_п, при этом наличие асинхронного изменения ρ_п и v_п служит дополнительным показателем при выделении зон, перспективных на наличие углеводородов.

При отсутствии априорных данных о толщине h_п пласта-коллектора на исследуемой площади проводят дополнительные геофизические исследования, например, сейсморазведочные работы, при этом параметризацию сейсмических данных осуществляют по данным о глубинах залегания осевых поверхностей проводящих горизонтов, полученным в результате электромагнитных измерений с 3D-интерпретацией данных.

Для проведения мониторинга по прошествии заданного времени на исследуемой площади повторно проводят электроразведочные работы согласно изобретению и путем сравнения вновь полученных распределений характеристик флюида и емкостных параметров пластов с первичным распределением указанных параметров дают оценку состояния пласта-коллектора, изменения его нефтенасыщенности и границ.

При глубоко залегающих целевых горизонтах дополнительно к измерениям с управляемым источником электромагнитного поля проводят измерения магнитотеллурического поля по сети, согласованной с сетью проведения работ с управляемым источником электромагнитного поля, при этом профильные или площадные наблюдения методом МТЗ осуществляют в синхронном режиме с использованием одной или несколько базовых точек, в последнем случае на каждой последующей базовой точке осуществляют запись, синхронно с записью на предыдущей базовой точке, и вычисляют поправочный коэффициент.

Настоящее изобретение иллюстрируется чертежами.

На фиг.1 показан пример системы наблюдений, демонстрирующий способ размещения источников и приемников электромагнитного поля для осуществления работ, согласно изобретению. Источники управляемого электромагнитного поля показаны в виде горизонтальных петель L в комбинации с множеством приемников p, регистрирующих компоненты электромагнитного поля, и сигналы МТЗ.

Фиг.2 иллюстрирует площадное распределение ∂B_z/∂t в разрезе, включающем проекции на дневную поверхность объектов-помех в верхней части разреза и целевой объект в виде залежи углеводородов для двух времен становления поля: а) t=83 мс; б) t=257 мс.

Фиг.3 иллюстрирует методику наблюдений МТЗ с несколькими базовыми точками.

На фиг.4 показаны результаты первичной интерпретации данных электроразведки на участке геофизических работ в Восточной Сибири. Целевой горизонт (нижний график) отображается в виде тонкой неоднородной по латерали поверхности 1 с устойчиво фиксируемыми продольной проводимостью и глубиной залегания. На разрез вынесены также границы 2, 3 пласта, определенные по данным МОГТ, при этом глубинная привязка скоростного разреза осуществлялась по электроразведочным данным. Верхний график на фиг.4 иллюстрирует изменение продольной проводимости S указанного целевого горизонта.

На фиг.5 дан геоэлектрический разрез, представленный на фиг.4, уточненный по данным МОГТ. Для уточнения мощности целевого горизонта использовались данные сейсморазведки МОГТ. Из фиг.5 видна кусочно-неоднородная структура удельного сопротивления целевого горизонта, для определения которого использовалось положение границ 2, 3. Эта структура служит основой для расчленения горизонта на зоны с различной флюидонасыщенностью. На верхнем графике фиг.5 показаны также изменения удельной продольной проводимости (1/ρ) пласта.

Фиг.6 иллюстрирует определение граничных значений продольной проводимости пласта для терригенных отложений по данным ЗСБ для разделения по типу коллектор/неколлектор, а также для оценки согласно изобретению типа флюидонасыщения (продуктивный пласт или преимущественно-водное насыщение) и выделения, таким образом, наиболее перспективных углеводородонасыщенных зон;

На фиг.7 отображено прослеживание границ водонефтяного контакта по площадным данным МЗСБ.

На фиг.8 показано распределение удельного сопротивления разреза, содержащего целевой продуктивный горизонт в начальный момент времени (a), и изображения относительного изменения удельного сопротивления этого горизонта, построенного по аномальному электромагнитному полю (b, c, d) в последующие периоды эксплуатации залежи. Результаты измерений получены в тех же самых местах с использованием первоначальных положений источника и приемников.

Способ согласно данному техническому решению основан на следующем.

Известно, что пласт-коллектор можно представить в виде сочетания трех фаз: кристаллического скелета, пластовой воды и углеводородных флюидов, насыщающих трещинно-поровое пространство. Значительный возраст средне-нижнекембрийских осадков, а также высокая степень уплотнения кристаллической матрицы карбонатных и терригенных пород приводит к весьма высокому сопротивлению твердой фазы, которое превышает первые тысячи Ом·м. Сопротивление солей в твердом виде очень велико - 50-70 тыс. Ом·м. Углеводородные флюиды также являются практически непроводящими. Таким образом, основной вклад в формирование проводимости разреза вносят водные растворы.

Известно также, что если пласт-коллектор выдержан по мощности, а его сопротивление существенно меняется по профилю, то это свидетельствует либо об изменении типа флюидонасыщения, либо - о литологическом замещении пород, которое обуславливает изменение параметра пористости пласта-коллектора. Резкое изменение сопротивления пласта-коллектора в пределах ограниченного участка профиля, как правило, связано со сменой типа флюида.

В настоящем изобретении предложен способ дистанционного определения объемного распределения удельного электрического сопротивления пласта-коллектора углеводородов, а также изменений сопротивления пласта в зависимости от времени вследствие изменения его флюидонасыщения или изменения его литологических характеристик. Такие изменения могут происходить, в частности, за счет извлечения или нагнетания флюидов при добыче углеводородов.

Таким образом, в реализации изобретения существуют два аспекта:

- определение положения, структуры и типа флюидонасыщения пласта-коллектора;

- мониторинг параметров пласта-коллектора в процессе эксплуатации наземными ЭМ-системами наблюдений.

Изобретение базируется на получении, обработке и интерпретации данных ЭМ-разведки с контролируемым источником и/или данных МТЗ, получаемых с помощью расположенной на поверхности земли пространственно распределенной системы наблюдений, достаточной для устойчивой реконструкции электрической продольной проводимости и удельного сопротивления целевых объектов, с определением и визуализацией вариаций удельного электрического сопротивления пласта-коллектора и установлением его связи с характером флюида.

При этом возникает целый ряд проблем, связанных с дистанционным характером выполняемых работ. Искомый пласт может располагаться на значительной глубине, а геоэлектрический разрез может быть существенно осложнен неоднородностями верхней части разреза.

ЭМ-разведка на основе многоразносных зондирований от закрепленного источника поля (М-ЗСБ) обеспечивает достаточно точное определение объемного распределения проводимости геологической среды с использованием как итерационного моделирования путем решения прямой задачи, так и математического решения обратной задачи (см. упомянутый аналог, патент РФ №2428720, G01V 3/12). Данная технология, включающая 3D-инверсию данных электроразведки, позволяет решать задачу определения проводимости кусочно-однородных фрагментов подземного пласта-коллектора как отношение продольной проводимости к его толщине в существенно неоднородной перекрывающей и вмещающей геологической среде. Устойчивое определение сопротивления и геометрических параметров объектов в широком интервале глубин невозможно в силу физических ограничений ЭМ-зондирований. При этом наиболее устойчивым и надежно определяемым параметром является продольная проводимость.

В предлагаемом способе разработана методика определения продольной проводимости S_п целевого пласта-коллектора, а также осевой поверхности его геометрии. Под осевой поверхностью пласта понимается поверхность, равноудаленная от обеих границ пласта.

Методика основана на учете вмещающей и перекрывающей неоднородной среды, что позволяет обеспечивать высокую точность определения этих параметров. Определение положения осевой поверхности пласта базируется на том, что в электромагнитных методах с достаточно высокой точностью определяется положение однородной проводящей пленки в непроводящей, вмещающей среде или в среде, где большая часть суммарной продольной проводимости сосредоточена в относительно тонком пласте. Эквивалентность по своему отклику, удаленной от источника тонкой проводящей пленки, отклику от целевого пласта-коллектора, при учете реальной структуры и проводимости геоэлектрической среды, дает возможность в результате математического моделирования поместить проводящую пленку внутрь пласта-коллектора. При этом продольная проводимость пленки будет точно совпадать с продольной проводимостью реального пласта-коллектора. В некоторых частных случаях возможно восстановить и толщину пласта. В общем случае, когда толщина пласта гораздо меньше его глубины залегания, восстановить геометрию пласта-коллектора невозможно, то есть невозможно восстановить по наземным измерениям расстояние до его верхней и нижней кромок. Однако возможно контролировать положение пленки внутри пласта и ее суммарную продольную проводимость, оцененную в пределах области циркуляции вторично индуцированных токов внутри этого пласта. При этом связь глубины залегания пленки h_c(x, y, z) в каждой точке с параметрами реального пласта может быть выражена следующей зависимостью:

, где

h₁, h₂ - глубины залегания нижней и верхней границ пласта,

ρ(x, y, z) - распределение удельного сопротивления внутри пласта по фактически полученным данным электромагнитных зондирований.

В случае однородного пласта и учета особенностей строения вмещающей среды эта зависимость точно дает положение его середины (центра).

Если пласт по глубине существенно не однороден, величина h_c может смещаться от центра пласта в сторону верхней или нижней границы. Например, в случае, когда отличие сопротивления пласта на нижней и верхней границе достигает двух порядков, h_c сместится от центра на величину (h₁-h₂)/4, давая погрешность определения осевой линии в 25% мощности пласта.

Объемная реконструкция вмещающей среды окрестности пункта зондирования позволяет с высокой точностью определять величину суммарной продольной проводимости S_п, а в случае латерально-неоднородного пласта - величину S_п(x, y).

Для того чтобы перейти к задаче определения типа флюидонасыщения коллектора, необходимо перейти к параметру сопротивления ρ_п через известное значение величины суммарной продольной проводимости S_п=h_п/ρ_п пленки внутри пласта. Очевидно, что ρ_п внутри пласта можно определить через значение мощности пласта-коллектора h_п для каждой точки измерения. По установленным, таким образом, данным и дополнительному параметру, величине пластовой скорости v_п, в выделенном по данным электроразведки пласте можно определить параметры его флюидонасыщения.

После введения в систему обработки мощности h_п пласта-коллектора и удельного сопротивления ρ_п, для каждой точки измерения проводят верификацию первоначальной геоэлектрической модели среды, построенной на установленном с высокой точностью положении проводящей поверхности, соответствующей пласту-коллектору. Устанавливается отсутствие противоречия между построенной моделью распределения сопротивления и экспериментально измеренными данными. Возникающие несоответствия корректируются, что позволяет уточнить распределение удельного сопротивления ρ_п внутри пласта и тем самым уточнить параметры его флюидонасыщения.

Дополнительным фактором для выделения зон с повышенными коллекторскими свойствами, перспективных на наличие углеводородов, является сопоставление изменений удельного сопротивления ρ_п и пластовой скорости v_п внутри пласта.

Дело в том, что сопротивление ρ_п пласта, как следует из формулы Арчи, может изменяться как при изменении свойств флюида, так и при изменении пористости. При этом известно, что при изменении только пористости скорость v_п и относительное удельное сопротивление ρ_п тесно связаны (коэффициент корреляции выше 65%). В то же время при изменении свойств флюида (вода заменяется углеводородами) сопротивление ρ_п существенно растет, а скорость v_п не меняется или даже убывает (Парохоменко З.И. Электрические свойства горных пород. М.: Наука, 1965, 164 с.). Такое поведение указанных параметров дает возможность рассматривать их асинхронное изменение как дополнительный поисковый признак и позволяет более целенаправленно подойти к выбору участка пласта-коллектора, перспективного на наличие углеводородов.

В случае отсутствия априорных или других данных о толщине пласта для уточнения параметров пласта (мощности h_п и пластовой скорости v_п) на исследуемой территории осуществляют дополнительные геофизические исследования, преимущественно сейсморазведочные работы. При этом параметризацию сейсмических данных осуществляют по высокоточным данным о глубине осевой поверхности проводящего горизонта, полученным в результате 3D интерпретации результатов электромагнитных измерений.

Реализация способа согласно изобретению демонстрируется на приведенном ниже примере для схемы измерений, показанной на фиг.1.

1. Пример площадного распределения измеренного сигнала на фиксированных временных задержках по данным электроразведки показан на фиг. 2, где демонстрируется четкое разделение влияния ВЧР и целевого объекта, что и позволяет осуществлять поисковые работы в условиях существенно неоднородной ВЧР.

2. В районах, где, например, глубина залегания коллектора и проводимость перекрывающей части разреза превышает превышает 3000 м и 100 См соответственно, для обеспечения необходимой глубинности и уточнения геоэлектрического разреза дополнительно используют магнитотеллурические зондирования (МТЗ), для интерпретации которых также применяется система 3D-решения обратной задачи. При этом для проведения МТЗ целесообразно применять систему измерений с использованием нескольких базовых точек (фиг.3). Известно, что измерения МТЗ, выполняемые в синхронном режиме с использованием базовой точки, позволяют определить значения не только тензора импеданса и матрицы Визе-Паркинсона, но и горизонтального магнитного тензора (ГМТ) и горизонтального теллурического тензора (ГТТ).

Горизонтальный теллурический тензор [D(r|r_В)] описывает связь между горизонтальными компонентами электрического поля в Е_τ двух точках земной поверхности r и r_В:

E_τ(r)=[D(r|r_В)]E_τ(r_В).

Теллурический тензор [D(r|r_В)] предложен Доллем, поэтому его иногда называют тензором Долля.

Горизонтальный магнитный тензор [М] - эта магнитовариационная функция отклика, была предложена Бердичевским в качестве магнитного аналога тензора Долля, используемого в методе теллурических токов. Тензор [М] с матрицей размера 2×2 преобразует нормальное магнитное поле, наблюдаемое на удаленной базисной (базовой, опорной) станции (r_В), в горизонтальное магнитное поле, наблюдаемое на полевой станции H_τ(r):

,

В случае протяженных профилей или больших площадей использование единственной базовой точки невозможно. Тогда на каждой последующей базовой точке должна быть сделана синхронная запись с предыдущей базовой точкой, чтобы вычислить поправочный коэффициент.

Благодаря такой схеме синхронных наблюдений можно получать в результате обработки данных дополнительные передаточные функции: ГМТ и ГТТ, которые позволяют получать более устойчивое решение обратной задачи МТЗ.

3. На фиг.4 представлен геоэлектрический разрез, полученный в результате реконструкции объемного распределения проводимости геологической среды, удовлетворяющей всей совокупности экспериментальных данных, полученных при проведении геофизических работ в типичном для Восточной Сибири районе с существенно неоднородной ВЧР. Целевой пласт прогнозируется на глубинах 2000 м. Это позволяет определять базовые параметры коллектора, опираясь только на данные М-ЗСБ.

В данном случае целевой пласт отображается в виде поверхности 1 с изменяющейся продольной проводимостью, расположенной на глубине около 2 км, которая принимается за осевую поверхность пласта. Как показано выше, даже для существенно неоднородных по глубине пластов допускаемая при этом ошибка не превышает 25% от мощности пласта. Такая точность определения глубины залегания осевой поверхности позволяет задать эту глубину как параметр при построении глубинного разреза МОГТ (что и было использовано в данном случае). Верхний график на фиг.4 характеризует изменение продольной проводимости S целевого горизонта. Особо выделена зона 4 с повышенными коллекторскими свойствами.

4. С помощью априорных данных, например, известных данных МОГТ уточняют положение верхней 2 и нижней 3 границ пласта. После чего проводят верификацию первоначальной геоэлектрической модели среды, что позволяет уточнить распределение удельного сопротивления ρ_п пласта и тем самым уточнить параметры его флюидонасыщения. Такой уточненный геоэлектрический разрез показан на фиг.5, где видно, что структура удельного сопротивление ρ_п исследуемого пласта-коллектора претерпела достаточно существенные изменения, что позволяет точнее оценить его возможную нефтенасыщенность. В частности, оценка зон повышенных коллекторских свойств по параметру удельного продольного сопротивления (фиг.5) существенно изменилась по сравнению с оценкой суммарной продольной проводимости (фиг.4). То есть анализ латерального поведения удельного продольного сопротивления существенно расширил определяемую зону повышенных коллекторских свойств.

5. Оценку нефтенасыщения пласта-коллектора для латерально выдержанных коллекторов можно дать с использованием корреляционных зависимостей, полученных по представительным петрофизическим измерениям, следующим образом.

По полученным значениям удельного сопротивления ρ_п пласта-коллектора, показанным на фиг.5, в законтурной части профиля определяют пористость пласта-коллектора с помощью известного уравнения Арчи, связывающего удельное сопротивление пласта ρ_п с коэффициентом пористости к_п.

, где

ρ_п - удельное сопротивление пласта-коллектора, ρ_фл - удельное сопротивление законтурных водных растворов;

a и b - константы формулы Арчи.

Сопротивление ρ_фл пластовых вод легко рассчитывается по известным зависимостям из значений минерализации и температуры. Минерализация пластовых вод карбонатно-галогенного комплекса соответствует насыщенным растворам (400-600 г/л), температура определяется для глубины залегания коллектора в соответствии с существующим температурным градиентом. Например, для средних глубин интервала парфеновского горизонта удельное сопротивление ρ_фл пластовых вод составит примерно 0.025 Ом·м.

Для получения констант a и b формулы Арчи используются петрофизические данные. В частности, по данным К.С. Турицына для выборки по четырем площадям юга Сибирской платформы - Ковыктинского газоконденсатного месторождения, Атовской, Тутурской и Знаменской площадей, в диапазоне больших значений пористости справедливы следующие значения:

a=1.18; b=2.2.

Таким образом, коэффициент к_п пористости пласта-коллектора определяется из соотношения:

Далее определяют удельное сопротивление ρ_фк флюида коллектора, также используя соотношения Арчи.

,

в котором неизвестной величиной является только ρ_фк.

Важной геологической информацией, получаемой в результате интерпретации геоэлектрических данных, является оценка емкости h_ф коллекторов, которая представляет собой произведение значений эффективной толщиной h_п пласта коллектора и его открытой пористости к_п. Произведение (к_п∗h_п) этих двух параметров дает толщину h_ф слоя воды, характеризующий объем порового флюида при условии полного водонасыщения коллектора (h_ф=к_п∗h_п).

Определенное, как показано выше, удельное сопротивление ρ_фк флюида коллектора позволяет характеризовать его тип.

Граничные значения сопротивления ρ_фк для разделения флюида по типу вода/углеводороды могут быть определены на основании петрофизических исследований.

Однако удельное сопротивление ρ_п коллекторов с углеводородным насыщением зачастую существенно понижается за счет остаточного водонасыщения. Чем выше содержание связанной минерализованной воды в коллекторе, тем ниже удельное сопротивление ρ_п. Соотношения, основанные на формуле Арчи, не всегда позволяют в этом случае определить истинные значения удельного сопротивления ρ_фк флюида.

В общем случае можно отметить, что при наличии коллекторов с углеводородным насыщением сопротивление горизонтов понижается по сравнению с плотными породами (терригенными, карбонатными или солями). Еще более низкий уровень значений сопротивления получается при наличии водонасыщенных (рассолонасыщенных) коллекторов.

Поэтому для оценки типа флюидонасыщения при наличии на исследуемой территории скважин целесообразно использовать сопоставление величины сопротивления ρ_п горизонта по данным ЭМ-разведки и результатов бурения скважин (стратиграфия, испытания, каротаж), которое также позволяет сформировать граничные уровни коллектор/не коллектор и выделить зоны, наиболее перспективные в нефтегазоносном отношении. Один из вариантов такого разделения на примере параметра продольной проводимости S показан на фиг.6, где для соответствующего значения проводимости откладывается определенный процент количества точек n по типу пласта и строится их распределение. По точкам пересечение полученных графиков (1, 2, 3) судят о граничных значениях проводимости S, позволяющих судить о делении аномальной зоны на коллектор/не коллектор. Так величина , определенная по пересечению графиков 1 и 3, соответствующих водонасыщенному коллектору и не коллектору, соответственно, позволяет с достаточно высокой вероятностью разделить коллектор от не коллектора, а величина , определенная по пересечению графиков 1 и 2, соответствующих водонасыщенному и нефтегазонасыщенному коллектору, позволяет (с вероятностью более 80%) различить такие коллекторы.

6. С целью мониторинга параметров пласта-коллектора на данной площади повторно проводят электроразведочные работы согласно изобретению. При этом измерения осуществляют в тех же самых местах с использованием тех же самых положений источника и приемников, что и при первоначальных исследованиях. Это позволяет достаточно уверенно оценить изменения, которые могли произойти в пласте.

Возможности М-ЗСБ для фиксации меняющейся геометрии пласта демонстрируются модельным экспериментом (фиг.7).

Исследована возможность мониторинга границы водонефтяного контакта (ВНК) по данным трехмерного математического моделирования нефтяной залежи, залегающей в горизонтально-слоистой среде с параметрами: h₁=500 м; ρ₁=20 Ом·м; h₂=1500 м; ρ₂=100 Ом·м; h₃=50 м; ρ₃=2 Ом·м; h₄=∞; ρ₄=200 Ом·м. В третьем слое в виде усеченного цилиндра радиуса R, изменяющимся от R₀=2000 м до R₅=1000 м с шагом 200 м, находится модель нефтегазового месторождения с ρ=100 Ом·м и толщиной, совпадающей с толщиной слоя. Источник поля - круглая петля радиусом 564 м (момент=1000000 А·м²), центр которой находится на расстоянии 4 км от эпицентра залежи. Измеритель - точечный с моментом 1 А·м². Конечным результатом математического моделирования является площадное распределение суммарной и аномальной ЭДС в диапазоне времен от 1 мс до 1000 мс.

На фиг.7 показано, как фиксируется изменение размеров и положения пласта-коллектора в методе М-ЗСБ в сравнении с реальными границами, обозначенными буквами a, b, c, d, e, f, и размещенными ниже результатами 3D обработки, обозначенными соответственно (a - исходный пласт, b - пласт с радиусом, уменьшенным на 200 м, c - пласт с радиусом, уменьшенным на 400 м, d - пласт с радиусом, уменьшенным на 600 м, e - пласт с радиусом, уменьшенным на 800 м, f - пласт с радиусом, уменьшенным на 1000 м).

Относительный аномальный эффект влияния ближнего и дальнего края ВНК и возможная ошибка их определения приведены в таблице и графически показаны на фиг.7.

Численные результаты подбора расстояний от центра источника до края нефтяной залежи представлены в приведенной ниже таблице.

Фиг.8 иллюстрирует, как фиксируется изменение сопротивления пласта в модели, построенной по реальной геологической ситуации. На фиг.8a показан исходный геоэлектрический разрез, а на фиг.8b-8d показаны изменения относительного сопротивления целевого пласта, полученные с помощью 3D интерпретации аномального поля (поля, обусловленного влиянием пласта, электромагнитные параметры которого изменяются в процессе эксплуатации). Как видно, все изменения четко отражаются в пространственно-распределенных многоразносных зондированиях.

Таким образом, предложенный способ, характеризующийся совокупностью признаков, согласно формуле изобретения, позволяет на основе комбинированных электромагнитных зондирований, данных МОГТ, и/или других априорных сведений проводить реконструкцию нефтегазовых резервуаров, определять тип флюидонасыщения и давать оценку емкостных параметров коллектора. Составными частями технологии являются технология многоразносных зондирований от контролируемого источника М-ЗСБ (при необходимости с дополнительной электроразведкой МТЗ), реконструкция пространственно-временного распределения становления поля, измеренного на дневной поверхности, в объемное кусочно-однородное распределение проводимости геологической среды, определение геометрических параметров и типа флюидонасыщения пласта-коллектора по данным сейсморазведки, результатам петрофизических измерений или статистическим данным.