Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование эффективности контроля разработки залежи высоковязкой нефти по технологии SAGD посредством многоволнового сейсмического мониторинга

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Исследование эффективности контроля разработки залежи высоковязкой нефти по технологии SAGD посредством многоволнового сейсмического мониторинга"

На правах рукописи

094600244

Мирошниченко Дмитрий Евгеньевич

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПО ТЕХНОЛОГИИ вАСБ ПОСРЕДСТВОМ МНОГОВОЛНОВОГО СЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук

25.00.10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

1 АПР 2010

Москва-2010

004600244

Работа выполнена в Московском государственном университете имени М.В. Ломоносова на кафедре сейсмометрии и геоакустики

Научные руководители: доктор технических наук,

Официальные оппоненты: доктор физико-математических наук, профессор

Ведущая организация: Российский государственный университет нефти и

Защита состоится "21" апреля 2010 г. в 14 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д 501.001.64 при Московском государственном университете имени М.В. Ломоносова по адресу: 119991, ГСП-1, г. Москва, Ленинские горы, ГЗ МГУ, Зона А, геологический факультет, аудитория 308.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова (ГЗ МГУ, зона «А», 6 этаж).

Автореферат разослан "19" марта 2010 г.

профессор [Облогина Татьяна Ивановна!,

кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Шалаева Наталья Владимировна

Ампилов Юрий Петрович, кандидат физико-математических наук Петров Евгений Игнатьевич,

газа имени И.М. Губкина

Ученый секретарь диссертационного совета

Никулин Б. А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

В настоящее время в мире наблюдается истощение активно разрабатываемых месторождений обычной нефти. При этом во многих странах убыль старых месторождений не компенсируется приростом новых. Параллельно с этим в мире увеличиваются объёмы разработки трудноизвлекаемых запасов, таких как тяжёлая нефть и природный битум. В некоторых странах (Канада) объём добычи тяжёлой нефти уже превысил объёмы добычи лёгкой нефти и нефти средней плотности.

Среди всех методов добычи тяжёлой нефти тепловые методы являются одними из наиболее перспективных. Среди них одним из наиболее быстро развивающихся является метод БАСО (парогравитационный дренаж).

Разработка залежи тяжёлой нефти методом БАОБ требует постоянного мониторинга. Одной из наиболее важных задач является контроль роста паровой камеры. Применяемые сейчас методы, такие как, например, бурение наблюдательных скважин, достаточно дороги и не всегда эффективны. Поэтому в последнее время бурное развитие получили сейсмические методы мониторинга разработки.

Последние исследования влияния паротеплового воздействия на упругие свойства пород насыщенных тяжёлой нефтью показали, что для целей сейсмического мониторинга разработки целесообразно исследовать изменения скоростей как продольных, так и поперечных волн.

В последнее время на Ярегском месторождении (республика Коми) тяжёлой нефти начал активно применяться метод БАСО. Возникла необходимость в исследовании целесообразности проведения мониторинга разработки залежи посредством многоволновой сейсморазведки. Именно этому вопросу посвящена настоящая диссертация. Цель работы.

Целью работы является исследование целесообразности мониторинга добычи тяжёлой нефти на Ярегском месторождении по технологии ЗАвО посредством многоволновой сейсморазведки (на РР и РБ волнах).

Задачи исследования.

1. Исследование накопленного опыта применения и эффективности сейсмического мониторинга разработки залежи тяжёлой нефти по технологии SAGD.

2. Выбор оптимальных параметров системы наблюдения на основе сейсмогеологической модели исследуемого месторождения;

3. Оценка точности структурных построений и разрешающей способности метода MOB ОГТ в интервале целевых отложений;

4. Исследование влияния разработки залежи по технологии SAGD на упругие характеристики слагающих её отложений;

5. Оценка влияния изменений упругих свойств целевых отложений, вызванных разработкой, на характеристики волнового поля, регистрируемого в интервале залежи;

6. Оценка точности прогноза местоположения и размеров паровой камеры SAGD на основе данных многоволновой сейсморазведки.

Научная новизна.

Впервые сделан прогноз точности структурных построений и динамического анализа на Ярегском месторождении.

Впервые для Ярегского месторождения дан прогноз изменения упругих свойств отложений насыщенных тяжёлой нефтью при паротепловом воздействии на пласт.

Впервые сделан прогноз изменений кинематических и динамических сейсмических атрибутов продольных и обменных волн, возникающих в ходе разработки залежи методом SAGD. Практическая значимость.

Проведённое исследование позволяет планировать методику многокомпонентного сейсмического мониторинга на Ярегском месторождении. Выполненный анализ изменений сейсмических атрибутов на разных этапах развития паровой камеры даёт инструмент для определения стадии разработки по многокомпонентным сейсмическим данным.

Полученные в ходе исследований результаты были использованы для написания ряда производственных отчётов.

Защищаемые положения.

1. Выбраны параметры системы наблюдения MOB ОГТ, обеспечивающие необходимое разрешение по горизонтали и вертикали для исследования целевых отложений Ярегского месторождения.

2. Прогнозная точность структурных построений и динамического анализа достаточна для исследования целевых отложений Ярегского месторождения.

3. Численное моделирование влияния, оказываемого разработкой залежи высоковязкой нефти по технологии SAGD на упругие свойства целевых отложений, указывает на возможность определения этапов разработки по сейсмическим данным.

4. При сейсмическом мониторинге разработки залежи по технологии SAGD необходимо использовать данные продольных отражённых и обменных PS волн.

5. Границы и размеры паровой камеры SAGD в реальных условиях Ярегского месторождения могут быть определены на основе анализа кинематических и динамических атрибутов волнового поля.

6. Сопоставление атрибутов продольных отражённых и обменных PS волн позволяет повысить точность и достоверность прогноза параметров паровой камеры SAGD.

Личный вклад.

Совокупность описанных в работе идей, касающихся построения сейсмогеологической модели и моделирования роста паровой камеры, была предложена автором лично и реализована при его непосредственном участии. Публикации.

По теме диссертации опубликовано 2 статьи в ведущих научных журналах, рекомендованных ВАК РФ. Апробация работы.

Основные положения работы опробованы на следующих конференциях:

«ГЕО-Сибирь-2007» международная выставка и научный конгресс, семинар: «Многоволновые и многокомпонентные сейсмические исследования», Новосибирск 2007 г; «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» VII научно-практическая конференция, Небуг 2009 г; IX Международная научно-практическая конференция «Геомодель», Геленджик, 2007 г.

Объём и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 145 страниц, в том числе 52 рисунка и 10 таблиц. Список литературы включает 57 наименований, в том числе 34 на иностранных языках Благодарности.

Автор выражает глубокую благодарность своим научным руководителям

профессору, доктору технических наук, |Облогиной Т.И.| и старшему научному

сотруднику, кандидату геолого-минералогических наук Шалаевой Н.В. Автор признателен всем кто оказывал помощь и поддержку в написании этой работы, в частности Керусову И.Н., Горбачёву C.B., Петровой В.И., Хипели Р.В., Евстигнеевой А.Е., Быковой Е.А. Особую благодарность автор выражает компании «ЛУКОЙЛ-КОМИ» и заместителю начальника главного управления по геологии и разведке ОАО «ЛУКОЙЛ» Чертенкову М.В. за поддержку этой работы, предоставленные материалы и разрешение на публикацию.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении описаны актуальность работы, цели исследования, объект и предмет исследования, методы изучения, теоретическая и прикладная ценность работы, защищаемые положения, а также дано краткое описание структуры работы.

Глава 1. Современное состояние сейсмических методов контроля разработки залежей высоковязкой нефти по технологии SAGD.

В первой главе проводится литературный обзор развития методов добычи тяжелых (ТН) и высоковязких (ВВН) нефтей, а также сейсмических методов контроля и управления их разработкой в России и в мире.

. Месторождения ВВН и природных битумов (ПБ) относятся к трудноизвлекаемым запасам нефти [Искрицкая Н.И. 2006]. Интерес к промышленному освоению месторождений ВВН и ПБ наблюдается с середины 70-х гг. 20 века. Он был вызван энергетическим кризисом. В настоящее время трудноизвлекаемым запасам уделяется всё больше внимания [Николин И.В. 2007]. Россия, Канада и Венесуэла обладают наибольшими запасами этого сырья. В настоящее время в России сложилась ситуация, когда рентабельное освоение месторождений ВВН и ПБ является насущной проблемой, как для государства, так и

для частных инвесторов [Николин И.В. 2007]. Её решение возможно только путём промышленного внедрения накопленного научного потенциала в данной области.

Метод парогравитационного дренажа (SAGD - Steam assisted gravity drainage), относится к тепловым методам добычи ТН и ВВН. Этот метод был разработан доктором Роджером Батлером в 1978 году [Butler and Stephens 1981, Butler, R.M. 1991]. В период с 1983 по 1995 гг. он был внедрён в производство и на сегодняшний день доказал свою эффективность по сравнению с другими тепловыми методами разработки залежи.

Разработка месторождения ТН методом SAGD требует значительно большего объёма информации о свойствах пород-коллекторов, чем это необходимо при разработке залежей традиционной нефти. В настоящее время в мире выполнен большой объём измерений и моделирования скоростей продольных и поперечных волн в ТН [Wang Z. 2000, Han D.-H. 2008], а также в породах, содержащих ТН [Kato А. 2008, Han D. 2007, Bogdanov I.I. 2007] при различных давлениях и температурах. Также проводилась оценка применимости уравнений Био и Гассманна для прогноза скорости в породе, насыщенной ТН [Wang А. 2000, Mavko G. 2000]. Параллельно с этим проводилось моделирование изменения в пространстве упругих характеристик, отложений разрабатываемого пласта, возникающих в ходе роста паровой камеры, и их изменение в зависимости от температуры, давления и характера насыщения [Bianco Е. 2008, Wolf К. 2008].

Мировая практика показала, что во многих случаях сейсмический мониторинг добычи ПБ и ТН по технологии SAGD позволяет увеличить дебит скважин. Обеспечивается это увеличение тем, что данные сейсморазведки позволяют провести более детальное исследование характеристик залежи и обеспечить лучшее управлении добычей нефти.

Эффективность сейсмического мониторинга с использованием продольных волн показана в работах [Curtis С. 2002, Forgues Е, 2006, Xu Y. 2008, Roy В. 2008] на примере различных месторождений ТН и ПБ расположенных в Венесуэле и Канаде. Эффективность сейсмического мониторинга, использующего отражённые РР и обменные PS волны на примере месторождений, расположенных в Канаде, показана в работах [Watson I.A. 2002, Gray D. 2003, Soubatcheva N. 2006, Nakayama T. 2008]. Кроме мониторинга с активными источниками возбуждения применяются также

пассивные сейсмические методы и мониторинг дневной поверхности [Maxwell S.C. 2008].

В России был выполнен большой объём исследований закономерностей пространственных и временных изменений свойств ТН и ВВН [Ященко И.Г. 2008, Полищук Ю.М. 2004, Полищук Ю.М. 2005, Ан В.В. 2000, Якуцени В.П. 2007]. Исследования упругих и тепловых свойств пород, содержащих ТН, в России начали проводиться только в последнее время [Попов Ю.А. 2009]. Применение метода SAGD в России пока весьма ограничено. В последние несколько лет данный метод успешно применяется компанией «ЛУКОЙЛ-Коми» на Ярегском месторождении ТН.

Пока не опубликованы результаты сейсмического мониторинга процесса SAGD ни на одном из месторождений ТН, расположенных в России, хотя такие работы выполнялись. Высокую эффективность показало применение метода ВСП для изучения зависимости скоростей упругих волн от температуры на Ярегском месторождении [Чертенков М.В, 2007].

На основе проведённого обзора литературных данных в первой главе делается вывод об эффективности применения сейсмических методов для мониторинга разработки залежей ТН по технологии SAGD, а также о перспективности развития этого направления.

Глава 2. Геолого-геофизическая характеристика и сейсмогеологическая модель района работ.

Вторая глава посвящена геологическому строению Ярегского месторождения и построению его сейсмогеологической модели.

Ярегское нефтетитановое месторождение находится в экономически развитом Ухтинском районе Республики Коми в 18 км к юго-западу от г. Ухты. Детальное изучение и освоение Ухтинского района началось в 30-х годах прошлого столетия, хотя еще в конце XIX века он признан промышленно нефтеносным. Нефть на исследуемой территории обладает уникальными свойствами. В пластовых условиях при температуре 6° С, её вязкость достигает 15000 мПахс.

Начиная с 1937 г. отработка месторождения велась по шахтной технологии. Первые опытные работы по закачке пара в пласт были начаты в 1968 г. В процессе работ было доказано, что применение теплового воздействия на пласт позволяет в

несколько раз повысить нефтеотдачу. Начиная с 1968 г. добыча нефти ведется термошахтным способом.

Территория Ухта-Ижемского вала, на котором расположено Ярегское месторождение, изучалась геофизическими методами начиная с 40-х годов прошлого века. Первые сейсморазведочные исследования (1968 г.) проводились по методу МОВЗ. В 1968 г. в северной части Ухтинской складки были проведены сейсморазведочные работы MOB, КМПВ (Грицкевич, 1969 г). В 1992 - 94 гг. на севере Ухтинской складки, были поставлены опытно-методические сейсмические работы. [Путимцев Г.Н. 1995]. В 2001 - 2002 гг. были выполнены сейсморазведочные работы МОГТ юго-восточнее исследуемого месторождения [Оборина Н.С. 2003]. Новейшие сейсмические исследования представлены работами ВСП и НВСП, выполненными в 2005 г. CK ПетроАльянс Сервисис Компании Лимитед в трех скважинах (Кибальчич, 2006 г).

В геологическом строении Ярегского месторождения принимают участие верхнепротерозойские (рифей-вендские), палеозойские (средне-верхнедевонские) и четвертичные отложения. Фундамент (PR2) представлен тонкослоистыми метаморфическими сланцами, отчасти массивными кварцитами и кварцито-песчаниками, предположительно рифей-вендского возраста. На эродированной поверхности фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием залегают образования осадочного чехла, представленные отложениями средне- и позднедевонского возраста. Они представлены эйфелъским (афонинский горизонт, D2ef2), жиеетским (D2zv) ярусом среднего девона (старооскольский надгоризонт, D2st), нижнефранским подъярусом верхнего девона (джьерский (пашийский) - D3dzr, тиманский (кыновский) - Djtm, саргаевский и доманиковый горизонты). Отложения четвертичной системы (Q) сплошным чехлом перекрывают отложения верхнего девона. Основными нефтеносными являются отложениями пласта III (Djzv-ef)

Сейсмогеологическая модель, характеризующая Лыаельскую площадь Ярегского месторождения, строилась с целью создания основы для подбора оптимальных параметров приёмной расстановки, расчёта волнового поля, его обработки и интерпретации. Поэтому структурный план и физические свойства отложений выбирались с таким расчётом, чтобы подчеркнуть основные физико-геологические особенности залегания целевых отложений. В частности, толщина

целевого пласта в пределах модели была задана в диапазоне от 2 до 75 м, а глубина

его залегания (кровля пласта) - от 140 до 210 м. Исследуемые отложения в пределах

всей модели перекрываются высокоскоростным, высокоплотными диабазами

изменяющейся толщины, экранирующими сейсмические волны в целевом интервале.

Толщина зоны малых скоростей также варьируется (от 4 до 17 м).

Структурный план целевого объекта и вмещающих отложений был построен на

основе скважинных отбивок и структурных карт (с учётом дизъюнктивных

нарушений), полученных по результатам интерпретации сейсмических съёмок Скорости в среде Лучевые траектории Годографы

Рис. 1. Сейсмогеологическая модель.

прошлых лет. На построенную структурную основу накладывались физические свойства отложений, определённые путём осреднения в интервале каждого пласта величин скорости и плотности, измеренных различными методами (ВСП, АК, анализ керна). В связи с недостатком информации, скорости поперечных волн для всех интервалов разреза, а также плотности пород в тех интервалах, где не было измерений по керну, рассчитывались по линейным связям со скоростью продольной волны. Необходимые связи оценивались по данным, приводимым для аналогичных типов пород в опубликованной литературе (рис. 1).

В итоге во второй главе был собран и проанализирован достаточный объём геологической и геофизической информации, который позволил построить сейсмогеологическую модель района работ, учитывающую основные факторы, могущие осложнить обработку и интерпретацию сейсмических данных.

Глава 3. Планирование методики и оценка эффективности многоволновой сейсморазведки для целей исследования залежи ТН на основе математического моделирования.

В третьей главе описано планирование методики многоволновых сейсмических наблюдений, обеспечивающей оптимальную прослеживаемость целевых отражений и необходимую разрешающую способность. Также описаны методы расчёта и синтез волнового поля на основе сейсмогеологической модели Ярегского месторождения, его обработка и анализ синтетических временных разрезов.

Критерием выбора типа модельного сигнала стало минимальное число определяющих его параметров. Среди разных типов аналитических сигналов был выбран импульс Риккера. Все дальнейшие расчёты проводились с этим типом зондирующего сигнала. Критерием подбора центральной частоты сигнала явилась способность решать с его помощью следующие задачи: с приемлемой точностью прослеживать (1) кровлю целевого пласта, (2) кровлю и подошву коллектора в целевом пласте и (3) определять свойства целевых отложений по динамическим характеристикам отражения. Опыт сейсмических работ на Ярегском месторождении показывает, что центральная частота записи, которую удавалось получить в поле, не превышала 80 -' 85 Гц. Именно эта величина является верхним пределом для центральной частоты.

Постановка первой задачи, прослеживание кровли целевого пласта, обусловлена искажающим эффектом, возникающим за счёт влияния покрывающих пласт III диабазов. Пределы точности выбираются исходя из особенностей технологии ЭАСБ (пара скважин пробуренных параллельно друг над другом на расстоянии ~5 м должна пройти вблизи подошвы пласта). Следовательно, погрешность структурных построений не должна превышать половины расстояния между скважинами, то есть 2 - 2.5 м.

Определение невязки между истинным положением кровли и положением, определённым по сейсмическим данным при различных центральных частотах зондирующего сигнала (25, 40, 55, 70, 85, 100 и 115 Гц) производилось посредством одномерного сейсмического моделирования. Для этого толщина покрывающих целевой пласт надпластовых аргиллитов Б/" изменялась посредством линейного растяжения в интервале от 0 до 32 м. Время экстремума положительной фазы,

соответствующей кровле целевого пласта, пересчитывалось в область глубин и сравнивалось с истинным модельным значением. Анализ показывает, что для частот ниже 55 Гц погрешность превышает допустимые 2 м.

Точность построения кровли и подошвы коллектора в целевом пласте определялась по аналогичному алгоритму. В середине пласта III был выбран слой повышенных акустических жесткостей, толщина которого последовательно изменялась (от 2 до 40 м). По результатам моделирования было также показано, что для надёжного прослеживания, минимальная центральная частота зондирующего импульса должна быть не ниже 55 Гц.

Точность динамического анализа зависит от величины погрешности, вносимой в амплитуды отражений от границ коллектора за счёт интерференции. Поэтому исследовались также амплитуды экстремумов отражений от кровли и подошвы изменяющегося по толщине слоя. Анализировалось отклонение измеренных амплитуд от значений, рассчитанных для двух однородных полупространств. В результате проведённого анализа возникла необходимость поднять минимальное значение центральной частоты зондирующего сигнала с 55 до 70 Гц.

В итоге с учётом необходимости исследования внутренней структуры паровой камеры для дальнейшего моделирования был выбран импульс Риккера с максимальной полученной на практике центральной частотой 80 Гц.

Выбор параметров системы наблюдения зависит в первую очередь от характеристик исследуемого объекта: глубины его залегания, горизонтальных размеров и скорости в покрывающей толще. Исследуемый объект представляет собой паровую камеру, сформировавшуюся в результате разработки залежи по технологии БАСО. В рамках модели камера имеет размеры порядка 15 - 25 м по горизонтали и вертикали и залегает на глубинах 170 - 250 м.

Для определения шага ОГТ анализировались следующие требования: не менее трёх ОГТ в пределах исследуемого объекта, правильное восстановление углов наклона горизонтов после миграции (пространственный аляйсинг), приемлемое горизонтальное разрешение. В итоге было определено, что шаг между ОГТ должен лежать в пределах от 5 м (для детальных исследований с целью расчёта петрофизических характеристик коллектора и мониторинга ЗАОБ) до 25 м (исследование структурного плана основных отражающих горизонтов).

Минимальное удаление источника от приёмника должно соответствовать глубине ближайшего к поверхности картируемого горизонта. Исходя из этого, в рамках построенной модели минимальный вынос в расстановке не должен превышать минимальной глубины кровли нижнетиманских отложений (ближайших пригодных для прослеживания) - около 50 м.

Максимальный вынос выбирался в соответствии с необходимым для АУО анализа диапазоном углов отражения от границ целевого пласта. В качестве объекта такого исследования была выбрана кровля протерозойского фундамента. Исходя из лучевого моделирования, величина максимального выноса составляет порядка 400 м, тогда время регистрации не должно быть меньше 500 мс.

Кратность, контролирующая соотношение сигнал/помеха определялась по съёмкам прошлых лет. Опытные работы, проведённые на Ярегском месторождении, показали, что при использовании взрывного источника массой 1 кг среднее отношение сигнал /помеха, определённое по сейсмограмме ОПВ, составляет 1.58. Если предположить что при суммировании по ОГТ это отношение возрастает пропорционально для достижения минимально необходимого значения 10 кратность должна составлять не ниже 40.

Расстояние между ПП определяется шагом ОГТ. В рамках построенной модели для детальных исследований размер бина должен быть равен 5 м, тогда шаг между ПП составит Юм. Зная кратность и длину расстановки можно вычислить расстояние между источниками, которое получается равным 10 м.

Моделирование волнового поля проводилось по трём алгоритмам: акустическое приближение (акустическая модель), предполагающее нормальное падение плоской волны на границу двух полупространств; лучевое трассирование с расчётом коэффициентов отражения на границах по уравнению Цёпритца (упругая лучевая модель); решение волнового уравнения методом конечных разностей (упругая конечноразностная модель). Первый и второй алгоритмы применялись для расчёта синтетических сейсмограмм РР и РБ волн, при привязке отражений к временному сейсмическому разрезу, и моделировании волнового поля в интервале паровой камеры. Третий алгоритм использовался для расчёта синтетических сейсмограмм ОПВ вертикальной и горизонтальной составляющей поля вектора

смещений с целью их дальнейшей обработки и получения временных разрезов продольных отражённых и обменных PS волн.

Для анализа возможности изучения ближайших к поверхности горизонтов шаг между ПП был сокращён с минимально необходимых 10 до 2 метров, а минимальный вынос был выбран равным нулю. Приёмная расстановка размещалась на свободной границе модели, а источники на постоянной глубине 8 м. Расчёт волнового поля производился по сети (XxY*T) 0.6 м * 0.6 м * 0.01 мс. Всего было рассчитано по 313 сейсмограмм ОПВ с вертикальной и горизонтальной составляющими поля вектора скорости смещений.

Выбор параметров обработки определялся качеством полученных данных, а также спецификой синтетических сейсмограмм. Подробно описание процедур обработки и их параметров приведены в работе [Горбачёв С.В, 2009], В итоге были получены временные разрезы отражённых РР и обменных PS волн.

На исследуемой площади структурный и динамический анализ данных MOB ОГТ осложнен малой глубиной залегания целевых горизонтов (от 120 до 260 м), и сильной изменчивостью упругих свойств покрывающих отложений. Для исследования влияния вышеперечисленных факторов на поля отражённых и обменных волн была проведена интерпретация синтетических временных разрезов, включавшая в себя: идентификацию и прослеживание отражений и разрывных нарушений в волновом поле, оценку точности восстановления геометрии целевых границ и динамики отражений.

Идентификация модельных границ на временных разрезах проводилась посредством привязки волнового поля к сейсмогеологическому разрезу в контрольных точках. В этих точках на основе построенной модели формировались кривые скорости продольных и поперечных волн, а также плотности. Местоположение контрольных точек выбиралось в соответствии с наличием в строении модели определённых структурных осложнений, способных существенно усложнить прослеживание целевых горизонтов по временным сейсмическим разрезам. Всего было выбрано 7 таких точек.

Привязка осуществлялась посредством сопоставления сеймотрасс синтетических временных разрезов продольных отражённых волн с трассами, полученными в контрольных точках, на основе акустической модели. Для

дальнейшего анализа на временном разрезе были прослежены фазы, отвечающие четырём основным стратиграфическим границам (D3tm2 - D3tmi, D3tmi - D3dzr, D3dzr - D2ZV и D2ZV - PR2), а также наиболее контрастной литологической границе - кровля диабазов D3dzr.

В силу того, что исследуются модельные данные, скоростной закон известен точно. Поэтому при моделировании процесса восстановления структурных границ по временному сейсмическому разрезу внимание уделялось только прогнозу точности карт изохрон. Под точностью в данном случае понимается пространственное соответствие между физической и сейсмической границей. Исследование показало, что для пяти горизонтов, построенных по временному разрезу (D5tmb D^dzr, DiaTop, III, PR2), среднеквадратическая величина отклонения от их истинного модельного положения изменяется в пределах от 1.7 (кровля диабазов) до 3.5 м (кровля D3tm])

Динамический анализ включал в себя сопоставление сейсмотрасс рассчитанных в контрольных точках в интервале D3tmj - PR2 и сравнение амплитуд отдельных отражений по всему разрезу. Сопоставлялись сейсмотрассы временного сейсмического разреза и разреза, полученного в рамках акустической модели.

Анализ показал, что средняя невязка в контрольных точках составляет 14 %. Сопоставление амплитуд по трём наиболее выдержанным положительным фазам показало, что их среднеквадратическая невязка изменяется от 0.22 до 0.24 д.е. Локальные увеличения погрешности обусловлены следующими факторами: влияние зоны наращивания кратности, интерференция отражений от тонких пластов, увеличенная толщина экранирующих диабазов.

В рамках построенной сейсмогеологической модели структурное нарушение расположено в интервале нижнетиманских - среднедевонских отложений. Амплитуда вертикального смещения вдоль нарушения составляет 20 м. На временных разрезах продольных отражённых волн исследуемый объект надёжно фиксируется без использования каких-либо дополнительных процедур обработки. Для точной численной оценки погрешности определения его местоположения по временному разрезу в программном пакете PostStack компании Landmark были рассчитаны разрезы параметра ESP (event similarity prediction - прогноз похожести отражения). Для выбора оптимальных параметров расчёта перебирались три длины окна - 40, 80 и 120 мс. Разрывное нарушение на всех полученных разрезах однозначно определяется

по повышенным значениям параметра ESP. При увеличении длины окна нарушение становится более выдержанным по вертикали.

Для численной оценки точности определения положения разрывного нарушения по всем разрезам ESP по нескольким временным срезам были сняты значения амплитуд. Временные срезы рассчитывались на уровне отражений от основных горизонтов: 130 (кровля D3dzr), 150 (кровля диабазов), 160 (кровля пласта III), и 190 мс (кровля фундамента).

Для определения положения разрывного нарушения анализировались среднее и максимальное значения, а также стандартное отклонение параметра ESP вдоль каждого среза. Наиболее вероятное положение разрывного нарушения определялось как среднее по всем срезам положение максимума ESP. Оно отклоняется от модельного значения на 1 - 1.5 м в зависимости от длины окна расчета параметра.

Также на основе статистического анализа была определена область, в которую нарушение попадает с наибольшей долей вероятности. Анализ показал, что в этом случае в зависимости от длины окна погрешность определения положения разрывного нарушения составляет от 14 до 20 м.

В результате проведённых в третьей главе исследований были определены параметры приемной расстановки, центральная частота зондирующего сигнала; был выполнен расчёт и обработка синтетических сейсмограмм, получены временные разрезы продольных РР и обменных PS волн; по синтетическим временным разрезам оценена погрешность восстановления структурных границ модели и динамического анализа, а также погрешность определения положения разрывного нарушения.

Глава 4. Анализ влияния парогравитационного дренажа на петрофизические характеристики пород коллектора.

Глава посвящена оценке влияния техногенного воздействия, оказываемого в ходе разработки залежи по технологии SAGD, на упругие свойства пород коллектора. На основе литературных данных и петрофизического моделирования исследован диапазон изменений скоростей Р и S волн, а также плотностей целевых отложений на разных этапах разработки залежи. Построена двумерная модель роста паровой камеры.

Для моделирования воздействия оказываемого изменениями температуры и давления на отложения пласта III использовались модели Био и Гассманна.

Исходными данными для этих моделей являлись величины скорости, плотности и пористости, измеренные на образцах керна, взятых из целевого интервала. Непосредственно для моделирования использовались удобные для практического применения уравнения Грегори, основанные на решениях, полученных Био и Гассманном. Они позволяют по измеренной скорости Р волны и плотности породы с известным коэффициентом пористости и водонасыщенности определить скорости Р и S волн для произвольных значений пористости и водонасыщенности.

Уравнения Био-Гассманна могут прогнозировать скорости упругих волн во флюидонасыщенной породе с погрешностью около 3 - 5 % [Wang А. 2000], однако если флюид имеет характеристики твёрдого (битум) или полужидкого (высоковязкая нефть) тела, эта погрешность возрастает до десятков процентов. Поэтому при низких температурах, когда свойства нефти близки к твёрдому телу, вместо уравнений Био-Гассманна необходимо применять зависимости, полученные на основе лабораторных измерений. Для прогноза влияния температуры и давления на скорости продольных и поперечных волн в отложениях исследуемого пласта III, насыщенных ВВН, использовались материалы, опубликованные в иностранной литературе.

Анализ литературных источников [Wang А. 2000, Mavko G. 2000] показал что, во-первых, теория и уравнения Био-Гассманна могут быть использованы для прогноза скорости продольных и поперечных волн в породах, насыщенных ТН, при температурах выше 50 - 80 °С. При меньших температурах рассчитанные значения акустических скоростей буду занижены более чем на 10 %. В этом диапазоне необходимо использовать закономерности, полученные в ходе лабораторных измерений. Во-вторых, полученные в лаборатории результаты, без каких либо поправок за частотный состав, могут использоваться для прогноза акустических скоростей при моделировании процесса сейсмического мониторинга.

Непосредственные зависимости скорости продольных и поперечных волн от температуры и давления в породе насыщенной ТН были взяты из работ [Kato А. 2008, Han D. 2007] в которых подробно освещается вопрос изменения скоростей упругих волн в резервуаре, насыщенном такой нефтью, при его разработке паротепловым методом.

Для непосредственного прогноза изменений скоростей продольных и поперечных волн, а также плотности отложений пласта III при паротепловом

воздействии на него, были выполнены следующие действия: выбрана коллекция образцов керна, являющаяся базой для моделирования; рассчитаны связи упругих свойств ТН и воды с температурой и давлением; определены диапазоны изменения температуры и давления в естественных условиях залегания целевого пласта III, а также при техногенном воздействии на него; физические воздействия на пласт, возникающие в ходе его разработки по технологии SAGD, разделены на пять фаз.

За основу для моделирования были взяты свойства девяти образцов керна, относящихся к песчаникам пласта III, по которым были измерены значения плотности (2.08 - 2.35 г/см3), скорости Р волн (3062 - 3272 м/с) и пористости (13 - 29 %). Затем по уравнениям Грегори для каждого образца был рассчитан модуль сжатия сухого скелета и модуль объёмного сжатия зёрен скелета.

Плотность тяжёлой нефти на Ярегском месторождении измерялась в лабораторных условиях, при температурах, лежащих в диапазоне от 8 до 150 °С. В этом диапазоне температур результаты измерений с высокой степенью точности были аппроксимированы полиномом третьей степени, а при температуре выше 150 °С плотность экстраполировалась по линейному уравнению. На основе результатов лабораторных измерений акустических скоростей в нефтях с различной плотностью, приведённых в работе [Wang Z. 2000], было эмпирически подобрано уравнение, связывающее скорость продольной волны с температурой и давлением для нефти Ярегского месторождения. Аналогичным образом акустическая скорость в воде была описана полиномом третьей степени. За основу были взяты результаты лабораторных измерений, приведённые в статье [Han D, 2007].

Эффективное давление, определяемое разностью между литостатическим и пластовым (поровым) давлением, рассчитывалось на основе построенной сейсмогеологической модели. На глубине залегания пласта III литостатическое давление изменяется в диапазоне от 2.72 до 4,1 МПа, а поровое - от 1.37 до 2.1 МПа. Тогда эффективное давление варьируется в пределах от 1.35 до 2 МПа. Естественные пластовые температуры по результатам скважинных измерений изменяются в целевом диапазоне глубин от 6 до 8 °С. Параметры пара, использованного для разработки залежи в пласте III на исследуемом месторождении, изменялись в следующих пределах: давление 0.5 - 2.5 МПа, температура 150 - 220 °С.

Все эти значения близки к приведённым в использованной литературе [Kato А. 2008, Han D. 2007] величинам, при которых производились измерения скоростей упругих волн в песчаниках насыщенных тяжёлой нефтью. Поэтому литературные данные могли с большой достоверностью использоваться для прогноза изменения скоростей в тех температурных диапазонах, в которых уравнения Био-Гассманна не обеспечивают необходимой точности (Т = 10 - 80 °С).

Основываясь на данных работы [Kato А. 2008], было принято решение разделить процесс парогравитационного дренажа, а точнее ту его часть, которая связана с непосредственной закачкой пара в пласт, на пять фаз воздействия. Первая фаза - нагнетание горячего пара в пласт под давлением. Рост пластового давления с 2.07 до 4.83 МПа. Температура не изменяется (10 °С). Скорости VP и Vs изменяются по эмпирическому уравнению, приведённому в работе [Kato А. 2008]. Вторая фаза -рост температуры пород под действием разогретого пара. Давление при этом остаётся постоянным и равным 4.83 МПа. Температура увеличивается с 10 до 80 °С. Скорости VP и Vs также описываются уравнениям приведёнными в работе [Kato А. 2008]. Третья фаза - за счёт роста температуры вязкость нефти понижается настолько, что возникает возможность прогнозировать Vp и Vs в породах, основываясь на уравнениях Био-Гассманна. Температура повышается от 80 до 120 °С. Давление не изменяется. Четвёртая фаза - происходит постепенная замена нефти водой. Температура повышается от 120 до 140 °С. Давление не изменяется. Пятая фаза -происходит замещение воды водяным паром. Температура повышается до 240 °С, давление не изменяется.

Моделирование показывает, что физическое воздействие на пласт, возникающее в ходе его разработки методом парогравитационного дренажа, оказывает существенное влияние на скорости продольных и поперечных волн. Изменение плотностей отложений, по сравнению со скоростями не столь значительно. При этом разделить между собой описанные пять фаз на основе только скоростей продольных или поперечных волн практически невозможно. Только совместный анализ VP и Vs позволяет однозначно определить фазу паротеплового воздействия на пласт:

1. Рост давления приводит к одновременному падению VP и V5 на первые проценты.

2. Начальный нагрев приводит к падению VP и Vs на десятки процентов.

3. Дальнейший нагрев вызывает падение VP на первые проценты, Vs - не изменяется.

4. Замещение нефти водой ведёт к росту Vp на первые проценты, Vs - не изменяется.

5. Замещение воды паром приводит к падению Vp на первые проценты и соизмеримому с ним росту V¡.

Для сейсмического моделирования помимо связи скоростей продольных и поперечных волн с температурой и давлением, необходимо также описать процесс роста паровой камеры в пространстве. В силу особенностей метода SAGD для этого достаточна двумерная модель. Весь процесс разработки был разделён на четыре этапа: исходное состояние; нагрев отложений посредством циркуляции горячего пара (Т = 220 °С) одновременно в обеих скважинах; рост давления во всём пласте за счёт нагнетания пара (Т = 181 °С, Р = 2.7 МПа) в верхнюю скважину; рост паровой камеры вследствие распространения горячего пара в пласте и дренирования им нагретой нефти.

Свойства отложений, вмещающих моделируемый объект, были взяты из построенной сейсмогеологической модели, и были приняты постоянными по горизонтали. Параметры теплопроводности и объёмной теплоёмкости в соответствии с результатами лабораторных измерений были взяты равными 2.9 Вт/м*К и 1.7x106 Дж/м3хК соответственно.

На втором этапе роста камеры для расчёта температурного поля, возникшего в пласте после нагрева, использовалось уравнение теплопроводности. Уравнение решалось методом конечных разностей, с использованием прямоугольной сетки. На третьем этапе вблизи нагнетательной скважины был сформирован небольшой (1 м) ореол пара и воды, поровое давление во всем продуктивном пласте увеличено с 2.07 до 4.83 МПа. На четвёртом этапе за основу модели паровой камеры были взяты результирующие поля температуры и паронасыщения, полученные в работе [Bogdanov I.I. 2007], в которой процесс SAGD был смоделирован на основе решения уравнений тепломассопереноса методом конечных элементов.

В итоге моделирования были получены четыре группы разрезов температуры, давления, водо-, нефте- и паронасыщения. По ним были рассчитаны разрезы скорости продольных и поперечных волн, а также плотности.

Плотность. На втором и третьем этане изменяется слабо (30 кг/м3). На четвёртом этапе над нагнетательной скважиной формируется чашеобразная область пониженной плотности. Падение составляет в среднем порядка 100 кг/м3 (максиму 250 кг/м3). У8. Значения сильнее подвержены влиянию изменения температуры, чем смены типа флюида. На втором и третьем этапах вблизи скважин формируется эллипсовидная область пониженных (на 650 м/с) значений. На четвертом этапе эта область приобретает чашеобразный вид и захватывает весь пласт по высоте. Ур. Значения подвержены влиянию, как температуры, так и типа флювда, На втором и третьем этапах вблизи скважин возникает эллипсовидная область пониженных (максимум на 800 м/с) скоростей. На четвёртом этапе она преобразуется в сложно построенную чашеобразную область, состоящую из двух зон. Первая - захватывает весь пласт по высоте и обусловлена нагревом и замещением вязкой нефти водой, внутри неё расположена вторая, обусловленная присутствием водяного пара. Падение скорости (относительно первого этапа) в первой зоне составляет 640 м/с, во второй -810 м/с.

В четвёртой главе были получены следующие результаты: уравнения Био-Гассманна могут быть использованы для прогноза упругих скоростей при температурах выше 50 - 80 °С; скорости, измеренные в лабораторных условиях, могут использоваться для сейсмического мониторинга; надёжное разделение фаз воздействия процесса ЗАвй возможно только при совместном использовании УР и У5; наибольшее воздействие (десятки процентов) на УР и оказывает нагрев породы содержащей ТН, замещение нефти водой, а затем паром оказывает воздействие только на Ур (первые проценты), рост давления изменяет УР и У5 на первые проценты.

Глава 5. Анализ изменения волнового поля в интервале залежи в ходе её разработки методом БАСй.

Глава посвящена моделированию сейсмического мониторинга разработки залежи по технологии БАОБ. Исследуется влияние роста паровой камеры на атрибуты полей отражённых продольных и обменных РБ волн.

В ходе исследования влияния развития паровой камеры на сейсмические

атрибуты, её двумерная модель (рис. 2) рассматривалась как серия простых

одномерных моделей. Кинематические атрибуты, представляющие собой временную

толщину пласта III по продольным отражённым (AtPP) и обменным PS (AtPS) волнам,

рассчитывались по построенной модели скорости продольных и поперечных волн.

-г - 2х - Дг„р VP

Также рассчитывалось отношение скоростей - параметр у =-—-tL = ~£-,

Д tpp

г-¿ИЩп-.^-п

И;

Ö:

Упругие свойства паровой камеры

яг и;

2204 VP 3078 936 Vs 1675 Щшк' un

.41

■ESte:

Рис. 2. Модель роста паровой камеры.

Атрибуты сопоставлялись с такими характеристиками как средняя температура пласта, давление, концентрация воды, пара и нефти.

Анализ кинематических атрибутов показал, что их изменения обусловленные ростом паровой камеры достаточно велики (до 10 мс) чтобы их можно было обнаружить сейсмическими методами. Подтверждена особая значимости атрибута у. Именно он позволяет однозначно идентифицировать каждый этап, а на заключительном этапе роста паровой камеры - определить границы всех основных зон разработки: холодная нефть, нагретая нефть и паровая камера.

С целью анализа динамических атрибутов для каждого этапа роста паровой камеры были рассчитаны синтетические сейсмограммы, которые затем преобразовывались во временные разрезы продольных отражённых и обменных PS волн. Расчет проводился на основе упругой лучевой модели с принятыми ранее параметрами приёмной расстановки и формой зондирующего импульса. Для получения разрезов в синтетические сейсмограммы вводились кинематические поправки, проводился мьютинг, а затем выполнялось суммирование.

Таким образом, для каждого из четырёх этапов роста паровой камеры были получены по два временных разреза. По каждому из них были прослежены фазы, отвечающие кровле (отрицательный экстремум) и подошве (положительный экстремум) пласта III. Анализировались амплитуды отражённых АРР и обменных волн Aps, а также их отношение Ar_s = Aps / АРР.

Сопоставление динамических атрибутов с температурой и насыщением пласта позволяет сделать вывод о том, что атрибуты дают возможность надёжно обнаруживать нагретые области, где тяжёлая нефть приобрела свойства близкие к свойствам обычной. Увеличение концентрации пара в пласте также отражается на сейсмических амплитудах. Однако связанные с этим изменения в разы слабее эффектов обусловленных падением вязкости нефти.

В работе проведено исследование устойчивости и надёжности определения свойств отложений по атрибутам волнового поля. Во-первых, был проведён анализ влияния шага дискретизации на точность восстановления кинематических атрибутов. Во-вторых, исследовалось влияние на кинематические и динамические атрибуты сферичности фронта реальной волны, а также соотношение характерных размеров паровой камеры с длиной волны (размер первой зоны Френеля).

На первом этапе временные толщины паровой камеры, рассчитанные по модели, сопоставлялись с толщинами определёнными по временным сейсмическим разрезам при шаге дискретизации 1 и 0.25 мс. Сопоставлялись также параметры у. Анализ невязок показал, что при шаге > 1 мс возникают значительные погрешности определения параметров Д1рр и Мрз и как следствие ещё большие погрешности определения у, являющегося основным для разделения нагретых и паронасыщенных областей. Это приводит, во-первых, к невозможности определения текущего этапа разработки, и, во-вторых, к недопустимым погрешностям (до 6 м) определения границ прогретых и паронасыщенных областей. При сокращении шага дискретизации с 1 до 0.25 мс эти ошибки практически исчезают.

На втором этапе исследовалось влияние на кинематические и динамические атрибуты сферичности фронта волны и соотношение преобладающей длины волны с характерным размером паровой камеры. С этой целью на основе модели паровой камеры методом конечных разностей (метод «взрывающихся границ») был произведён расчет разреза вертикальной составляющей поля вектора смещений. При расчёте использовались два импульса Риккера с центральными частотами 80 и 110 Гц. Для получения временных разрезов, пригодных для анализа атрибутов была проведена конечноразностная миграция. По итоговым разрезам были сняты кинематические и динамические атрибуты отражённых волн.

Сопоставление кинематических и динамических атрибутов (Д1РР и Арр), полученных по всем трём разрезам (одномерная акустическая модель и упругая конечноразностная модель при частоте сигнала 80 и 110 Гц), выявило три основные закономерности. Во-первых, положение границ зоны разработки определяется с погрешностью, достигающей 13 % по кинематическим и до 64 % по динамическим атрибутам. Во-вторых, на «реальных» атрибутах отсутствует проявление паровой камеры. В-третьих, с ростом частоты сигнала на 30 Гц происходит уменьшение невязок атрибутов: кинематических - на 25 %, а динамических - всего на 9 %.

Результаты пятой главы можно сформулировать следующим образом: анализ кинематических и динамических атрибутов позволяет определить этап развития паровой камеры, а также её основные границы; принципиальное значение имеют атрибуты, полученные по совокупности отраженных РР и обменных РБ волн (у и ); для достоверности атрибутного анализа шаг дискретизации не должен

превышать 0.25 мс; в реальных условиях на начальном этапе разработки возможно использование только кинематических атрибутов и только для определения границ области нагрева; наиболее эффективное использование атрибутов возможно на поздних этапах разработки.

Заключение

Основные результаты работы:

1. Исследован мировой опыт сейсмического мониторинга разработки залежей ТН по технологии SAGD и показана его эффективность.

2. Собран и проанализирован большой объём геологической и геофизической информации, что позволило построить сейсмогеологическую модель для района работ на Ярегском месторождении ТН.

3. На основе построенной сейсмогеологической модели проведено математическое моделирование, позволившее определить оптимальные параметры методики MOB ОГТ для сейсмического мониторинга. По этой методике были рассчитаны синтетические сейсмограммы, выбран граф обработки и получены синтетические временные разрезы продольных отражённых и обменных PS волн.

4. На основе синтетических временных разрезов оценены погрешности восстановления структурных границ модели и определения положения разрывного нарушения, а также погрешности динамического анализа.

5. По литературным данным исследованы методы прогноза упругих свойств отложений, насыщенных ТН, и их ограничения. На основе эмпирических зависимостей и уравнений Био-Гассманна сделан прогноз изменений VP, Vs и плотности, возникающих при разработке залежи Ярегского месторождения по технологии SAGD. Отдельно исследованы эффекты, связанные с нагревом породы и со сменой типа флюида в ней.

6. Исследовано влияние развития паровой камеры на кинематические и динамические атрибуты продольных отражённых и обменных PS волн, а также на их соотношения.

7. Исследованы возможности и ограничения атрибутного анализа для прогноза положения и размеров паровой камеры SAGD. В частности, исследовано влияние шага дискретизации и сделан прогноз эффективности сейсмического мониторинга в реальных условиях.

Список опубликованных работ по теме диссертации.

1. Горбачев C.B., Мирошниченко Д.Е., «Прогноз целесообразности и эффективности проведения многоволновой сейсморазведки на основе моделирования»// Технологии сейсморазведки № 1,2008, с. 48 - 53.

2. Мирошниченко Д.Е., Керусов И.Н., «Сейсмогеологическое моделирование эффективности многоволновой сейсморазведки для мониторинга разработки месторождения вязкой нефти по технологии SAGD»// Технологии сейсморазведки № 4,2009, с. 33 - 39.

3. Горбачев C.B., Мирошниченко Д.Е., «Оценка целесообразности и эффективности проведения многоволновых сейсмических съемок на стадии проектирования»// Сборник тезисов докладов, IX Международной научно-практической конференции «Геомодель», - 16-21 сентября 2007г. - Геленджик-с. 92.

4. Керусов И. Н., Мирошниченко Д. Е., Горбачев C.B. и др., «Проектирование 3-х компонентой сейсмической съёмки с целью мониторинга разработки малоглубинного месторождения вязкой нефти на основе сейсмогеологического моделирования (на примере Лыаёльской площади Ярегского месторождения)»// Сборник тезисов докладов, II Международного конгресса и выставки «ГеоСибирь» - 25 апреля 2007г. - Новосибирск - CD.

5. Керусов И.Н., Мирошниченко Д.Е., «Сейсмогеологическое моделирование эффективности многоволновой сейсморазведки для мониторинга разработки (технология SAGD) месторождения вязкой нефти»// Сборник тезисов докладов VII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», -15 - 17 сентября 2009 г. - Небуг - CD.

Отпечатано в отделе оперативной печати Геологического ф-та МГУ Тираж 100 экз. Заказ № 9

Содержание диссертации, кандидата физико-математических наук, Мирошниченко, Дмитрий Евгеньевич

оглавление. введение.

глава 1. современное состояние сейсмических методов контроля разработки залежей высоковязкой нефти по технологии sagd.

1.1. Разработка месторождений тяжёлых нефтей в мире.

1.2. Технология SAGD, возникновение и развитие.

1.3. Обзор проведённых исследований упругих характеристик тяжёлой нефти.

1.4. Мировой опыт применения сейсмических методов для мониторинга разработки месторождений тяжёлой и высоковязкой нефти по технологии SAGD.

1.5. Опыт разработки месторождений тяжёлой и высоковязкой нефти в России.

1.6. Выводы.

глава 2. геолого-геофизическая характеристика и сейсмогеологическая модель района работ.

2.1. Геолого-геофизическая характеристика исследуемого района.

2.1.1. Физико-географичекие особенности.

2.1.2. Геологическая изученность.

2.1.3. Геофизическая изученность.

2.1.4. Геологическое строение исследуемого месторождения.

2.1.5. Краткая сейсмогеологическая характеристика разреза.

2.2. Построение сейсмогеологической модели.

2.2.1. Построение модели скоростей продольных волн.

2.2.2. Построение модели скоростей поперечных волн и плотности.

2.3. Выводы.

глава 3. планирование методики и оценка эффективности ; многоволновой сейсморазведки для целей исследования залежи тн на основе математического моделирования.

3.1. Выбор параметров системы наблюдения.

3.1.1. Выбор формы зондирующего сигнала.

3.1.2. Выбор параметров приёмной расстановки.

3.1.2.1. Шаг между ОГТ.

3.1.2.2. Максимальный и минимальный вынос, время регистрации.

3.1.2.3. Кратность, шаг между ПВ и ПП.

3.2. Синтез волнового поля.45;

3.3. Обработка синтетических сейсмограмм.

3.3.1. Особенности обработки данных многокомпонентной сейсморазведки.

3.3.2. Обработка синтетических сейсмограмм.

3.4. Интерпретация и анализ синтетических временных разрезов.

3.4.1. Идентификация границ модели на синтетических временных разрезах.

3.4.2. OijenKa точности восстановления структурной основы модели по волновому полю

3.4.3. Анализ динамики отражений от целевых границ.

3.4.4. Трассирование разрывного нарушения по синтетическому временному сейсмическому разрезу продольных отражённых волн.

3.5. Выводы.:.

ГЛАВА 4. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНАЖА НА

ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД КОЛЛЕКТОРА.

4.1. Математическая основа петрофизического моделирования.

4.2. Прогноз изменений упругих свойств пород коллектора, происходящих в процессе парогравитационного дренажа.

4.2.1. Обзор литературных данных.

4.2.2. Алгоритм моделирования паротеплового воздействия.

4.2.2.1. Анализ образцов керна.

4.2.2.2. Упругие свойства флюидов.

4.2.2.3. Диапазон изменения температуры и давления в исследуемом пласте в ходе паротеплового воздействия.

4.2.2.4. Фазы изменения температуры и давления, возникающие в ходе разработки пласта методом парогравитационного дренажа.

4.2.3. Анализ изменений акустических и тотностных характеристик пород насыщенных тяжёлой нефтью при паротепловом воздействии.

4.3. Моделирование процесса роста паровой камеры.

4.4. Выводы.

ГЛАВА 5. АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЯ ВОЛНОВОГО ПОЛЯ В ИНТЕРВАЛЕ ЗАЛЕЖИ В ХОДЕ ЕЁ РАЗРАБОТКИ МЕТОДОМ SAGD.

5.1. Влияние роста паровой камеры на кинематические и динамические характеристики отражённых и обменных волн.114.

5.1.1. Анализ изменения кинематических атрибутов.

5.1.2. Анализ изменения динамических атрибутов.

5.2. Анализ устойчивости измерения атрибутов.

5.2.1. Анализ влияния шага дискретизации.127,

5.2.2. Анализ влияния сферичности фронта и длины волны.

5.3. Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование эффективности контроля разработки залежи высоковязкой нефти по технологии SAGD посредством многоволнового сейсмического мониторинга"

Актуальность темы. В настоящее время в мире наблюдается истощение активно разрабатываемых месторождений обычной нефти. При этом во многих странах убыль старых месторождений не компенсируется приростом новых. Параллельно с этим в мире увеличиваются объёмы разработки трудноизвлекаемых запасов, таких как тяжёлая нефть и природный битум. В некоторых странах (Канада) объём добычи тяжёлой нефти уже превысил объёмы добычи лёгкой нефти и нефти средней плотности.

Среди всех методов добычи тяжёлой нефти тепловые методы являются одними из наиболее перспективных. Среди них одним из наиболее быстро развивающихся является метод SAGD (парогравитационный дренаж).

Разработка залежи тяжёлой нефти методом SAGD требует постоянного мониторинга. Одной из наиболее важных задач является контроль роста паровой камеры. Применяемые сейчас методы, такие как, например, бурение наблюдательных скважин, достаточно дороги и не всегда эффективны. Поэтому в последнее время бурное развитие получили сейсмические методы мониторинга разработки.

Последние исследования влияния паротеплового воздействия на упругие свойства пород насыщенных тяжёлой нефтью показали, что для целей сейсмического мониторинга разработки целесообразно исследовать изменения скоростей как продольных, так и поперечных волн.

В последнее время на Ярегском месторождении тяжёлой нефти начал активно применяться метод SAGD. Возникла необходимость в исследовании целесообразности проведения мониторинга разработки залежи посредством многоволновой сейсморазведки. Именно этому вопросу посвящена настоящая диссертация.

Целью работы является исследование целесообразности мониторинга добычи тяжёлой нефти на Ярегском месторождении по технологии SAGD посредством многоволновой сейсморазведки (на РР и PS волнах).

Задачи исследования формулируются следующим образом:

• Исследование накопленного опыта применения и эффективности сейсмического мониторинга разработки залежи тяжёлой нефти по технологии SAGD.

• Выбор оптимальных параметров системы наблюдения на основе структурного строения и упругих характеристик исследуемого объекта и покрывающих отложений;1

• Оценка точности структурных построений и разрешающей способности метода MOB ОГТ в интервале целевых отложений;

• Исследование влияния разработки залежи по технологии SAGD на петрофизические характеристики слагающих её отложений;

• Оценка влияния изменений свойств целевых отложений, вызванных разработкой, на характеристики волнового поля, регистрируемого в интервале залежи;

• Оценка точности прогноза местоположения и размеров паровой камеры SAGD на основе данных многоволновой сейсморазведки.

Исследования, выполненные в рамках диссертационной работы, позволили выдвинуть следующие защищаемые положения:

• Выбраны параметры системы наблюдения MOB ОГТ, обеспечивающие необходимое разрешение по горизонтали и вертикали для исследования целевых отложений Ярегского месторождения.

• Прогнозная точность структурных построений и динамического анализа достаточна для исследования целевых отложений Ярегского месторождения.

• Численное моделирование влияния, оказываемого разработкой залежи высоковязкой нефти по технологии SAGD на упругие свойства целевых отложений, указывает на возможность определения этапов разработки по сейсмическим данным.

• При сейсмическом мониторинге разработки залежи по технологии SAGD необходимо использовать данные продольных отражённых и обменных PS волн.

• Границы и размеры паровой камеры SAGD в реальных условиях Ярегского месторождения могут быть определены на основе анализа кинематических ii динамических атрибутов волнового поля.

• Сопоставление атрибутов продольных отражённых и обменных PS волн позволяет повысить точность и достоверность прогноза параметров паровой камеры SAGD. Предметом исследования данной диссертации является многоволновой сейсмический мониторинг разработки залежи тяжёлой нефти на Ярегском месторождении по технологии SAGD.

Объектом исследования является Ярегское месторождение тяжёлой нефти. Методом изучения выбрано численное моделирование петрофизических свойств отложений на основе уравнений Био и Гассмана, а также расчёт сейсмического волнового поля на основе алгоритмов лучевого и полноволнового моделирования.

Научная новизна. Впервые сделан прогноз точности структурных построений и динамического анализа на Ярегском месторождении. ;

Впервые для Ярегского месторождения дан прогноз изменения упругих свойств' отложений насыщенных тяжёлой нефтью при паротепловом воздействии на пласт.

Впервые сделан прогноз изменений кинематических и динамических сейсмических атрибутов продольных и обменных волн, возникающих в ходе разработки залежи методом SAGD.

Практическая значимость. Проведённое исследование позволяет планировать методику многокомпонентного сейсмического мониторинга на Ярегском месторождении!. Выполненный анализ изменений сейсмических атрибутов на разных этапах развития паровой камеры даёт инструмент для определения стадии разработки по многокомпонентным сейсмическим данным.

Внедрение результатов работы. Полученные в ходе исследований результаты были использованы для написания ряда производственных отчётов.

По теме диссертации опубликовано 2 статьи.

Основные положения работы опробованы на следующих конференциях:

ГЕО-Сибирь-2СЮ7» международная выставка и научный конгресс, семинар: «Многоволновые и многокомпонентные сейсмические исследования», Новосибирск 2007; «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» VII научно-практическая конференция, Небуг 2009.

Структура работы. Диссертационная работа разделена на три части: введение,-основная часть и заключение.

Во введении описаны актуальность работы, цели исследования, объект и предмет исследования, методы изучения, теоретическая и прикладная ценность работы, защищаемые положения, а также дано краткое описание структуры работы.

Основная часть разделена на пять глав. , i

В первой главе (Современное состояние сейсмических методов контроля разработки залежей высоковязкой нефти по технологии SAGD) содержится литературный обзор развития методов добычи тяжелых нефтей, а также сейсмических методов контроля и управления разработкой.

Вторая глава (Геолого-геофизическая характеристика и сейсмогеологическая модель района работ) посвящена геологическому строению Ярегского месторождения и формированию его сейсмогеологической модели

В третьей главе (Планирование методики и оценка эффективности-многоволновой сейсморазведки для целей исследования залежей ТН на основе математического моделирования) описано планирование методики многоволновых сейсмических наблюдений, обеспечивающей оптимальную прослеживаемость целевых отражений и необходимую разрешающую способность. В ней также описаны методы расчёта волнового поля на основе сейсмогеологической модели Ярегского месторождения; граф обработки синтетических сейсмограмм и анализ синтетических временных разрезов.

Четвёртая глава (Анализ влияния парогравитационного дренажа на петрофизические характеристики пород коллектора) посвящена оценке влияния техногенного воздействия, оказываемого в ходе разработки залежи методом SAGD, на петрофизические свойства пород коллектора. На основе литературных данных и петрофизического моделирования исследован диапазон изменений скоростей Р и S волн, а также плотностей целевых отложений на разных этапах разработки залежи. Построена двумерная модель роста паровой камеры.

Пятая глава (Анализ изменения волнового поля в интервале залежи в ходе её разработки методом SAGD) посвящена моделированию сейсмического мониторинга разработки залежи методом SAGD. Основой для него служат результаты, полученные в главе 4. Исследуется влияние роста паровой камеры на атрибуты полей отражённых продольных и обменных PS волн.

В заключении перечисляются общие выводы и итоги работы.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность своим научным руководителям профессору, доктору технических наук, [Облогиной Т.И.| и старшему научному сотруднику, кандидату геолого-минералогических наук Шалаевой Н.В. Автор признателен всем кто оказывал помощь и поддержку в написании этой работы, в частности Керусову И.Н., Горбачёву С.В., Петровой И.В., Хипели Р.В., Евстигнеевой А.Е., Быковой Е.А. Особую благодарность автор выражает компании «ЛУКОЙЛ-КОМИ» и заместителю начальника главного управления по геологии и разведке ОАО «ЛУКОЙЛ» Чертенкову М.В. за поддержку этой работы, предоставленные материалы и разрешение на публикацию.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Мирошниченко, Дмитрий Евгеньевич

Основные результаты работы могут быть сформулированы следующим образом.

1. Исследован мировой опыт сейсмического мониторинга разработки залежей ТН и ВВН по технологии SAGD и показана его эффективность. а) Показана перспективность трудноизвлекаемых запасов ТН и ВВН. б) Показана перспективность технологии SAGD для разработки запасов ТН и ВВН. в) Проанализированы результаты мировых и отечественных исследований влияния тепловых и паротепловых воздействий на отложения, содержащие ТН и ВВН. г) Установлена высокая эффективность сейсмических методов мониторинга разработки залежей ТН и ВВН. д) Проанализирован российский опыт применения сейсмических методов мониторинга разработки залежей ТН и ВВН.

2. Собран и проанализирован большой объём геологической и геофизической информации, что позволило построить сейсмогеологическую модель для района работ на Ярегском месторождении ТН, в которой учтено сложное строение данного месторождения.

3. На основе построенной сейсмогеологической модели проведено математическое моделирование, позволившее определить оптимальные параметры методики MOB ОГТ для сейсмического мониторинга. а) Приёмная расстановка должна обеспечивать кратность не ниже 40, шаг между ОГТ не менее 5 м и максимальный вынос не менее 400 м. Время регистрации должно быть не менее 500 мс. б) Центральная частота зондирующего сейсмического сигнала должна быть не ниже 70 Гц.

4. По выбранной методике MOB ОГТ были рассчитаны синтетические сейсмограммы, выбран граф обработки и получены синтетические временные разрезы продольных отражённых и обменных PS волн, на основе которых оценены погрешности восстановления структурных границ модели и определения положения разрывного нарушения, а также погрешности динамического анализа. а) Основные структурные границы сейсмогеологической модели могут быть восстановлены со среднеквадратической погрешностью, не превышающей 3.5 м (в целевом интервале около 1.5 м). б) Восстановленные значения сейсмических амплитуд отражённых волн в целевом интервале (ОзЬти - PR2) будут отличаться от своих истинных значений (акустическая модель) на 10 - 15 % (погрешность динамической инверсии).

Амплитуды экстремумов наиболее выдержанных отражений в пределах всего разреза будут восстановлены с ошибкой порядка 20 % (погрешность атрибутного анализа).

5. По литературным данным исследованы методы прогноза упругих свойств отложений, насыщенных ТН, и их ограничения. На основе эмпирических зависимостей и уравнений Био-Гассманна сделан прогноз изменений VP, Vs и плотности, возникающих при разработке залежи Ярегского месторождения по технологии SAGD. Отдельно исследованы эффекты, связанные с нагревом породы и со сменой типа флюида в ней. Показано, что: а) Теория и уравнения Био-Гассманна могут быть использованы для прогноза скорости продольных и поперечных волн в породах насыщенных тяжёлой высоковязкой нефтью при температурах выше 50 - 80 °С б) Скорости, измеренные в породах насыщенных ТН или ПБ в лабораторных условиях, могут использоваться для прогноза акустических скоростей при моделировании процесса сейсмического мониторинга. в) Воздействие процесса парогравитационного дренажа на породы, насыщенные тяжёлой нефтью, можно разделить на пять фаз. г) Анализ изменения скоростей и плотности в пяти выделенных фазах воздействия показывает, что их надёжное разделение возможно только при совместном исследовании скоростей продольных и поперечных волн. д) Развитие паровой камеры в пласте можно разделить на четыре этапа. е) Наибольшее воздействие (десятки процентов) на скорости продольных и поперечных волн оказывает нагрев породы содержащей холодную ВВН. Замещение нагретой нефти водой, а затем паром оказывает воздействие только на скорости продольных волн (первые проценты). Скорости поперечных волн при этом остаются практически неизменными. Рост давления в пласте изменяет на первые проценты как скорости поперечных, так и скорости продольных волн.

6. Исследовано влияние развития паровой камеры на кинематические и динамические атрибуты продольных отражённых и обменных PS волн, а также на их соотношения; У становлено, что: а) Изменения кинематических атрибутов, обусловленные ростом паровой камеры достаточно велики (до 10 мс) чтобы их можно было обнаружить сейсмическими методами. б) Анализ кинематического атрибута у (отношение скорости продольной и поперечной- волны) позволяет однозначно идентифицировать текущий этап развития паровой камеры, а на заключительном этапе её роста — определить границы всех трёх основных зон разработки: холодная нефть, нагретая нефть и паровая камера. в) Диапазон изменения динамических атрибутов достаточно велик (от десятков до сотен процентов) для обнаружения сейсмическими методами. г) Анализ амплитуд отражённых и обменных волн, а также их соотношения, позволяет надёжно обнаруживать области нагретой ВВН, и, несколько хуже, увеличенной концентрации пара в пласте.

7. Исследованы возможности и ограничения атрибутного анализа для прогноза положения и размеров паровой камеры SAGD. Показано, что: а) При мониторинге развития паровой камеры для эффективного использования кинематических атрибутов необходим шаг дискретизации сейсмической записи не более 0.25 мс. б) В реальных условиях на начальном этапе разработки кинематические и динамические атрибуты позволяют определить только границы области нагрева ВВН. Причём наиболее точную информацию об их положении дают кинематические атрибуты. в) Наиболее эффективное использование кинематических и динамических атрибутов для мониторинга паровой камеры возможно на поздних этапах разработки, когда её размер достигает сотен метров

Заключение

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата физико-математических наук, Мирошниченко, Дмитрий Евгеньевич, Москва

1. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М. и др., «База данных по химии нефти и перспективы её применения в геохимических исследованиях»// Геология нефти и газа, 2000., №2, с. 49-51.

2. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М. и др., «Геоинформационная система для исследования закономерности пространственного распределения ресурсов нефти и газа»// Проблемы окружающей среды и природных ресурсов, 2000, № 11, с. 15-24.

3. Горбачёв С.В., «Разработка методики применения сейсморазведки на продольных и обменных волнах на основе данных сейсмомоделирования»// Кандидатская диссертация: 25.00.10., Москва, 2009 г, 145 с.

4. Горбачев С.В., Мирошниченко Д.Е., «Прогноз целесообразности и эффективности проведения многоволновой сейсморазведки на основе моделирования»// Технологии сейсморазведки № 1, 2008, с. 48 53.

5. Данилова Е., «Тяжёлые нефти России»// The Chemical Journal, Декабрь 2008, с. 34 37.

6. Добрынин В.М., «Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа»// М„ "Недра", 1970 г., 239 с.

7. Искрицкая Н.И., «Экономическая эффективность инноваций ВНИГРИ при освоении месторождений высоковязких нефтей и природных битумов»// Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2006 г., № 1, с. 1 12.

8. Коноплёв Ю.П., «Научно-методические основы проектирования и анализа термошахтной разработки нефтяных месторождений»// Диссертация доктора технических наук: 25.00.17, Москва, 2004, 253 е.: 71 05-5/277.

9. Коноплев Ю.П., Герасимов И.В., Чикишев Г.Ф. и др., «Новые технологии разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти»// Тезисы IX Научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Небуг, 2009.

10. Куклин И.А., Рузин Л.М., Овчинников З.Н. и др., «Подсчет запасов нефти по шахтным полям центральной части Ухтинской складки. Подсчет запасов нефти в пласте III на Лыаельской площади»//Ухта, «ПечорНИПИнефть», 1985 г., 170 с.

11. Левин Г.П., Куклин И.А. и др., «Уточнение геологического строения и пересчет запасов нефти Ярегского месторождения по состоянию на ■ 01.01.1979»// Ухта, ПечорНИПИнефть, 1979 г., 328 с.

12. Лыков А.В., «Теория теплопроводности»// «Высшая школа», Москва, 1967, 600 с.

13. Мирошниченко Д.Е.,Керусов И.Н., «Сейсмогеологическое моделирование эффективности многоволновой сейсморазведки для мониторинга разработкиместорождения вязкой нефти по технологии SAGD»// Технологии сейсморазведки № 4, 2009, с. 33 39.

14. Николин И.В., «Методы разработки тяжёлых нефтей и природных битумов»// Наука -фундамент решения технологических проблем развития России, 2007 г., № 2, с. 54 68.

15. Оборина Н.С. и др., «Отчёт Леккемской с/п 8-02 о результатах поисовых сейсморазведочных работ масштаба 1:100000 в 2001 2002 гг.»// Ухта, ОАО «Севергеофизика», 97 е., 2003 г.

16. Полищук Ю.М., Ященко И.Г., «Тяжёлые нефти: аналитический обзор закономерностей пространственных и временных изменений их свойств»// Нефтегазовое дело, 2005, № 3, с. 21 -30.

17. Полищук Ю.М., Ященко И.Г., «Физико-химические свойства нефтей: статистический анализ пространственных и временных изменений»// Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 109 е., 2004.

18. Путимцев Г.Н. и др., «Отчет о результатах опытно-методических работ на Тиманской площади за 1992 1994 гг. (ОМП 13293 и 13294)»//, Ухта, ГГП «Печорагеофизика», 134 е., 1995 г.

19. Чертенков М.В., Касимов А.Н., Соболев А.Е., «Изучение зависимости скорости упругих волн от температуры в горных породах с битуминозной нефтью»// Гальперинские чтения 2007.

20. Якуцени В.П., Петрова Ю.П., Суханов А.А., «Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе»// Нефтегазовая Геология. Теория и практика. 2007 (2), 30 с.

21. Abriel W.L., «Reservoir geophysics: applications» Distinguished Instructor Short Course// Tulsa, OK: Society of Exploration Geophysicists; s.l.: European Association of Geoscientists & Engineers, 2008, 128 p.

22. Bianco E., Kaplan S., Schmitt D., «Seismic rock physics of steam injection in bituminous oil reservoirs»// The Leading Edge, September 2008, p. 1132 1137.

23. Bogdanov I.I, Ganaoui K.E., Kamp A.M., «COMSOL 2D Simulation of Heavy Oil Recovery by Steam Assisted Gravity Drainage»// European COMSOL Conference 2007, Grenoble,2007.

24. Butler, R.M., «Thermal Recovery of Oil and Bitumen», Prentice-Hall, Englewood Cliffs, NJ, 528 p., 1991.

25. Butler and Stephens, «The gravity drainage of steam-heated heavy oil to parallel horizontal wells»// Journal of Canadian Petroleum Technology, v20 i2, 1981, p. 90 96.

26. Cordsen A., Galbraith M., Peirce J., «Planning Land 3-D Seismic Surveys»// Geophysical Developments Series No. 9, Society of Exploration Geophysicists, June 2000, 204 p.

27. Curtis C., Kopper R. et al. «Heavy-Oil reservoirs»// Oilfield Review, Autumn 2002, p. 30 -51.

28. Das A., Batzle M., «Modeling studies of heavy oil in between solid and fluid properties»// The Leading Edge, September 2008, p. 1116 - 1123.

29. Deutsch C.V., McLennan J.A., «Guide to SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) Reservoir Characterization Using Geostatistics»// Guidebook Series Vol. 3, 2005, 133 p.

30. Forgues E., Meunier J., Gresillon FX. et al, «Continuous High-Resolution Seismic Monitoring of SAGD»// SEG/New Orleans 2006 Annual Meeting, p. 3165 3169.

31. Gray D., «Р-S Converted-Wave AVO»// CSEG Technical Abstracts, 2003.

32. Gregory A.R., «Aspects of rock physics from laboratory and log data that are important to seismic interpretation», AAPG Special Volumes, Volume M 26: Seismic, 1977, p. 15-46.

33. Han D.-H., Liu J., Baztle M., «Seismic properties of heavy oils measured data»// The Leading Edge, September 2008, p. 1108 - 1115.

34. Han D., Zhao H., Yao Q., «Velocity of heavy oil sand»// SEG/San Antonio 2007 Annual' Meeting, p. 1619 1623, 2007.

35. Kato A., Onozuka S., Nakayama Т., «Elastic property changes in a bitumen reservoir during steam injection»// The .Leading Edge, September 2008, p. 1124 1131.

36. Kato A., Onozuka S., Skinner L., «Elastic Property Changes of Bitumen Reservoir duing Seam Injection»// Back to Exploration 2008 CSPG CSEG CWLS Convention, p. 378 - 382,2008.

37. King M.S., «Wave velocities in rocks as a function of changes in overburden and pore fluid saturations»// Geophysics, V., XXXI, N 1, February, 1966, p. 50-73.

38. Mavko G., Jizba D., «The relation between seismic P- and S-wave velocity dispersion in saturated rocks»// Seismic and Acoustic Velocities in Reservoir Rocks. Volume 3. Edited by Wang Z. and Nur A., 2000, p. 76 81.

39. Mavko G., Mukeiji Т., Dvorkin J., «The rock physics handbook»// Cambridge University Press, October 2003, 339 p.

40. Maxwell S.C., Du J., Shemeta J., «Passive seismic and surface monitoring of geomechanical deformation associated with steam injection»// The Leading Edge, September 2008, p. 1176 -1184.

41. Nakayama Т., Takahashi A., Skinner L. et al, «Monitoring an oil-sands reservoir in northwest Alberta using timelapse 3D seismic and 3D P-SV converted-wave data»// The Leading Edge, September 2008, p. 1158- 1175.

42. Oliveira L.I., Demond A.H., «Estimation of primary drainage 3-phase relative permeability for organic liquid transport in the vadoze zone»// Journal of Contaminant Hydrology, Volume 66, 2003, p. 261-285.

43. Roy В., Anno P., Gurch M., «Imaging oil-sand reservoir heterogeneities using wide-angle prestack seismic inversion»// The Leading Edge, September 2008, p. 1192 1201.

44. Van Genuchten M.Th., «А closed-form equation for predicting the hydraulic conductivity of unsaturated soils»// Soil Sci. Am. J., Volume 44,1980, p. 892-898.

45. Wang Z., Nur A., «Dispersion analysis of acoustic velocities in rocks»// Seismic and Acoustic Velocities in Reservoir Rocks. Volume 3. Edited by Wang Z. and Nur A., 2000, p. 82 93.

46. Wang Z., Nur A., Batzle M.L., «Acoustic Velocities in Petroleum Oils»// Seismic and Acoustic Velocities in Reservoir Rocks. Volume 3. Edited by Wang Z. and Nur A., 2000, p. 342-350.

47. Watson I.A., Brittle K.F., Lines L.R., «Heavy-oil reservoir characterization using elastic wave properties»// The Leading Edge, August 2002, v. 21, no. 8, p. 736 739.

48. White R.E., «Partial coherence matching of synthetic seismograms with synthetic traces»// Geophysical Prospecting, 28, 1980, p. 333-358.

49. White R.E., «Signal and noise estimation from seismic reflection data using spectral coherence methods»// Proc IEEE 72, 1984, p. 1340-1356.

50. White R.E., Simm R., «Tutorial: Good practice in well ties»// First Break 21, 2003, p. 75-83.

51. Wolf K., Vanorio Т., Mavko G., «Measuring and monitoring heavy-oil reservoir properties»// The Leading Edge, September 2008, p. 1138 1138.

52. Xu Y., Chopra S., «Deterministic mapping of reservoir heterogeneity in Athabasca oil sands using surface seismic data»// The Leading Edge, September 2008, p. 1186 1191.

53. Zoeppritz K., Erdbebenwellen VIII B, «Uber Reflexion and durchgang seismischer wellen duch unstetigkeitsflachen»// Gottinger Nachr. l,p. 66-84, 1919.