Прогнозирование свойств коллекторов между скважинами по сейсмическим данным

Птецов, Сергей Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Прогнозирование свойств коллекторов между скважинами по сейсмическим данным
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование свойств коллекторов между скважинами по сейсмическим данным"

)

На правах рукописи

ГГГЕЦОВ СЕРГЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ МЕЖДУ СКВАЖИНАМИ ПО СЕЙСМИЧЕСКИМ ДАННЫМ

Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва-2003

Работа выполнена в компании ООО «Парадайм Геофизикал» г. Москва

Официальные оппоненты:

Доктор физико-математических наук О.К.КОНДРАТЬЕВ Доктор физико-математических наук А.А.НИКИТИН Доктор физико-математических наук Б.Р.ЗАВАЛИШИН

Ведущая организация - Московский Государственный Университет им. М.ВЛомоносова

Зашита диссертации состоится « » 2003 года в Л5 часов на заседании

Диссертационного совета Д 212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина, Ленинский проспект, 65, Москва В-296, ГСП-1,119991

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан « /б » ИРА^Ь 2003 года

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью учреждения, просьба направлять ученому секретарю Совета.

Ученый секретарь Совета Диссертационного совета

Петров Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Актуальность работы определяется необходимостью повышения эффективности геолого-геофизического моделирования месторождений углеводородов на основе новых технологических и программных решений прогнозирования коллекторских свойств продуктивных толщ между скважинами по данным сейсморазведки.

Известно, что в результате поисков и разведки с помощью геолого-геофизических методов создаются информационные модели нефтяных и газовых месторождений для решения задач дальнейших этапов разведки и последующей эксплуатации. Полнота и детальность описания этих моделей зависит от масштабов съемки и повышается от региональных исследований к детальной разведке Для перспективных территорий на этапе разведки создаются геолого-геофизические модели резервуаров, которые далее дополняются другими моделями - фильтрационными, экономическими, инженерно-геологическими и другими. Следует выделить особо, что геолого-гсофизические модели резервуаров являются основой для подсчета запасов углеводородов, проектирования и реализации разведочного бурения и проведения в них геофизических исследований скважин и последующего проектирования разработки месторождений и эксплуатационного бурения. Разведка с помощью бурения является наиболее капиталоемким и дорогостоящим процессом и должна проводиться с наименьшим геологическим и инвестиционным риском. Снижение этих рисков может и должно достигаться с помощью предварительного геолого-геофизического моделирования резервуаров и залежей и на их основе оптимального размещения скважин, выбор интервалов и методов ГИС и размещения наземных геофизических методов разведки, прежде всего трехмерной сейсморазведки в сочетании с ВСП, широкополосным АК и плотностным каротажом скважин.

Целями геолого-геофизического моделирования месторождений углеводородов на основе данных сейсморазведки являются:

• Снижение геологических рисков при бурении поисковых и разведочных скважин.

• Снижение стоимости разработки месторождений углеводородов за счет оптимизации размещения эксплуатационных скважин и планирования траектории для бурения

• Повышение нефтеотдачи за счет оптимизации положения по глубине и в пространстве интервалов вскрытия продуктивных пластов в прогнозных зонах наиболее высокой пористости и трещинноватости. _________

скважин.

{ РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ ) БИБЛИОТЕКА

{ С.Лггербург

С.Лггербург

Роль сейсморазведки. Еще несколько лет назад модели месторождений создавались на основе данных ГИС для упрощенного гидродинамического моделирования фильтрационных процессов в резервуарах, а модели резервуаров строились со значительным загрублением свойств пласта по вертикали и вдоль пласта на основе интерполяции свойств между разведочными скважинами, расстояния между которыми составляли многие километры Роль сейсморазведки сводилась лишь к использованию структурных планов Действительно, разработка месторождений нефти и газа в песчаных коллекторах мелового и юрского возраста в Западной Сибири, Предкавказье и Прикаспии, девонских отложений на территории Русской платформы всегда была затруднена по причине недостаточно детальной информации о структуре тонкой слоистости и латеральной литологической изменчивости коллекторов Ограничения разрешающей способности сейсморазведки по доступной толщине пласта заставляли в прошлом при построении геологических моделей и подсчете запасов ограничиваться данными ГИС и керна. Когда расстояния между скважинами составляют первые километры, детальность описания пласта без использования данных трехмерной сейсморазведки по горизонтали оставалась неудовлетворительной, а построенные таким образом модели входили в противоречие с результатами пробной эксплуатации месторождений

Более эффективное решение этих проблем появилось с освоением новых технологий обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки, использованием динамических характеристик волн и прогнозного волнового сопротивления для прогнозирования коллекторских свойств пород - пористости, песчанистости и эффективных толщин пластов между скважинами Возникли новые технологии интегрированной интерпретации данных сейсморазведки и большого количества эксплуатационных скважин для создания детальных моделей месторождений на участках пробной эксплуатации. При интерполяции в объеме пористости и плотности, определенных по ГИС, между скважинами используются (в качестве пространственных весовых функций) кубы волнового сопротивления и коэффициента Пуассона, определенного по новой технологии АУО -анализа (измерения амплитуд отражений с увеличением угла падения на границу) Современные технологии объемного анализа кубов прогнозных подсчетных параметров пластов с применением прозрачности позволили выполнять анализ объемной формы резервуаров нефти. В итоге новые технологии обработки и интерпретации данных сейсморазведки обеспечили повышение детальности геологических моделей между скважинами и более надежное прогнозирование свойств резервуаров.

Цель работы.

Главная цель настоящей работы - создание и использование новых программных средств и новых технологий интегрированной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС для повышения эффективности геолого-геофизического прогнозирования коллёкторских свойств продуктивных пластов в пространстве между скважинами Основные задачи исследований. Для достижения этой цели необходимо решение задач:

• создать новые программные средства для извлечения из сейсмических отраженных волн информации о структурном положении и форме резервуаров нефти и газа, а так же извлечения информации о коллёкторских свойствах - пористости, песчанистости, эффективных толщинах пластов.

• показать достоверность решаемых задач построения геологических моделей продуктивных пластов на примере геологического моделирования конкретных месторождений с использованием информации о поведении коллёкторских свойств пластов между скважинами с применением калибровки сейсмических данных по скважинам.

Достоверность научных выводов и рекомендаций

Для оценки достоверности полученных результатов использовались два концептуальных подхода:

1 В процессе анализа сравнивались данные, полученные из независимых источников информации, прежде всего наземных геофизических методов исследований: - измерения параметров сейсмических волновых полей, данные сейсмических скважинных исследований на глубинах в окрестности ствола скважины - (СК, ВСП) и данные геофизического исследования скважин (ГИС) с комплексом электрических, магнитных, ядерных, акустических и других типов полей, а так же данные измерений физических свойств горных пород на основе промысловой геологии и петрофизики.

2 Точность прогнозных результатов по данным сейсморазведки определялась на основе сравнения прогнозных параметров продуктивных пластов - глубин, толщин, пористости с результатами фактического измерения аналогичных

параметров по данным скважинных исследований. Результаты сопоставления приведены в заключительном разделе работы.

Научная новизна

1. Впервые показана возможность измерения динамических параметров отраженных волн - многоканальных оценок энергии сигналов и помех в заданных диапазонах частот, сжатия сигналов, униполярных фаз, мгновенных скоростей и когерентности с точностью, достаточной для обнаружения зон с повышенными коллекторскими свойствами и оценки емкостных параметров резервуаров углеводородов.

2 Созданы оригинальные алгоритмы и программные комплексы для анализа динамических параметров волн, отличающиеся от известных повышенной помехоустойчивостью и широким диапазоном параметров анализируемых волн:

■ способ многоканального поинтервального динамического анализа отражений (DIANA),

■ новый способ расчета униполярных фаз,

■ программный комплекс анализа мгновенных скоростей и когерентносш (IVELA).

■ система объемного анализа отражений и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки (система GERMES).

3. Предложены новые технологические решения прогнозирования коллеюгорских свойств продуктивных пластов в виде обобщенных графов интерпретационной обработки сейсмических записей и комплексной интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС. Графы определяют последовательность процедур, входные и выходные данные.

4 Показана технология прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов, позволяющая совмещение в единой координатной системе и совместный анализ кубов пористости, полученных по данным трехмерной сейсморазведки и кубов пористости по данным эксплуатационного бурения, полученных на смежной или на той же самой территории.

5. Впервые для условий тонкослоистого разреза терригенных отложений Западной Сибири показана реальная возможность прогнозирования кубов пористости и коэффициентов Пуассона с приемлемой точностью и на их основе для конкретных месторождений и пластов выявить зоны геологического риска для бурения новых скважин и рекомендовать перспективные участки для бурения новых скважин.

Защищаемые положения

1 Созданы новые алгоритмы, программы и технологии анализа отраженных волн для прогнозирования геологического разреза (ПГР), которые обеспечивают извлечение более полной информации о строении резервуаров и залежей с высокой производительностью, достаточной для производственного решения задач.

2 Реализованы на практике новые технологии интерпретации сейсмических данных в виде графов обработки, подтверждающие полноту и последовательность процедур обработки и интерпретации, достаточные для решения геологических задач, вплоть до рекомендаций на бурение разведочных скважин.

3 Созданы на основе новых технологий интерпретации сейсмических данных геолого-геофизические модели, по которым уточнено размещение новых скважин на Сусликовском и Когалымском месторождениях, а так же на других месторождениях в Западной Сибири и Самарском Поволжье

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ

1. Разработанные при участии и под руководством автора программные системы СЦС-3-ПГР используются при решении производственных задач в организациях Минтопэнерго и МПР для целей специальной обрабо1ки и интерпретации при построении геологических разрезов по сейсмическим данным, включая программные системы анализа мгновенных скоростей (IVELA), поинтервального анализа динамических параметров волн (DIANA), интерпретации кубов трехмерных сейсмических данных (GERMES).

2. Созданная при участии и под руководством автора технология интегрированной интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС (GERMES) использовалась для геолого-геофизического моделирования и прогнозирования эффективных толщин коллекторов Приразломного, Лемпинского и Приобского нефтяных месторождений. Полученные данные использованы при выборе решений по размещению новых скважин.

3 Предложенные технологические решения интегрированной интерпретации, в соавторстве с А. Г. Авербухом и другими авторами, являются составной частью Инструкции по проведению наземной сейсморазведки, созданной в 2000 году по заданию Минтопэнерго под руководством О А. Потапова

4 Созданная под руководством и при участии автора технология обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС на основе новейших программных систем компании ООО «Парадайм Геофизикал» использована с целью геологического

моделирования Когалымского, Сусликовского и ряда других месторождений Получены новые геологические результаты, уточняющие строение продуктивных пластов, которые используются при размещении новых скважин эксплуатационного бурения Новые данные бурения подтвердили эффективность предложенных решений.

Реализация в промышленности

1 Разработанные при участии и под руководством автора программные системы СЦС-3-ПГР используются при прогнозировании геологических разрезов по сейсмическим данным более чем в 50 организациях бывшего СССР и затем в России, Казахстане, Белоруссии Программные системы анализа мгновенных скоростей (IVELA), поинтервального анализа динамических параметров волн (ДИАНА), интерпретации кубов трехмерных сейсмических данных (ГЕРМЕС) применякнея для решения производственных задач в организациях- - Азнефтегеофизика, Башнефтегеофизика, Саратовнефтегеофизика, Самаранефтегеофизика, Сибнефтегеофизика , Тюменьнефтегеофизика и многих других

2 Созданная технология интегрированной интерпретации GERMES в сочетании с интерпретационной системой компании IANDMARK, использована для геолого-геофизического моделирования и прогнозирования эффективных толщин коллекторов Приразломного, Лемпинского и Приобского нефтяных месторождений на лицензионных территориях нефтяной компании ЮКОС.

3. Созданная при участии автора технология прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов на основе новейших программных систем компании Парадайм Геофизикал, использована с целью геологического моделирования Когалымского, Сусликовского и ряда других месторождений на лицензионных территориях компаний Лукойл-АИК и Варьеганнефтегаз

Объем работы.

Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения Текст изложен на 98 страницах, включая 53 рисунка, 5 таблиц и список литературы из 97 наименований

Исходный материал.

В основе диссертации 28 опубликованных работ, включая монографию и статьи в геофизических журналах и сборниках. Кроме того, опубликовано около 35 кратких и расширенных тезисов докладов на различных конференциях и семинарах Основные результаты исследований так же содержатся в отчетах, в том числе написанных автором в

качестве ответственного исполнителя в ЦГЭ, НК ЮКОС и Парадайм Геофизикал в период 1985 года по настоящее время.

Благодарности

Автор выражает искреннюю признательное 1Ь ¡а сотрудничество, консулы ации и ценные советы при работе над программными системами, техноло] иями. с исходными материалами моим коллегам -

Авербуху А Г , Афанасенкову А П , Баранскому Н Л , Барс О Я , Басырову М А , Быкову В В, Вшшиковскому В С, ГогоненковуГ Н, Гриншпуну А В, Гутману И С, Денисову С Б , Золотой Л А , Зорькиной В Я , Кашику А С , Керусову И Н , КерусовуА И, Копылову В Е. Королеву Е К, Корост ышевскому М Б, Косову В В, Левянту В Ь , Медведеву Д К , Маляровой 1 Н , Матусевичу В Ю, Першукову В А , Птецову Р. С., Рудой В. С., Стрекозииу В В, Скворцову М. Б , Токареву М. Ю, Чалову С. Е., Угаровой Л. С,, Шевченко А. А , Эльмановичу С. С.

Автор хотел бы отметить поддержку и ценные советы научного консультанта работы Заслуженного деятеля науки, профессора Урупова А. К, а так же профессоров кафедры Серкерова С А. и Завалишина Б. Р.

Настоящая диссертация систематизирует и обобщает многолетние разработки и опыт автора, в том числе опубликованные в статьях и монографии. Материалы, которые приводятся в данной работе, получены самим автором или под непосредственным руководством автора его учениками и последователями, при работе в Центральной геофизической экспедиции Минтопэнерго СССР, в российской нефтяной компании ЮКОС и затем в международной геофизической компании Парадайм Геофизикал

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Работа состоит из введения, трех глав и заключения.

1. В первой главе рассмотрены место и роль сейморазведки при решении задач геолого-геофизического моделирования на этапах разведки и разработки месторождений углеводородов.

Если раньше при государственном финансировании геолого-разведочных работ направление производственных и научно-исследовательских работ определялось во многом потребностями государства и часть результатов этих работ могла остаться невостребованной, то в нынешней системе взаимоотношений направления работ диктуются жесткими прагматичными целями извлечения максимальной геологической информативности результатов работ и извлекаемой прибылью. На первый план вышли цели геологоразведочных работ, указанные во введении работы.

Этих целей можно достичь при усилении роли сейсморазведки в геолого-геофизическом моделировании месторождений, более глубокой интеграции данных трехмерной сейсморазведки и геофизических исследований скважин. На рис 1 приведена генерализованная технологическая схема построения геологических моделей месторождений и показаны этапы, на которых сейсморазведка предоставляет необходимые данные с более высокой детальностью и достоверностью, чем только по данным ГИС.

Средства для комплексной интерпретации и построения геолого- геофизических моделей месторождений начали создаваться в России и в странах Европы и США еще в

Геологическое модель для Геологическое модель для

подсчета запасов технологической схемы разработки

Детальная корреляция пластов для скважинных данных

Обработка и интерпретация скважинных данных (ГИС + кери), ВСП, (АК,ГГКп) гЩтШЩЩШШ^Ш" ■

Обработка топо-геодезических данных

Рис.1. Технологическая схема построения геологических моделей месторождений.

начале восьмидесятых годов. Их прообразом в бывшем СССР явились компьютерные технологии ПГР - прогнозирования геологического разреза, лидером в создании которых в бывшем СССР являлась Центральная геофизическая экспедиция Минтопэнерго, созданная под руководством Г.Н.Гогоненкова. Программная система СЦС-З-ПГР, выполненная авторским коллективом под руководством А.Г.Авербуха и С.Н.Птецова (как руководителя тематической партии и автора многих алгоритмов и программ системы, в гом числе поинтервального спектрального анализа волн, динамического анализа мгновенных параметров, анализа спектров мгновенных скоростей волн и других известных программ) успешно применяется на практике более чем в 50 организациях. Следует отметить, что наряду с разработками ЦГЭ в бывшем СССР активно развивались и сейчас продолжают совершенствоваться другие интерпретационные системы Одной из известных систем является система ПАНГЕЯ (Колесов В.В., Миколаевский Э.Ю ), прочно занявшая свою нишу среди систем, использующих комплексную интерпретацию данных сейсморазведки, гравиразведки и магниторазведки, с применением оригинальных методов классификаций для обнаружения залежей углеводородов. Не менее широко применяются системы, базирующиеся на интерактивном решении обратных динамических задач (системы Г Е Руденко, системы И. К. Кондратьева) Широкую известность приобрела система анализа поглощения (М Б Рапопорт) Отдавая должное достоинствам этих отечественных систем, следует заметить, что практически все эти системы были ориентированы на интерпретацию данных профильной двумерной сейсморазведки. Для компьютерной интерпретации данных трехмерной сейсморазведки в то время, на начало 90-х годов, в Центральной Геофизической Экспедиции была создана и долгое время не имела прототипа система ГЕРМЕС-3 (разработка Птецова С.Н., Стрекозина В.В и др.) Далее мы более детально вернемся к этой системе, которая положила начало созданию интегрированных технологий интерпретации данных ЗД сейсморазведки в России.

В США и Франции компаниями ЛЭНДМАРК, Шлюмберже и другими, примерно в то же время, 1992-93 годах, были созданы интерактивные системы интерпретации данных трехмерной сейсморазведки на основе использования мощных графических рабочих станций Позже эти компании преобразовались в международные компании, позже появились и новые лидирующие международные компании со своими оригинальными разработками - Парадайм Геофизикал, Джэйсон, Веритас и другие.

Как правило, все они использовали современные компьютеры и графические рабочие станции двойного применения, которые могут использоваться не только для геофизических, но и для военно- космических и метеорологических приложений. По причине их возможного военного использования, под давлением НАТ О, правительством США был наложен запрет на

экспорт в СССР таких графических станций, поэтому у нас они появились лишь в во второй половине девяностых годов, то есть почти через десять лет с начала их промышленного применения в США и Франции.

В отличие от западных стран, в России в это же время развитие таких систем происходило на доступных и дешевых персональных компьютерах, менее производительных, но не менее эффективных для большинства геофизических приложений, за исключением интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и гидродинамического моделирования резервуаров

Программная система СЦС-З-ПГР с переводом на платформу персональных компьютеров и недорогих рабочих станций SUN и Silicon Graphics трансформировалась в две согласованные по функциям интерпретационные системы - ИНПРЕС (для интерпретации данных 2Д сейсморазведки и картопостроения, которая разрабатывалась под руководством А Г Авербуха) и ГЕРМЕС (для интерпретации данных трехмерной сейсморазведки, разработка под руководством С Н.Птецова). Обе системы создавались как две сейсмические компоненты интерпретационной интегрированной системы для геологического моделирования Кроме этих систем, в интегрированную систему входили- система обработки сейсмических записей СЦС-5 (разработка под руководством Л В Бадалова), системы интерпретации каротажа (разработки двух систем - И М.Чуриновой и В.H Боганика), программные системы ВСП ( Табакова A.A.) Позже к этим разработкам добавилась система DV (для объемной динамической визуализации, разработка А С.Кашика, А В Бадалова и др ). В рамках сейсмических технологий геологического моделирования, опирающихся в основном на данные трехмерной сейсморазведки, в рабо i с рассматривается краткое описание системы интегрированной интерпретации ГЕРМЕС-3 как части этих технологических решений того времени и описывается одно из возможных решений системной интеграции программных и компьютерных средств современного уровня, которые могут обеспечить технологичное и высокопроизводительное построение геологических моделей с применением сейсмических данных Рассмотрены так же технологические решения нового перспективного направления работ - геологического мониторинга запасов и разработки месторождений, которое ждет своей реализации.

2. Во второй главе рассмотрены программные и технологические средства обработки и интерпретации, включая базовую обработку, интерпретационную обработку как нового вида обработки, а так же рассмотрены новые технологические графы структурной интерпретации и прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов. Для компенсации искажения формы и амплитуды волн с целью преобразования сигналов в трассы акустического сопротивления пород (акустического и упругого импеданса) понадобилось

создать специальные процедуры обработки В дальнейшем эти специальные процедуры, состав которых будет обсуждаться ниже, были названы интерпретационной обработкой, поскольку для калибровки к физическим характеристикам пластов исполыовались данные измерений в скважинах, независимые от сейсмических, а для их совмещения в пространстве и времени применялись процедуры интерпретации, такие как расчет I лубинно-скоростных моделей и расчет синтетических сейсмограмм При построении глубинно-скоростной молота среды создаются взаимосвязанные зависимости время-глубина для каждой тчки ОГТ. поэтому на этапе интерпретационной обработки появляется возможность обрабатывать записи в глубинном масштабе, фиксируя скоростную модель

2.1. Интерпретационная обработка сейсмических данных.

В посчедние годы все более широко применяется глубинная обработка с использованием глубинной миграции сейсмограмм до с>ммирования С появлением итерированных технологий интерпретации конечным результатом являются уже не только временные разрезы или кубы, но так же цифровые I еологические модели месторождений, (более конкретно - результаты построения трехмерных сеточных моделей, включая построение структурных карт по горизонтам) Стало очевидным, что невязки времен на пересечениях профилей и кубов, связанные с неточным определением скоростей, в том числе и в верхней части разреза, должны быть устранены до миграции или сразу после миграции при переводе мигрированных разрезов или кубов в глубинный масштаб на основе специальных программ доводки скоростной модели. Ранее эта процедура выполнялась на основе формального разброса невязок отражений на пересечении профилей при трассировании отражений и построении структурных карт на этапе интерпретации Роль увязанной в объеме глубинно-скоростной модели среды становится ключевой. Более того, для части территории съемки, где нет данных измерений скоростей по глубине методами сейсмокаротажа или ВСП, от точности и детальности построения глубинно-скоростной модели - ГСМ при обработке напрямую зависит точность построения карт глубин и глубинного структурного каркаса геологической модели месторождения

В состав специальной интерпретационной обработки включают построение глубинно-скоростной модели исследуемой площади, глубинную миграцию до суммирования с получением глубинного и временного сейсмического куба и мигрированных сейсмограмм, пост миграционную обработку записей Так же выполняется моделирование и расчет АУО-атрибутов, моделирование и расчет акустического и упругого импеданса (волнового сопротивления) По мигрированному кубу во временном масштабе может быть выполнен расчет куба когерентности.

Важно то, что сама по себе глубинно-скоростная модель среды, особенно для геологических разрезов с крутыми склонами, нарушениями, наличием соляной и диапировой тектоники, становится важным результатом для понимания геологического строения объектов разведки Однако если глубинно-скоростную модель предполагается использовать как ре;ультат геологической интерпретации, то после этапа миграции требуется выполнить еще одну-двс итерации уточнения поведения горизонтов на уже мигрированных и суммированных разрезах и пересчете уточненной модели скоростей При этом детальность описания горизонтов для миграции и для глубинных трансформаций может существенно изменяться, а число горизонтов в модели увеличиться за счет включения новых объектов разведки, выявленных после миграции В дополнительных итерациях доводки скоростной модели должны быть учтены расхождения с данными бурения. В итоге применения такой достаточно наукоемкой и трудоемкой технологии, и поэтому достаточно дорогостоящей, но исключительно важной и информативной, можно быть уверенным, что точность структурных построений будет обеспечена наиболее надежно и корректно, чем при традиционных подходах. Разумеется, что эш отличия будут разными в зависимости от сложности геологической обстановки. Для горизонтально-слоистых толщ со слабой скоростной дифференциацией (типа верхнемеловых отложений Западной Сибири), эффекты фокусировки и преломления при миграции могут быть и несущественными. Но, во-первых, современные требования к данным геофизики заставляют оценивать качество обработки не юлько по рисунку отражений, а 1ак же, а может быть и в основном, по точности сходимости глубинных отметок по данным сейсморазведки и бурения. Во-вторых, восстановление шероховатых поверхностей континентальных отложений среднего мела и юры ( типа русел, дельтовых потоков, конусов выноса), а еще более важно, восстановление горизоншв в сильно деформированных палеозойских отложениях, на результатах миграции с учетом точных ГСМ выглядит более достоверным и эго подтверждается данными бурения

Если суммирование по методу ОГТ не выделило отражение на фоне помех, то миграция по результатам суммирования только выполнит снос отражения и восстановит правильную геометрию границы. Таким образом, преимущество новых технологий состоит в том, что миграция до суммирования одновременно со сносом повышает когерентность отражений, устраняет негиперболичность и повышает эффективность суммирования по ОГТ

Точность определения глубин после миграции до суммирования так же возрастает По нашим данным, полученным за последние два года при обработке более чем тридцати площадей Западной Сибири, Казахстана, Поволжья, Прибалтики точность возрастает в два-три раза К примеру, если средняя погрешность глубин для уровня горизонтов баженовской

свиты составляла ранее около 12 метров, то после применения новых технологий построения скоростных моделей и миграции средняя погрешность снизилась в три раза.

2.2. Анализ динамических и кинематических характеристик отраженных волн.

Важнейшими из параметров, описывающими распространение волн в осадочных толщах, являются скорости распространения отражений, когерентность, амплитуды, фазы и частоты отражений В этом разделе описаны алгоритмические и программные разработки, созданные в период 1980-1999 годов с участием и под руководством автора настоящей работы Многие из этих программ широко используются в производственных организациях.

Скорость распространения волн - один из основных параметров отражений, который используется не только для выделения сигналов на фоне помех при суммировании по ОГТ, но и для прогнозирования вещественного состава пород, их литологии, пористости, насыщения флюидами Традиционно анализ скоростей по сейсмограммам ОГТ проводится с помощью сканирования скоростей и построения спектров скоростей.

Полученные в результате интерпретации результатов сканирования или спектров скоростей оценки скоростей для суммирования вдоль выделенных горизонтов могут бьггь пересчитаны в интервальные скорости Наиболее широко применяют простейшие способы пересчета, основанные на формуле Урупова - Дикса

Для горизонтально-слоистых моделей сред в условиях Русской платформы и Западной Сибири, эти способы дают хороший результат и удается подобрать вполне приемлемую скоростную модель среды при условии, что геофизик может оперативно влиять на конечный результат, меняя промежуточные параметры, например, времена и скорости суммирования и при этом иметь возможность оценивать полученные интервальные скорости на экране графического дисплея.

Многолетняя практика использования этих способов анализа показала их высокую эффективность как при суммировании по ОГТ, так и при построении в дальнейшем скоростных моделей сред и расчете пластовых скоростей и глубин. Однако при решении задач детального расчленения осадочных толш и прогнозирования геологического разреза достижимая в настоящее время точность оценки интервальных скоростей (средняя погрешность 5 - 10 %) и временная разрешающая способность -несколько периодов сигнала, этими способами скоростного анализа оказалась явно недостаточной

Способ анализа мгновенных скоростей является дальнейшим развитием способа спектров скоростей, но работает в двумерной и может работать в трехмерной области и выявлять все аномалии в межскважинном пространстве Главные отличительные черты его состоят в том, что ограничения временной разрешающей способности существенно уменьшаются за счет замены операторов выделения сигналов в окне на оператор мгновенной

несмещенной оценки сигнал \ помеха Более высокая детальность обеспечивается непрерывным (то есть для каждого отсчета) анализом скоростей в плоскости временного разреза и по сечениям куба. Это позволяет ввести новую переменную времени в профильный скоростной анализ Voit ( х, t), тогда как спектры скоростей дают возможность оценивать лишь одномерное распределение скорости от времени Vorr (0 для вертикальных спектров, либо скорости от координаты ОГТ - Vorr (х) для горизонтальных спектров. Двумерный анализ позволяет обеспечить избыточность информации для последующего автоматического двухмерного сглаживания и редактирования, что увеличивает помехоустойчивость анализа скоростей.

Кратко суть алгоритма анализа мгновенных скоростей "IVELA" состоит в следующем Изменяющийся по времени и вдоль профиля диапазон, в пределах которого оцениваются мгновенные скорости Vorr, определяется по графику априорной фоновой скорости для скользящих координат t и х. Перебираемые скорости рассчитываются на основе способа Дт = const, т. е. постоянно! о приращения кинематических поправок для максимального расстояния источник - приемник. Для каждою отсче!а времени to, на каждой точке ОГТ с координатой X рассчитывается спектр мгновенной скорости р (х, t, Vorr) для некоторого диапазона скоростей Vorr, определенного постоянным диапазоном приращений кинематических поправок С уменьшением времени и расстояния Lmax увеличивается диапазон приращений кинематической поправки, что обеспечивает компенсацию потерь направленных свойств оператора выделения сигнала при уменьшении числа каналов. Для данного времени t0 и веера гиперболических годографов тго ( х, t) вычисляются значения мгновенной когерентности Мгновенная когерентность как функция трех переменных (для профильного анализа) и четырех переменных (для трехмерного анализа добавляется азимут годографа ОГТ или ортогональная координата у профиля) является промежуточным результатом для последующей машинной интерпретации с целью оценки мгновенных скоростей для суммирования Voit , интервальных скоростей V„„T и средних скоростей Vcp . Мгновенные скорости суммирования Vorr определяются па скользящей вдоль профиля базе В из нескольких соседних точек ОГТ Если на временном разрезе присутствуют отражения с когерентностью выше оценкир о, то ожидаемое прогнозное значение скорости получается с помощью суммирования скоростей в пространственно - временном окне, определяемом размерами скользящей базы В и размерамисо о- Если отражений нет, то для этого текущего отсчета координат х и t в качестве прогнозного будет взято значение фоновой скорости

На втором этапе в окрестности прогнозной скорости V (х, t) будет найдено значение локального максимума когерентности, для которого оценка скорости Vorr будет удовлетворять следующим условиям:

1 значение интервальной скорости, определенной по формуле Урупова - Дикса для оцениваемого значения скорости у0гт , попадает в переменный по времени диапазон изменений интервальных скоростей, заданный геофизиком;

2 при наличии двух равноотстоящих локальных максимумов когерентности как функции скорости для текущего отсчета времен будет взят тот, для которого градиент мгновенной скорости суммирования положителен.

Таким образом, в результате применения этих решающих правил получают автоматически определенные непрерывные по х и I значения мгновенных скоростей Уогг (х, I) Максимумы когерентности позволяют оценить времена отражений с той степенью детальности, которая обеспечивается крутизной огибающей отраженной волны Поскольку мгновенная когерентность определяется и усредняется на базе из нескольких соседних точек ОГТ, эта последовательность времен отражений вдоль профиля будет в значительной мере регулярной и коррелированной по оси х, отображая свойства когерентности отражений вдоль профиля. Уровень случайных помех может быть существенно снижен применением медианной обработки до и после вычисления мгновенных скоростей

Примеры наиболее характерных результатов применения способа анализа мгновенных скоростей приведены для площадей Самарского Поволжья и Западной Сибири На рис 2 показано преимущество детального выделения отраженных волн в плоскости разреза на примере сравнения вертикальных спектров мгновенных скоростей с традиционным вертикальным спектром Кроме того, волны на традиционных спектрах выделяются вручную

Рис. 2. Сравнение детальности выделения отраженных волн на вертикальном спектре мгновенной скорости (слева) с обычным вертикальным спектром (справа) в системе СЦС-5 Сплошная кривая на мгновенных скоростях является сечением разреза мгновенной скорости для данной точки ОГТ.

только для наиболее интенсивных отражений, а на мгновенном спектре определяется компьютером для всей совокупности отражающих границ по времени

На рисунке 3 показан временной сейсмический разрез по профилю из Самарского Поволжья с результатами трассирования горизонтов и тектонических дислокаций как проявления изломов жесткого каркаса горных пород в девонском интервале разреза На рис 4 приведен разрез мгновенных скоростей по этому профилю. Покачан и скорости суммирования ОГТ, которые отображают поведение средних скоростей в горных породах Важно отметить преимущества способа мгновенных скоростей - высокая детальность по вертикали и горизонтали. Так же отчетливо выделяется понижение скоростей в области тектонических дислокаций. Последнее обстоятельство особенно важно для поисков зон повышенной трещиноватости, которые связаны с деформацией горных пород

2.3. Поинтервальный динамический анализ отраженных волн. В основе этого способа, впервые опубликованного автором настоящей работы еще в 1978 юду, лежит усовершенствованный алгоритм многоканального спектрального анализа Этот алгоритм позволяет расщеплять сейсмическую запись в пространственно - временном окне на ко1срентную часть, описывающую характеристики отражения, и некогерентную часть, описывающую свойства сейсмических шумов Динамические параметры отражений и шумов определяются в частотной области с помощью быстрого преобразования Фурье (НПФ) многоканальных автокорреляционных функций сигналов 11«, и помех Им.

Оценки автокорреляционных функций сигналов и помех вычисляются по трассам временного разреза ОГТ в скользящих вдоль горизонтов пространс!венно - временных окнах, которые ориентированы вдоль линий 1ц (х) отражений. С целью исключения влияния слоистое 1 и вмещающей толщи, которая проявляется в периферийных частях окна анализа, выполняется кенсгральное преобразование спектров мощности 85(01) и Зц(т). Для этого вычисляются логарифмы частотных спектров , выполняется обратное быстрое преобразование Фурье (ОБПФ). Далее кепстры сигналов и помех взвешиваются функцией Хэмминга с целью уменьшения роли периферийной части кепстров, после чего они на основе прямого БПФ возвращаются в частотную область. Полученные таким образом сглаженные частотные спектры служат основой для вычисления следующих динамических параметров отражений:

1. Полная энергия сейсмической записи в окне Е = Я(0)

2. Энергия когерентной и некогерентной частей сейсмической записи в различных диапазонах частот [0 + Рц], [/'; + ^з * /\<], где Рм- частота Найквиста,

3. Отношение сигнал / помеха для трех частотных спектров, задаваемых пользова1елем.

Рис.3. Проинтерпретированный сейсмический разрез по методу ОГТ на профиле из Самарского Поволжья Вертикальные линии соответствуют изломам структурного плана и положению тектонических дислокаций.

Рис.4. Разрез мгновенных скоростей для разрезапредставленного на риунке 3, совмещенный с результатами трассирования горизонтов и тектоническими дислокациями

4. Преобладающие и средневзвешенные частоты отражений.

5. Оценка разрешенное™ сигнала по функции автокорреляции Rs

6 Оценка сжатия сигнала в частотной области

Погоризонтные и пленения каждого из этих параметров для каждого интервала могут быть визуализированы в виде графиков параметров вдоль горизонтов, либо в виде карт изолиний параметров. Далее эти параметры могут быть сглажены и использованы при расчете комплексного параметра.

2.4. Анализ мгновенных параметров отраженных волн.

Альтернативой спектральному оцениванию сигнала являются алгоритмы и программы динамического анализа на основе преобразования Гильберта

Как было отмечено выше, в отличие от поинтервальных способов анализа отражений вдоль задаваемых горизонтов, анализ мгновенных динамических параметров позволяет рассчитать параметры амплитуд, частот, когерентности, скорости для каждого дискретного отсчета записи по профилю. Двумерное изображение этих мгновенных параметров дает возможность оценить изменение динамических параметров отражений по вертикали и выявить изменения, вызванные прохождением волны в покрывающей толще.

В основе алгоритмов анализа мгновенных параметров лежит преобразование Гильберта сейсмических записей. Важнейшее преимущество этого преобразования состоит в том, что с помощью простой и доступной вычислительной схемы сейсмическая запись, оставаясь во временной области, переводится в комплексный вид, что позволяет оценить ее мгновенные параметры: текущие амплитуды, фазы и частоты Более сложные многоканальные операторы позволяют по комплексному виду функций восстанавливать когерентность и скорость отражения. Если преобразование Фурье обеспечивает разложение сигнала на гармонические составляющие, то преобразование Гильберта -выполняет измерение мгновенных характеристик сигналов, имеющих ясный физический смысл Перечислим эти мгновенные характеристики.

1 Мгновенная амплитуда имеет физический смысл огибающей сигнала, которая касается всех экстремумов сигналов на трассе сейсмической записи.

2. Мгновенная фаза имеет физический смысл поворота вектора огибающей A(t) в комплексной плоскости при ее движении по оси времени t от начала регистрации сейсмической записи.

3. Мгновенная частота имеет физический смысл скорости вращения вектора огибающей по времени. Частоту можно выразить через производную мгновенной фазы по времени.

Приведенные выше мгновенные параметры волн впервые опубликованы в зарубежной литературе (Tañer, 1979), в бывшем СССР первые публикации способа динамического анализа комплексных трасс относятся к 1982 году (Гогоненков Г Н , Птецов С Н ) Несколько позже, в 1985 году, автором данной работы выполнены и опубликованы усовершенствования способа и предложены новые параметры - униполярные фазы и мгновенная когерентность

Для расчета униполярных фаз выполняют расчет модуля сейсмической трассы, то есть приводят сигнал к униполярному виду, затем фильтруют полосовым фильтром для сглаживания отсчетов при смене знака, после чего выполняют расчет мгновенной фазы За счет удвоения скорости оборота фазы резко повышается временная разрешающая способность анализа и повышается детальность рисунка сейсмической записи Это важно при анализе слоистости осадочного разреза по сейсмической записи. Вертикальная разрешенность на униполярных фазах выше, чем на разрезах обычных фаз. Очень важным свойством униполярных фаз является способность выделять зоны выклинивания пластов по горизонтали, поскольку отсутствует эффект гашения амплитуд из-за интерференции сигналов. Мгновенная когерентность p(t) является многоканальной оценкой степени регулярности отражения Принципиальное отличие мгновенной когерентности от обычной оценки сигнал/помеха состоит в отказе от интегрирования по оси времен Этот параметр информативен в случае изучения неслоистых осадочных тел (рифов, соляных куполов, зон тектонических нарушений и напряженного состояния горных пород).

2.S. AVO - анализ и амплитудная инверсия. В последние годы особенно активно развивается моделирование и анализ параметров волн в технологиях AVO - анализа и амплитудной инверсии. Эта технологическая схема моделирования и анализа волн показана на рис 5. В состав этих программ входят базовые пакеты PROBEWANGUARD компании "Парадайм Геофизикал".

В 1982 году Острандер предложил способ анализа, который назван AVO - Amplitude Versus Offset - изучение амплитуд как функции удаления Суть способа состоит в том, что на каждом отсчете трасс ОГТ поведение амплитуд аппроксимируют некоторой кривой уравнением Цепритца или его упрощенной аппроксимацией Шуи или Аки-Ричардса. Для теоретического расчета амплитуд требуется наличие информации о скоростях продольных и поперечных волн, плотности пород и угла падания на границу Помимо обычного временного разреза ОГТ можно получать разрезы с принципиально новыми характеристиками волн:

• R0 - разрез отраженных волн на 0-м удалении как проекцию амплитуд на пересечение с осью нулевого удаления или падения волны на границу по нормали

• GR - разрез градиентов амплитуд, как коэффициент кривизны изменения амплитуд с удалением,

• R0*Gr - атрибут, в котором знак R0 умножается на градиент GR,

• атрибут Pseudo-Poisson Reflectivity, который имеет смысл отражательной способности пород, имеющих ненулевое значение модуля сдвига и вычисляется по формуле, связывающей отношения скоростей продольных и поперечных волн.

q ~ Vp Ks q~Vs

• атрибут "флюид - фактор" (Fluid Factor) вычисляется по формуле, связывающей отношение скоростей продольных и поперечных волн с обратной величиной этого отношения, полученного из данных широкополосной акустики.

Современные методы интерпретации этих атрибутов предполагают для настройки зависимостей и уравнений связи обязательную калибровку этих зависимостей по данным специальных акустических методов каротажа скважин и изучения петрофизических свойств, прежде всего скоростей продольных, поперечных волн с учетом различной литологии и

Вход

Процедуры

Сейсмограммы, скоростиСК, ВСГ1 Vp, Vs (АК) плотности, литология Кп. Сгл, Ки по ФЕС отметки по ГИС

-M AVO - моделирование атрибутов

J-*

информативность

атрибутов AVO

Расчет кубов и разрезов AVO атрибутов

разрезы и кубы AVO

I Интерпретация AVO атрибутов и ФЕС

мнгрированный

куб

связь AVO и ФЕС, карты атрибутов AVO

Расчет куба когерентности -► куб когерентности

[ Расчет динамических параметров отражений j

кубы мгн.амплнтуд,

фа), частот

Моделирование амплитудной инверсии

фон модель, полярность, алгоритм инверсии

^ 1 г *чкубы и разрезы импеданса

Интерпретация AVO и импеданса и пересчет в пористость, песчанистость, нефтеиасыщенность —► кросс плоты, кубы Кп, Коэф Пуассона, Кпесч

Рис. 5. Технологическая схема АУО - анализа, амплитудной инверсии и расчета когерентности

различного характера насыщения флюидами - газом, водой или нефтью и давления (рис.6).

АУО - анализ амплитуд сейсмических отражений по углам падения луча на границу, или по удалениям источников от приемников является сравнительно новой технологией интерпретационной обработки. Целью такого анализа является извлечение качественно новой информации из сейсмических сигналов, которая характеризует вещественный состав пород -литологию, пористость и характер насыщения флюидами В отличие от традиционно применяемых для этих целей скоростей, импеданса, амплитуд, частот, и др. АУО - анализ предполагает изучение амплитуд и других атрибутов сигналов в трехмерной системе координат съемки плюс координата удаления регистрирующих приемников от источника сигналов. Таким образом, использование амплитудного анализа как анализа сигналов с переменным удалением означает изучение отражений от границ при разных углах падения волн на эту границу

Принципиально новым при таком подходе является изучение амплитуд не только продольных отраженных волн, но и возникающих на удаленных каналах обменных отраженных волн, которые не реагируют на наличие флюида (особенно газа и нефти) в пористых средах в отличие от продольных волн При наклонном падении волны на границу, сигнал разделяется на проходящую и отраженную волну, а отраженная волна разделяется на продольную и поперечную. Соотношение энергий этих волн существенно зависит от перепада скоростей, характера слоистости, толщин слоев, плотностей пород, которые в свою очередь, связаны с литологией и пористостью пород, а так с типом насыщающих флюидов. Основы теории распространения волн в тонкослоистых средах была заложена в работах известных российских ученых - Берзон И С , Каца С А , Кондратьева О К., Гольдина С. В , Гольцмана Ф. М., Калинина А. В. и других Логичное развитие теории и практики анализа амплитуд и коэффициентов отражений продольных, обменных и поперечных волн продолжено автором в технологии АУО на качественно новом уровне. Дело в том, что по одиночным трассам отраженных волн без использования технологий трехмерных многократных наблюдений и специального анализа волн, достичь необходимой помехоустойчивости не удавалось. На основе пока небольшого опыта, полученного в основном для терригенных разрезов, удалось показать, что информативность амплитуд с удалением играет значимую роль и позволяет решать геологические задачи, показанные в последней главе работы. Но пока это в основном материалы трехмерных сейсмических наблюдений последних лет с высоким качеством регистрации и обработки. По материалам 2Д, тем более по архивным данным, такую надежность оценки параметров среды получить пока не удается. Более того, чтобы увидеть и измерить эффекты изменения амплитуд с удалением, необходимо, чтобы в качестве входных данных для программ АУО-анализа

подавались глубинные мигрирование сейсмограммы, откорректированные по остаточной кинематике, для чего требуются специальные программы и технологии

В результате процедуры АУО получают базовые атрибуты: ИО - амплитуды отражений на нулевом удалении и ОЯАТМЕМТ - градиенты изменения амплитуды в зависимости от угла падения Помимо этих атрибутов, можно рассчитать дополнительные параметры волн - коэффициенты Пуассона и атрибут «флюид-фактор»

Каждый из этих атрибутов несет свою информацию о свойствах сигналов, но для их интерпретации и толкования полученных аномалий атрибутов целесообразно вернуться более подробно к принципам анализа амплитуд как функции удаления, или иными словами -амплитуд отражений как функции угла падепия на границу

Традиционно при анализе сейсмических данных изучают сейсмические разрезы ОГТ-общей глубинной точки. При этом имеется в виду, что каждая трасса сейсмического разреза после миграции сейсмических записей представляет собой изображение среды, в котором амплитуда отражения характеризует акустические свойства среды по вертикали, поскольку наряду со скоростью продольных воли, а для технологии АУО и скоростей обменных волн, коэффициенты отражений описываются так же и плотностью Гуммирование по годографу волны эквивалентно усреднению сигналов для всех удалений источника от приемников на каждом текущем времени в каждой точке ОГТ Благодаря такому суммированию достигается (лашстический эффект подавления шумов и улучшается выделение сигналов на фоне помех, но зато теряется очень важная информация об отражательной способности граншцы мри разных углах падения Тем не менее, известно, что если на границе существует перепад скоростей, вызванный разной литологией или наличием разного типа углеводородов в порах пласта, то интенсивность продольных и поперечных (обменных) волн будет изменяться вдоль границы неодинаково Тогда вместо суммирования, точнее до суммирования, можно выпочнить анализ поведения амплитуд по этим же удалениям или по углам падения волн на границу и найти связь этих изменений амплитуд с литологией пластов и их характером насыщения флюидами.

Для интерпретации литологии и газонасыщения в терригенных породах используют прием анализа кроссплотов между атрибутами 110 и бЯ. Эту технологию предложили Разерфорд (1989) и Кастанья (1998). Пример такого кроссплота приведен на рис 7 Как видно из этого рисунка, теоретически можно оценить принадлежность газонасыщенных песчаников, которые наиболее контрастно отображаются в аномалиях Я0 и 011 атрибутов, к одному из четырех классов

1 класс Газонасыщенный песчаник с высоким импедансом. Амплитуда Я0 уменьшается с удалением, а на дальних удалениях может измениться полярность сигнала

Рис.7. Пример выделения аномалии АУО - атрибутов для газонасыщенных песчаников.

2 класс. Водонасыгценный песчаник. Амплитуда вблизи нуля R0 может незначительно увеличиваться или уменьшаться с удалением.

3 и 4 класс. Газонасыщенный песчаник с низким импедансом. Амплитуда максимума R0 может уменьшаться или увеличиваться с удалением.

В ряде практических случаев такой подход дает вполне удовлетворительный результат, главным образом для молодых сеноманских газонасыщенных песчаников в условиях севера Западной Сибири (рис.7). Следует отметить, что эта классификация построена на упрощенной двуслойной модели пластов с разным типом флюида Если песчаник нефтенасыщен и к тому сложен из чередования тонких (около метра) слоев, то распознавание нефтенасьцценных песчаников по аналогичным признакам становится проблематичным. К этому следует добавить, что все перечисленные выше атрибуты являются волновыми амплитудными характеристиками сигнала и подвержены сильному влиянию интерференции.

Процедура амплитудной инверсии (как самостоятельный этап интерпретационной обработки) основывается на пересчете сейсмических трасс из волнового представления в пластовый вид, характерный для промыслово-геофизических исследований в скважинах Амплитуды сейсмических сигналов, формирующих отражения от слоистых геологических разрезов (при этом фазы сигналов полагаются нулевыми) преобразуются в акустический или упругий импеданс (если расчет ведется с учетом плотности и скоростей поперечных волн при некотором ненулевом угле падения волны на границу) или волновое сопротивление. Теория инверсии разработана достаточно подробно в работах российских ученых (Гогоненков Г.Н., Петерсен Г.Н., Кондратьев И.К., Руденко Г.Е., Рудницкая Д.Г.), а так же зарубежных исследователей (Krief М.). Современные методы инверсии (Kanning A., Malkin А) отличаются прежде всего в способах начального приближения модели скоростей и плотностей (заданием априорной фоновой двумерной и трехмерной модели импеданса), более совершенными методами регуляризации решения обратной динамической задачи и способами трехмерной визуализации и совместной интерпретации с данными петрофизических характеристик пород для целей подсчета запасов

В частности, в программной системе Vanguard компании Парадайм Геофизикал начальное приближение модели скоростей выполняется в трехмерном виде с применением пространственной интерполяции данных акустического (калиброванного по ВСП) и плотностного каротажа с учетом поведения геометрии горизонтов и тонкослоистого разреза. Расчет формы сигналов и их инверсия, для более корректной регуляризации обратной задачи, выполняется с учетом поведения скоростей продольных, поперечных волн и плотностей.

Более того, на этапе настройки инверсии предполагается детальный анализ данных ГИГ, их сходимости с сейсмическими данными. При этом используется развитый аппарат построения и анализа кроссплотов и уравнений связи атрибутов AVO, причем в последних версиях программ «Geolog» с использованием систем интерпретации данных ГИС Пример такого анализа результатов инверсии совместно с данными ГИС в глубинном масштабе каротажа (шаг по глубине 20 см) показан на рис 10 Пересчет импеданса в пористость выполняется на основе пространственной весовой интерполяции, при этом в качестве трехмерных весов расчета пористости между скважинами используется импеданс.

Построение акустической модели выполняется путем трехмерной интерполяции акустического импеданса но скважинным данным. При построении объемной модели акустического импеданса по данным скважин учитывается поведение геометрии слоев, характер залегания слоев и их количество внутри каждого выделенного слоя, построенных на предыдущем этапе В результате получают учитывающие макро- и микроструктурные особенности среды кубы плотности и скорости, которые использовались в дальнейшем в качестве априорной акустической модели. В дополнение к полученным кубам может быть рассчитал куб коэффициента Пуассона. Расчет проводится по аналогии с расчетом куба импеданса, с той разницей, что на вход модуля амплитудной инверсии подавался куб AVO-атрибута Pseudo-Poisson Reflectivity. Связь скоростей поперечных и продольных волн получают по данным геофизических исследований скважин, в которых также есть данные широкополосной многоволновой акустики.

2.6. Структурная интерпретация - новый подход.

По сравнению с известными технологиями интерпретациии сейсмических наблюдений, широко применяющимися на практике и описанными в литературе и регламентных документах, следует выделить следующие изменения в технологии структурной интерпретации.

Первая особенность состоит в том, что корреляция пластов в поисковых и разведочных скважинах предполагает выделение крупных стратиграфических комплексов. В настоящее время, на ряде месторождений Западной Сибири и в других регионах - Башкирии, Татарии, Самарском и Саратовском Поволжье отмечается высокая плотность скважин на месторождениях, что позволяет выполнять детальную площадную корреляцию пластов с учетом их детальной слоистости с толщиной в первые мегры. Но такое использование скважинных данных радикально меняет точность стратиграфической привязки сейсмических волн, поскольку оцениваются не только границы литологических и стратиграфических комплексов, но и кровли и подошвы пластов - резервуаров нефти и газа. Это выявляется при

анализе геологических моделей по данным эксплуатационного бурения с сеткой 400x400 метров как по площади, так и по данным трехмерной сейсморазведки.

Если ранее структурные построения выполнялись для условных геологических поверхностей, так называемых отражающих горизонтов, то сейчас структурные карты необходимо строить для кровли резервуаров нефти и газа. Но при тонкослоистой структуре пласта можно говорить о кровле пласта при условии, что верхние прослои выдержаны по литологии и пористости по площади В противном случае, структурные построения кровли пласта должны вестись от покровных глин над резервуаром, выдержанных по площади и приуроченных к началу цикла седиментации По этой причине перед традиционной стратиграфической привязкой при структурных построениях должна выполняться детальная корреляция ГИС с детальностью значимых для разработки толщин прослоев.

Вторая принципиальная особенность современной структурной интерпретации состоит в детальности прослеживания волн в кубе и по профилям Во - первых, с появлением новых данных ЗД-сейсморазведки, для которых отсутствуют невязки на пересечениях профилей, исчезла проблема корректировки таких невязок, что ранее служило предметом создания целых программных комплексов и темой многочисленных научных исследований 2Д профили увязывают с данными ЗД-сейсморазведки, где это возможно Если ранее результативные каргы строились по горизонтам с каждой 5-й или 10-й точкой куба, то теперь в построение карт вовлекаются все имеющиеся точки.

В состав графа структурной интерпретации входят следующие процедуры.

• Корреляция реперных пластов по ГИС

• Стратиграфическая привязка отраженных волн и пластов

• Корреляция отражений и границ пластов

• Выделение и трассирование тектонических нарушений

• Построение карт изохрон

« Анализ интервальных и средних скоростей

• Построение структурных карт

• Оценка точности структурных построений

Это стало возможным с резким повышением (на порядок) производительности программ трассирования отраженных волн Одновременно резко возросла детальность и информативность карт изохрон, появилась возможность прямого выявления малоамплитудных тектонических нарушений и анализа блокового строения горизонтов.

2.7. Комплексная интерпретация данных ЗД - сейсморазведки и ГИС.

Целью анализа геологических данных, результатов измерений по ГИС и анализа керна для описания коллекторов и нефтяных залежей является петрофизическое обоснование

интерпретации сейсмических материалов. Ориентация на задачи совместной интерпретации геологических и петрофизических данных в комплексе с сейсмическими исследованиями предъявляет особые требования к сбору всех перечисленных данных и их систематизации Особенностью их подготовки и систематизации является: не только отбор и накопление всей априорной информагщи из различных источников (от производственных отчетов по подсчету запасов до справочников и научных монографий), но и сортировка полученных данных Она должна выполняться таким образом, чтобы топографические координаты и глубинное положение информации по ГИС и геологии соответствовали характеристикам конкретных сейсмических систем наблюдений на площади исследований За этим стоит трудоемкая и требующая времени работа по пересчету координат, уточнению инклинометрии и результатов корреляции геологических отметок пластов.

Типовой граф интегрированной интерпретации для построения сейсмогеологической модели выглядит следующим образом (рис.8):

• Анализ геологических данных, результатов измерений по ГИС и анализа керна для описания коллекторов нефти

• Фациальный и седиментационный анализ сейсмических, промыслово-геофизических и геологических данных.

• Анализ параметров сейсмических отражений с учетом данных фациального анализа и фильтрационно-емкостных свойств пластов.

• Палеореконструкции на основе сейсмических разрезов, карт толщин коллекторов и интервальных времен

• Построение карт подсчетных параметров - толщин (Нэфф), пористости (К„), песчанистости (С,л), нефтенасьпценности (К„) коллекторов

• Построение каркаса геологической модели по структурным картам

• Трехмерная интерполяция куба пористости и анализ формы резервуаров

• Построение тонкослоистой пластовой модели резервуаров на основе данных трехмерной интерполяции подсчетных параметров по данным ГИС и сейсморазведки

• Подсчет запасов и адаптация модели для гидродинамического моделирования

Рис. 8. Технологическая схема прогноза коллекторских свойств резервуара.

Фациальный и седиментационный анализ выполняется с применением известных и новых технологий, методик и приемов - методики интерпретации данных «каротажных фаций» по типовым электрометрическим моделям (Муромцев ВС, 1983), седиментологического анализа данных промысловой геофизики (Изотова Т С , Денисов С Б , Венделынтейн Б.Ю , 1993), структурно-формационного анализа сейсмических и каротажных комплексов (Мушин И А , 1989), а так же современным технологиям сейсмофациального прогнозирования на основе нейронных классификаций с применением программ 8ТЯАТ1МА01С.

Основой выполнения процедур интерпретации являются результаты стратиграфической привязки, прослеживания волн и тектонических нарушений с построением карт изохрон и изоглубин

Основой для анализа «каротажных фаций» являются корреляционные схемы по профилям скважин и фрагменты кривых ПС, вынесенные на карты сейсмических амплитуд При корреляции используются приемы выравнивания, сравнения форм кривых и их эталонов по скважинам, интервалам и по площади в интерактивном режиме В результате корреляции выделяют продуктивные пласты и уточняют их геологические отметки по кровле и подошве

Определение параметров сейсмических отражений (часто применяют термин "атрибутный анализ волн") выполняется вдоль прослеженных ранее горизонтов для временных ин1ервалов продуктивных отложений, выделенных по данным стратиграфической привязки Атрибутный анализ сейсмической записи предполагает качественный анализ и количественные измерения кинематических и динамических параметров сейсмических волн -амплитуд, фаз, частот, скоростей, импеданса с целью их пересчета в емкостные характеристики пластов.

Современная технология интерпретации 30 - сейсморазведки предполагает различные варианты их изучения и использования, но в любом случае, на первом этапе выполняется оценка информативности сейсмических атрибутов На площади исследований для оценки достоверности выявляемых аномалий обычно располагают данными разведочного, эксплуатационного бурения и промысловой геофизики.

В результате атрибутного анализа, например для условий Западной Сибири, в работе представлено объемное отображение сейсмического куба и амплитудных аномалий от продуктивных песчаников, а так же палеосрезы временного куба, выравненные по покровным глинам непосредственно над продуктивными песчаниками. При анализе временных разрезов и сечений куба, построенных с совмещением кривых ГИС, выявляется тонкослоистый характер разреза, из которого определяется возможность привязки какой либо

фазы сигнала к конкретному пласту или прослою. На палеосрезах куба, отстоящих друг от друга по времени на шаг дискретизации, можно видеть изменение по вертикали и в плане формы и интенсивности аномалий амплитуд Таким образом, можно сделать заключение, несут ли амплитудные характеристики сигналов информацию о форме и положении в пространстве песчаных тел Это заключение является основанием для выполнения амплитудной инверсии и более детального количественного изучения результатов инверсии.

Палеотектонический анализ выполняется на основе палео выравнивания сечений сейсмического куба и на основе карт интервальных времен по отражающим горизонтам, соответствующим выделенным на предыдущем этапе сейсмоформационного анализа границам перерывов в осадконакоплении, в том числе по региональным глинистым реперам.

Строятся палеопрофили вкрест простирания региональному погружению горизонтов Карта интервальных времен между отражающими горизонтами показывает наличие палеоподнятия, соединяющего выступ фундамента с поднятием на площади работ. Как правило, выступ фундамента и палеоподнятия обрамляют тектонические нарушения Выявляется генетическая связь палеогеоморфологических условий образования песчаных линз при заполнении локальных палеовпадин на склонах поднятий Для окончательного заключения о форме ловушки необходим анализ современного структурного плана кровли коллекторов с учетом тектонических нарушений, положения и состояния покрышки в разрезе.

Выступы фундамента, прослеженные по сейсмическому кубу, определяют характер дифференциации уплотнения осадочной толщи. Это всегда проявляется в виде нарушения гладкости границ по сейсмическим данным и появления тектонических дислокаций и напряжений над краями палеоподнятий. Благодаря высокой разрешающей способности ЗД -сейсморазведки и применению современных технологий обработки сейсмических наблюдений, можно выявить положение тектонических нарушений и флексур.

Построению карт пористости и эффективных толщин коллекторов предшествует этап выявления статистических связей между геологическими и каротажными данными и сейсмическими атрибутами Для этого выполняется сопоставление результатов интерпретации ГИС, сейсмических атрибутов и импеданса волнового сопротивления с целью прогноза пористости нефтенасыщенных толщин коллекторов. Наиболее важным является совместный анализ импеданса и пористости. Устанавливается необходимость детальной увязки по глубине и приведения к одинаковой вертикальной разрешающей способности данных сейсморазведки и ГИС. С этой целью трассы импеданса приводят от шага квантования 2 мсек во временном масштабе к шагу квантования 0 2 м в глубинном масштабе,

с использованием интерполяции между отсчетами, что является отличительной особенностью этого подхода.

Анализ связи импеданса с пористостью проводится с помощью кроссплотов В качестве дополнительной информации на кроссплотах цветом выделяют литотипы пород или границы пористости породы с Кп <12% (не коллектора), и породы с Кв- <50% (нефтенасыщенные коллектора) Сопоставление проводится как по каждой скважине, так и по всем скважинам совместно Если в большинстве скважин наблюдается устойчивая связь импеданса волнового сопротивления с пористостью коллекторов, то между ними определяется уравнение линейной регрессии, которое в дальнейшем используется для расчета карт пористости

3. В третьей главе рассматриваются геологические результаты применения программных и технологических решений для прогнозирования свойств коллекторов, в том числе результаты прогнозирования эффективных толщин коллекторов по амплитудам отражений на примере анализа материалов Приобского месторождения

3.1. Проблемы геолого-геофизического моделирования Приобского месторождения связаны с решением задач повышения детальности и точности определения песчаных коллекторов неокомского возраста с тонкослоистой структурой и сложной пространственной формой. Эти проблемы связаны с генезисом формирования неокомских клиноформ и являются характерными для многих месторождений Западной Сибири. Тонкослоистая структура и высокая степень глинизации порового пространства неокомских песчаников определяет низкую проницаемость и дебиты скважин, что в значительной мере затрудняет разработку нефтяных залежей, несмотря на большие толщины продуктивных пластов и огромные запасы нефти. Но именно из гаких низкопроницаемых коллекторов состоят продуктивные пласты неокомских клиноформных отложений в Западной Сибири, разработка которых была ранее затруднена.

Самая сложная проблема совместной интерпретации данных сейсморазведки и каротажа скважин при изучении тонкослоистых песчаных коллекторов дельтового генезиса со сложной пространственной формой состоит в идентификации сейсмических волн и геологических границ, разделяющих пачки песчаных слоев, ассоциируемых в пласты.

Для изучения таких коллекторов необходимы новые подходы к интерпретации данных сейсморазведки и каротажа, новые повышенные требования к точности и детальности геологического описания коллекторских свойств пластов и их отображения в сейсмических волновых полях и каротажных диаграммах.

В практическом аспекте проблема может быть расчленена на две взаимосвязанные проблемы:

1. Стратиграфическая идентификация сейсмических волн и геологических границ, разделяющих пачки песчаных слоев, ассоциируемых в пласты по литологическим и петрофизическим критериям.

2. Корреляция пластов по стратиграфическим и литологическим критериям по данным каротажа разведочных скважин с использованием данных сейсморазведки для восстановления свойств пластов между скважинами

Сейчас, с накоплением опыта, можно уверенно утверждать, что в отдельности ни данные сейсморазведки, ни данные каротажа разведочных скважин не в состоянии дать точное решение детальной корреляции пластов и построения адекватной геологической модели резервуара Цена ошибки прогноза может составлять от 5 до 50 процентов от величины прогнозных ресурсов нефти для каждого конкретного месторождения Минимальная ошибка и, следовательно, минимальный риск ошибочного проектирования разработки месторождения, возможна только с применением технологий совместной (интегрированной) геологической интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и каротажа в скважинах Правильное описание тонкослоистого резервуара с песчаными коллекторами дельтового генезиса можно только в трехмерном измерении с сохранением детальности литологического и петрофизического описания свойств пластов. Исходя из этого, на основе имеющихся данных были созданы две части модели резервуаров по двум типам данных Приобского месторождения:

• одна часть модели - по данным сейсморазведки 2ДУЗД и разведочного бурения, с учетом полного согласования со скважинами сейсмических разрезов и кубов на пересечениях.

• другая часть модели - ЗД геологическая модель по данным эксплуатационного и разведочного бурения на участке опытно-промышленной эксплуатации.

Интерполяция пористости по ГИС выполнялась в объемном виде Среднее расстояние между эксплуатационными скважинами составляло 400 метров, расстояние между разведочными скважинами менялось от 2 до 6 км.

Результаты расчетов синтетических сейсмограмм и совмещения сейсмических разрезов, синтетических трасс и кривых ГИС вошли в обоснование идентификации сейсмических волн по времени и пласта по глубине. Поведение амплитуд отражения по всем трем съемкам 30 удовлетворительно согласуется с величинами нефтенасьпценных толщин по скважинам. Количественная зависимость величины амплитуды сигнала от эффективных нефтенасьпценных толщин доказывается кроссплотами и гистограммами, построенными по данным разведочных скважин и сейсморазведки 31). На основе этих кроссплотов можно определить регрессионную зависимость для вполне определенного диапазона толщин. В

интервале эффективных нефтенасьпценных толщин от 8 до 30 метров среднеквадратичное отклонение прогнозных значений нефтенасьпценных толщин от фактических данных по скважинам составляет около 2 метров Еще раз подчеркнем, что прогнозирование выполняется для создания эффективной модели коллекторов пласта с тонкослоистой структурой Общая толщина пласта, при эффекшвной толщине 8 метров может состав пять первые десятки метров.

Кроме традиционного статистического анализа, автором на конкретных практических примерах была применена новая технология совмещения трехмерных погоризонтных сечений сейсмического куба амплитуд отражений и куба пористости Как было отмечено ранее, сейсмический куб является результатом обработки и интерпретации данных сейсморазведки ЗД с применением технологии интегрированной интерпретации и динамического анализа Куб пористости был получен в результате трехмерной интерполяции кривых пористости между эксплуатационными скважинами с учетом характера тонкой слоистости между основными границами стратиграфических комплексов, выделенных по седиментогенетическим критериям с учетом перерывов в осадконакоплении по сейсмическим данным Совмещение выполнялось по стыку кубов по ЗД-сейсморазведке и пористости на уровне двумерных погоризонтных сечений Для этого были рассчитаны толщины коллекторов в интервале глубин каждого из объектов разработки для каждого узла куба пористости. По сейсмическому кубу были получены интервальные сечения амплитуд для тех же интервалов и геологических горизонтов. Совмещение карт амплитуд и карт нефтенасьпценных толщин для продуктивного горизонта АС 10-0 на Приобском месторождении на стыке южного сейсмического куба и эксплуатационного участка показывает, что зоне повышенных толщин коллекторов соответствует положительная аномалия амплитуд отраженных волн и обе аномалии удовлетворительно увязываются в плане (рис.9). Более того, размеры, ориентация в плане и форма амплитудных аномалий соответствует аномалиям толщин коллекторов и, как это видно, по приведенным данным, аномалии амплитуд, калиброванные по толщине, восстанавливают формы песчаных тел с высокой степенью детальности, подтвержденные эксплуатационным бурением. Отметим, что стоимость получения сейсмических данных ЗД на два порядка ниже стоимости эксплуатационного бурения.

За период с начала 1999 года до 2001 г на территории Приобского месторождения было пробурено 59 новых эксплуатационных скважин. Сравнение новых данных бурения с прогнозными оценками толщин коллекторов с данными сейсморазведки ЗД показало, что в целом зона максимальных толщин и изменение формы песчаного пласта АС 10 по площади спрогнозирована по данным геологического моделирования с точностью 80-85 %,

Рис.9. Пример совмещения сечений кубов эффективных толщин коллекторов по эксплуатационным скважинам (а) и амплитуд отражений (б) для пласта АС 10-0 (Приобское месторождение).

Отклонения прогнозных толщин от измеренных в скважинах носят случайный характер, а погрешность находится в пределах двух с половиной метров

3.2. Интегрированная технология интерпретации ЗД - сейсморазведки и ГИС для Когалымского месторождения.

Учет тонкой слоистости пластов при прогнозировании коллекторских свойств песчаных резервуаров в Западной Сибири по сейсмическим данным может бьггь выполнен на основе новых технологий инверсии амплитуд.

При обработке сейсмических данных требуется достижение предельно возможного вертикального разрешения отраженных волн при сохранении амплитуд, достоверно передающих информацию о вещественном составе пород. Как правило, это требование выполняется лишь с применением современных нолевых систем трехмерных наблюдений и качественной обработки с использованием всего арсенала технологий, включая глубинную миграцию до суммирования Геологические отметки кровли и подошвы продуктивных песчаников пласта БС11-26 были стратифицированы по возрасту на основе совместного

изучения ГИС и керна и увязаны с мигрированным кубом Изменения характера слоистости, глинизация отдельных прослоев и наличие нефти в пласте в явном виде сказываются па изменении формы отраженных волн по латерали Эти изменения являются предметом изучения при сейсмофациальном анализе данных ГИС и сейсморазведки

РогсяИу у», Р*9ивоАсти*1к: »треЛл« СговзрКЛ

л«н ао">

270« * - 2744 7 И£Т«« гт#г

ахуо*т«охик ижл«д»ис()

Ьм1 ДхтЛИог

йч'талг- 1-»*. <Ч|№Я.С0РЛ?$_5Н_( РСЯО* КР0_5МТ_ I СС ">921413

г • (4' в!« - 0 00»970*«(*)1 Яедгеают 1«а РОКб.СОРЛ79_ЬП_1 Р0Я05.КР0_5МТ_1 СС 0955812

» - (И 7771 - 0 002265664«))

а о

Рис.10. Петрофизическое обоснование прогноза пористости по данным ГИС и ЗД сейсморазведки (а) с применением кроссплотов (б). (Когалымское месторождение)

в дальнейшем в качестве акустической модели среды. В результате был рассчитан куб псевдоакустического импеданса, который использовался в дальнейшей интерпретации В дополнение к полученным кубам был рассчитан куб псевдокоэффициента Пуассона.

С геологической точки зрения, по соотношению нефтенасьпценности и абсолютных отметок кровли и подошвы пласта, на площади исследований выделяется несколько залежей. Сложная картина условий осадконакопления от кровли к подошве пласта подтверждается данными 30. Анализ палеосечений кубов пористости и псевдоплотности в системе УохеЮео в интервале пласта БС11_2б, выполненный с применением послойного сканирования в 2мсек интервале, параллельном кровле коллектора показал, что наиболее низкие величины плотности (2,1 г/см3) в кровле пласта соответствуют высокой пористости (21%) и максимальным нефтенасыщенным толщинам 16-18 м, расположенным в южной части площади.

На рис 11 а и б изображены вертикальные сечения кубов прогнозной пористости и коэффициента Пуассона Трехмерная интерполяция пористости между скважинами с учетом поведения импеданса в межскважинном пространстве обеспечила значительное улучшение вертикального разрешения отдельных тонких слоев. Принципиальную новизну имеют

результаты интерпретации куба данных коэффициента Пуассона Если пористость отражает тонкослоистую структуру пласта, то коэффициент Пуассона, как было показано выше, связывается с характером нефтенасьпцения в коллекторах Для выделения нефтенасьпценых коллекторов использовалась интерактивная технология совместной интерпретации кроссплота пористость\коэффициенг Пуассона. Полученные объемные распределения коэффициентов пористости и Пуассона позволяют использовать калибровку по скважинам для идентификации нефтенасыщенных коллекторов в пространстве Важно подчеркнуть, что на приведенных рисунках с прогнозом нефтенасыщенных коллекторов на картах видно, что восточнее разбуренного участка выделяется перспективная зона с нефтенасыщенными коллекторами, хотя и с меньшими толщинами по сравнению с неразбуренной частью пласта

На рисунке 12 показано сопоставление прогнозной карты пористости с фактической картой пористости, полученной по данным ГИС в новых скважинах, пробуренных через полгода после моделирования Область новых скважин выделена кругом. Подтверждается локальная зона повышенной пористости, различия прогнозной и фактической пористости не превосходят по средне-квадратическому отклонению 2 %.

Приведенные примеры реальных нефтяных месторождений показывают, что с использованием интегрированной технологии интерпретации данных ЗД-сейсморазведки с привлечением ГИС возможно построение геологической модели резервуаров нефти и газа и прогнозирование коллекторских свойств пластов между скважинами с высокой точностью.

Заключение

1. Автором предложены алгоритмы и с его участием созданы новые программные системы анализа динамических параметров отраженных волн. Наиболее широкое применение нашли программы многоканального анализа динамических параметров отражений в спектральной области с разделением сигналов и помех (поинтервальный анализ отражений в программах системы DIANA), мгновенный анализ скоростей ОГТ на основе расчета несмещенной оценки когерентности (программная система 1VELA), расчета униполярных фаз и мгновенной когерентности, объемного анализа отражений и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки (система GERMES).

2 Предложены новые технологические решения прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов, которые являются технологической надстройкой над программными системами Решения формализованы в виде графов обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки, промысловой геофизики и геологии. Предложенные решения опробованы на большом количестве реальных месторождений и доказана их практическая значимость. Наиболее значимые результаты таких интегрированных технологий достигнуты для наиболее трудных геологических условий -

Рис.И. Сопоставление коэффициента Пуассона (а) и прогнозной пористости (б) в интервале пласта БС1126 (Когалымское месторождение).

Рис.12. Сопоставление прогнозных значений пористости (слева) с фактическими (справа) по данным бурения новых скважин (Когалымское месторождение)

коллекторов руслового генезиса, при наличии тектонических нарушений, выклинивания и глинизации коллекторов.

3 Впервые для условий тонкослоистого разреза терригенных отложений Западной Сибири показана реальная возможность прогнозирования кубов пористости и коэффициентов Пуассона, позволившая на их основе рекомендовать перспективные участки для бурения новых скважин Показано, что если пористость отражает тонкослоистую структуру пласта, то коэффициент Пуассона связан с характером нефтенасьнцения в коллекторах и позволяет качественно прогнозировать расположение перспективных для бурения участков нефтяных месторождений

4. В работе выполнена оценка точности прогноза коллекторских свойств пластов на основе сейсмических данных между скважинами. Показано, на конкретных примерах, что данные количественного анализа сейсмических амплитуд и интервальных времен обеспечивают прогноз нефтенасьпценных толщин песчаников в диапазоне от 8 до 30 метров со случайной погрешностью 2 метра и в диапазоне от 30 до 42 метров - по интервальным временам с погрешностью 3 метра Пористость может быть оценена с точностью до 2% для эффективных толщин пластов более 8 метров Такая точность обеспечивается соблюдением требований к качеству полевых наблюдений трехмерной сейсморазведки и каротажа скважин, а так же обработки и интерпретации этих данных.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ.

1 Левянт В Б, Кац С А., Птецов С. Н. "Моделирование тестовых сейсмограмм" Нефтегазовая геология и геофизика № 5, -М.:1973. стр. 30

2 Кац С. А., Левянт В. Б, Птецов С Н "О помехоустойчивости и разрешающей способности алгоритмов анализа кинематических параметров отраженных волн" Нефтегазовая геология и геофизика № 9 -М.:1974. стр.43

3 Птецов С Н. "Энергетический и частотный анализ структуры волнового поля и подавление кратных волн в сейсморазведке методом общей глубинной точки" -М :, ИФЗ АН СССР, 1975.

4. Птецов С. Н., Левянт В. Б., Эльманович С. С. и др. "Количественная оценка выделения сигналов на сейсмических записях". Разведочная геофизика, вып 71 - М,- Недра, 1976. -С. 3-7.

5. Левянт В. Б., Птецов С. Н. "Применение энергетического анализа для определения кинематических параметров отраженных волн" - Разведочная геофизика, вып 76. - М • Недра, 1977.-С 3-13.

6. Кац С А, Птецов С. Н. "Спектральный анализ поля регулярных сейсмических волн и шумовых помех" , Физика земли № 1, -М • ИФЗ АН СССР, 1978

7. Птецов С. H , Белозерский Ю. П., Минц Л И "Когерентная обработка сейсмозаписей", Нефтегазовая геология и геофизика № 7,- М.: 1979, стр.34

8 Левянт В Б, Птецов С. Н. "Вычитание кратных волн в сейсморазведке МОГТ" -Обзорная информация. - М. : ВНИИОЭНГ, 1981. - 43 с.

9 Птецов С. Н., Гогоненков Г Н. "Динамический анализ комплексных трасс" Прикладная геофизика, вып. 103. -М.:1982. С. 41 - 47.

10. А. Авербух, А Гриншпун, С Птецов (СССР) и др "Информативность различных параметров волнового поля при прямых поисках месторождений углеводородов" В кн Сборник докладов второго научного семинара стран членов СЭВ по нефтяной геофизике. Том. 1 Сейсморазведка -М„ издСЭВ, 1982 -С. 158- 170.

11 Птецов С. H, Гриншпун А В. "Применение погоризонтного динамического анализа сейсмических записей для выявления залежей нефти и газа" Разведочная геофизика, вып 97-М Недра 1984 - С 3-10.

12. Птецов С H , Авербух А Г., Гриншпун А. В и др. Программно - методический комплекс для решения задач прогнозирования геологического разреза (СЦС - 3 - ПГР). Программы динамического анализа сейсмических трасс. ЦГЭ, 1984, Москва.

13. Птецов С., Павлов Ив., Прёль С., Лосось М., Енджеевска - Звинчак Прогноз залежей углеводородов по аномалиям динамических параметров отражений. Разработка программ и методик - практические итоги сотрудничества в рамках "Интернефтегеофизика". В кн: Сборник докладов второго научного семинара стран членов СЭВ по нефтяной геофизике. Том 1. Сейсморазведка. - М.. изд СЭВ, 1983.

14. Птецов С. Н. "Следящее суммирование сейсмограмм общей глубинной точки", Нефтегазовая геология, геофизика и бурение № б, -М.:1985, стр. 16.

15. Птецов С. (СССР) "Детальный анализ мгновенных скоростей на основе Гильберт -преобразования сейсмозаписей". Сборник докладов 3 научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике, М.,1987, стр 97-105

16. Птецов С. Н., Шевченко А. А. (ЦГЭ) "Определение мгновенной частоты отражений с целью прогнозирования геологического разреза. Современное состояние и перспективы развития математического обеспечения обработки и интерпретации сейсмической информации". Сборник научных трудов ЦГЭ, -М.:1987.

17. Берман Л.Б., А.И.Абрикосов,.Птецов С.Н, Чуринова И.М.,.Кунин Н.Я " Возможности сейсморазведки при решении геолого-промысловых задач". Геология нефти и газа №11, М.,1987, Недра, стр 54-60

18. Птецов С. H. Анализ волновых полей для прогнозирования геологического разреза -М.. Недра, 1989.-135 стр.

19. Ptetsov S. N., Averbukh A. G. Software Packages System for géologie problème solution in search, exploration and development of oil and gas fields, ELORO, 1989, Moscow

20 Ptetsov S N, Averbukh A G Interactive graphies workstations for geologists and geophysicists, ALGEOK, 1991, Moscow

21. S. B. Denisov, S. N Ptetsov and S S Elmanovich Well - Iogging and seismic data usage for oil reservoir description Thirteenth World Petroleum Congress Buenos Aires 1991.

22. Гогоненков Г. И., С. H Птецов., В. В Стрекозин, С Б Денисов, В. С. Рудая. "Интерактивная интегрированная интерпретация данных трехмерной сейсморазведки, ВСП и ГИС при детализационной разведке месторождений углеводородов", в сб. Труды ЦГЭ.-М.: 1991.

23. Птецов С Н., Бородавкин М. А.. "Прогнозирование тектонических блоков по данным трехмерной сейсморазведки." в сб. Труды ЦГЭ -М.:1992.

24. С. Птецов , Г. Гогоненков, Л. Берман, К Закревский "Прогнозирование зон повышенной продуктивности скважин по данным детальной сейсморазведки , ГИС и гидродинамических исследований". Геология нефти и газа. №9. -М.: 1993

25. Птецов С H "Тектонофизические модели месторождений углеводородов" Геофизика № 2 -М.- ЕАГО, 1996, стр. 8

26. Птецов С Н., Зорькина В.Я. "Прогнозирование эффективных толщин коллекторов по данным трехмерной сейсморазведки- технологии и проблемы" Геофизика №3, 2000, изд. ЕАГО, - М., стр.13-17

27. Чалов C.F,., Матусевич В.Ю , Птецов С.Н, Малярова Т.Н., Керусов А.И . "Определение свойств тонкослоистых песчаных резервуаров на основе сейсмического прогнозирования и анализа кубов пористости, плотности и коэффициентов Пуассона", журнал "Геофизика", спец. выпуск "Технологии сейсморазведки" -1, изд ЕАГО, M , 2002, стр 83-88

28. Птецов С Н. "Преимущества новых технологий интегрированной обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС" Геофизика № 3, -М.: ЕАГО, 2002, стр. 50

Отпечатано в копицентре «Учебная полиграфия» Москва, Ленинские горы, МГУ, 1 Гуманитарный корпус www stprint ru e-mail: zakaz@stprint ru тел 939-3338 Заказ № 396 тираж 100 экз Подписано в печать 17. 10. 2003 г

РНБ Русский фонд

2006-4 37376

i '< '/ti /303

Содержание диссертации, доктора технических наук, Птецов, Сергей Николаевич

Введение.

Глава 1. Создание геологических моделей резервуаров и залежей. 1.1 Состав и структура компьютерных геологических моделей месторождений и средств их создания.

1.2. Описание модели данных.

1.3. Программные и технические средства для создания геологических моделей месторождений.

1.4. Интерпретационная система ГЕРМЕС для комплексной интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС.

1.5. Создание геологических моделей на основе современных программных систем и технологий.

1.6. Геологический мониторинг запасов нефти и газа и разработки месторождений.

Глава 2. Программные и технологические средства обработки и интерпретации

2.1 Базовая обработка.

2.2. Интерпретационная обработка.

2.3 Анализ параметров отраженных волн.

2.4 Моделирование и анализ параметров волн в технологиях AVO и инверсии.

2.5. Структурная интерпретация.

2.6. Прогнозирование коллекторских свойств продуктивных пластов между скважинами.

Глава 3. Результаты применения программных и технологических решений для прогнозирования свойств коллекторов

3.1. Результаты прогнозирования эффективных толщин песчаных коллекторов в нсокомских клиноформах Приобского местрождения.

3.2 Определение свойств тонкослоистых песчаных резервуаров на основе сейсмического прогнозирования и анализа кубов пористости, плотности и коэффициента Пуассона.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогнозирование свойств коллекторов между скважинами по сейсмическим данным"

Объект исследований

Объектом исследований являются компьютерные методы обработки и анализа сейсмических отраженных волн и геофизических исследований свойств пород в скважинах с целью межскважииного прогноза коллекторских свойств резервуаров нефти и газа. Актуальность темы

Известно, что в результате поисков и разведки с помощью геолого-геофизических методов создаются информационные модели нефтяных и газовых месторождений для решения задач дальнейших этапов разведки и последующей эксплуатации. Полнота и детальность описания этих моделей зависит от масштабов съемки и повышается от региональных исследований к детальной разведке. Для перспективных территорий на этапе разведки создаются геолого-геофизические модели резервуаров, которые далее дополняются другими моделями - фильтрационными, экономическими, инженерно-геологическими и другими. Следует выделить особо, что геолого-геофизические модели резервуаров являются основой для подсчета запасов углеводородов, проектирования и реализации разведочного бурения и проведения в них геофизических исследований скважин и последующего проектирования разработки месторождений и эксплуатационного бурения. Разведка с помощью бурения является наиболее капиталоемким и дорогостоящим процессом и должна проводиться с наименьшим геологическим и инвестиционным риском. Снижение этих рисков может и должно достигаться с помощью предварительного геолого-геофизического моделирования резервуаров и залежей и на их основе оптимального размещения скважин, выбор интервалов и методов ГИС и размещения наземных геофизических методов разведки, прежде всего трехмерной сейсморазведки в сочетании с ВСП, широкополосным АК и плотностным каротажом скважин.

• Снижение геологических рисков при бурении поисковых и разведочных скважин.

• Снижение стоимости разработки месторождений углеводородов за счет оптимизации размещения эксплуатационных скважин и планирования траектории для бурения скважин.

Роль сейсморазведки. Еще несколько лет назад модели месторождений создавались на основе данных ГИС для упрощенного гидродинамического моделирования фильтрационных процессов в резервуарах, а модели резервуаров строились со значительным загрублением свойств пласта по вертикали и вдоль пласта на основе интерполяции свойств между разведочными скважинами, расстояния между которыми составляли многие километры. Роль сейсморазведки сводилась лишь к использованию структурных планов. Действительно, разработка месторождений нефти и газа в песчаных коллекторах мелового и юрского возраста в Западной Сибири, Предкавказье и Прикаспии, девонских отложений на территории Русской платформы всегда была затруднена по причине недостаточно детальной информации о структуре тонкой слоистости и латеральной литологической изменчивости коллекторов. Ограничения разрешающей способности сейсморазведки по доступной толщине пласта заставляли в прошлом при построении геологических моделей и подсчете запасов ограничиваться данными ГИС и керна. Когда расстояния между скважинами составляют первые километры, детальность описания пласта без использования данных трехмерной сейсморазведки по горизонтали оставалась неудовлетворительной, а построенные таким образом модели входили в противоречие с результатами пробной эксплуатации месторождений.

Более эффективное решение этих проблем появилось с освоением новых технологий обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки, использованием динамических характеристик волн и прогнозного волнового сопротивления для прогнозирования коллекторских свойств пород - пористости, песчанистости и эффективных толщин пластов между скважинами. Возникли новые технологии интегрированной интерпретации данных сейсморазведки и большого количества эксплуатационных скважин для создания детальных моделей месторождений на участках пробной эксплуатации. При интерполяции в объеме пористости и плотности, определенных по ГИС, между скважинами используются (в качестве пространственных весовых функций) кубы волнового сопротивления и коэффициента Пуассона, определенного по новой технологии AVO -анализа (измерения амплитуд отражений с увеличением угла падения на границу). Современные технологии объемного анализа кубов прогнозных подсчетных параметров пластов с применением прозрачности позволили выполнять анализ объемной формы резервуаров нефти. В итоге новые технологии обработки и интерпретации данных сейсморазведки обеспечили повышение детальности геологических моделей между скважинами и более надежное прогнозирование свойств резервуаров.

Цель работы.

Главная цель настоящей работы — создание и использование новых программных средств и новых технологий интегрированной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС для повышения эффективности геолого-геофизического прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов в пространстве между скважинами.

Основные задачи исследований Для достижения этой цели необходимо решение задач:

• создать новые программные средства для извлечения из сейсмических отраженных волн информации о структурном положении и форме резервуаров нефти и газа, а так же извлечения информации о коллекторских свойствах - пористости, песчанистости, эффективных толщинах пластов.

• создать интегрированные технологии описания свойств резервуаров и залежей нефти и газа по данным трехмерной сейсморазведки и ГИС, опирающиеся на новейшие программные разработки анализа литологии, фациального состава и петрофизических характеристик пород продуктивных пластов. показать достоверность решаемых задач построения геологических моделей продуктивных пластов на примере геологического моделирования конкретных месторождений с использованием информации о поведении коллекторских свойств пластов между скважинами с применением калибровки сейсмических данных по скважинам.

Достоверность научных выводов и рекомендаций

Для оценки достоверности полученных результатов использовались два концептуальных подхода:

1. В процессе анализа сравнивались данные, полученные из независимых источников информации, прежде всего наземных геофизических методов исследований: — измерения параметров сейсмических волновых полей, данные сейсмических скважинных исследований на глубинах в окрестности ствола скважины — (СК, ВСП) и данные геофизического исследования скважин (ГИС) с комплексом электрических, магнитных, ядерных, акустических и других типов полей, а так же данные измерений физических свойств горных пород на основе промысловой геологии и петрофизики. Точность прогнозных результатов по данным сейсморазведки определялась на основе сравнения прогнозных параметров продуктивных пластов - глубин, толщин, пористости с результатами фактического измерения аналогичных параметров по данным скважинных исследований. Результаты сопоставления приведены в заключительном разделе работы.

Научная новизна.

1. Впервые показана возможность измерения динамических параметров отраженных волн -многоканальных оценок энергии сигналов и помех в заданных диапазонах частот, сжатия сигналов, униполярных фаз, мгновенных скоростей и когерентности с точностью, достаточной для обнаружения зон с повышенными коллекторскими свойствами и оценки емкостных параметров резервуаров углеводородов.

2. Созданы оригинальные алгоритмы и программные комплексы для анализа динамических параметров волн, отличающиеся от известных повышенной помехоустойчивостью и широким диапазоном параметров анализируемых волн: способ многоканального поинтервального динамического анализа отражений (DIANA), новый способ расчета униполярных фаз, программный комплекс анализа мгновенных скоростей и когерентности (IVELA). система объемного анализа отражений и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки (система GERMES).

3. Предложены новые технологические решения прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов в виде обобщенных графов интерпретационной обработки сейсмических записей и комплексной интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС. Графы определяют последовательность процедур, входные и выходные данные.

4. Показана технология прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов, позволяющая совмещение в единой координатной системе и совместный анализ кубов пористости, полученных по данным трехмерной сейсморазведки и кубов пористости по данным эксплуатационного бурения, полученных на смежной или на той же самой территории.

Основные защищаемые положения

1. Созданы новые алгоритмы, программы и технологии анализа отраженных волн для прогнозирования геологического разреза (ПГР), которые обеспечивают извлечение более полной информации о строении резервуаров и залежей с высокой производительностью, достаточной для производственного решения задач.

2. Реализованы на практике новые технологии интерпретации сейсмических данных в виде графов обработки, подтверждающие полноту и последовательность процедур обработки и интерпретации, достаточные для решения геологических задач, вплоть до рекомендаций на бурение разведочных скважин.

3. Созданы на основе новых технологий интерпретации сейсмических данных геолого-геофизические модели, по которым уточнено размещение новых скважин на Сусликовском и Когалымском месторождениях, а так же на других месторождениях в Западной Сибири и Самарском Поволжье.

Практическая значимость работы.

1. Разработанные при участии и под руководством автора программные системы СЦС-З-ПГР используются при решении производственных задач в организациях Минтопэнерго и МПР для целей специальной обработки и интерпретации при построении геологических разрезов по сейсмическим данным, включая программные системы анализа мгновенных скоростей (IVELA), поинтервального анализа динамических параметров волн (DIANA), интерпретации кубов трехмерных сейсмических данных (GERMES). 2. Созданная при участии и под руководством автора технология интегрированной интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС (GERMES) использовалась для геолого-геофизического моделирования и прогнозирования эффективных толщин коллекторов Приразломного, Лемпинского и Приобского нефтяных месторождений. Полученные данные использованы при выборе решений по размещению новых скважин.

3. Предложенные технологические решения интегрированной интерпретации, в соавторстве с А. Г. Авербухом и другими авторами, являются составной частью Инструкции по проведению наземной сейсморазведки, созданной в 2000 году по заданию Минтопэнерго под руководством О. А. Потапова.

4. Созданная под руководством и при участии автора технология обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и ГИС на основе новейших программных систем компании ООО «Парадайм Геофизикал» использована с целью геологического моделирования Когалымского, Сусликовского и ряда других месторождений. Получены новые геологические результаты, уточняющие строение продуктивных пластов, которые используются при размещении новых скважин эксплуатационного бурения. Новые данные бурения подтвердили эффективность предложенных решений.

Реализация в промышленности

1. Разработанные при участии и под руководством автора программные системы СЦС-З-ПГР используются при прогнозировании геологических разрезов по сейсмическим данным более чем в 50 организациях бывшего СССР и затем в России, Казахстане, Белоруссии. Программные системы анализа мгновенных скоростей (IVELA), поинтервального анализа динамических параметров волн (ДИАНА), интерпретации кубов трехмерных сейсмических данных (ГЕРМЕС) применяются для решения производственных задач в организациях: - Азнефтегеофизика, Башнефтегеофизика, Саратовнефтегеофизика, Самаранефтегеофизика, Сибнефтегеофизика , Тюменьнефтегеофизика и многих других.

2. Созданная технология интегрированной интерпретации GERMES в сочетании с интерпретационной системой компании LANDMARK, использована для геолого-геофизического моделирования и прогнозирования эффективных толщин коллекторов Приразломного, Лемпинского и Приобского нефтяных месторождений на лицензионных территориях нефтяной компании ЮКОС.

Апробация работы и публикации

Основные положения и результаты по теме диссертации автором были доложены на международных конференциях EAGE (Европейская ассоциация геологов и геофизиков) в 1994 г., Международных семинарах членов СЭВ в 1984, 1985 годах, ЕАГО (Евроазатское геофизическое общество) в 1995,1996, 1997, 2000 годах, на конференции ГЕОМОДЕЛЬ 1998, 1999,2000 и 2001 годах, а так же других отраслевых конференциях и семинарах.

По теме диссертации опубликована монография в 1989 г. и более 45 научных статей. Работа была выполнена на основе разрешенных к публикации материалов, полученных в разное время в Центральной геофизической экспедиции Минтопэнерго, Инжиниринговом центре нефтяной компании ЮКОС и международной компании Парадайм Геофизикал.

Объем работы.

Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения. Текст изложен на 98 страницах, включая 53 рисунка, 5 таблиц и список литературы из 97 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Птецов, Сергей Николаевич

Выводы о характере изменения формы каротажных диаграмм и сейсмических сигналов по линии профиля скважин можно сделать с помощью рис.3.17, на котором приведено сечение куба через ряд скважин в продуктивной части площади. Поведение амплитуд отражений и кривых ПС в окне, соответствующему интервалу продуктивной части пласта, показанном стрелкой, свидетельствует, что в левой части разреза песчаные прослои вблизи подошвы уменьшаются по толщине и глинизируются. Цветная полоска над окном показывает поведение глубин кровли пласта. Если идентифицировать относительное подобие формы отражений в продуктивном интервале в окрестности каждой из имеющихся скважин, то можно автоматически классифицировать эту информацию по 10 типовым классам. С учетом сходства формы каротажных кривых ПС число классов можно уменьшить до 7. Такая классификация выполняется автоматически с применением алгоритмов нейронных сетей в пакете Stratimagic. На рис 3.18 слева показаны выделенные классы и типовые кривые ГИС, а справа показан пример карты такой классификации, по которой можно оконтурить песчаники с похожим характером слоистости и степенью песчанистости.

3.2.4. Петрофизическое обоснование сейсмической интерпретации.

Проблема состоит в том, что керновые исследования в скважинах обычно выполняются для заданных по данным скважинных исследований (ГИС) небольших интервалов глубин, соответствующих выборочным коллекторам. Тем не менее, после стратиграфической идентификации, описанной выше, можно увязать в пространстве точки таких измерений петрофизических характеристик пород с поведением геофизических полей, ге измеренных по данным ГИС по стволу скважины и с параметрами сейсмических отражений в объеме. Поскольку сейсмические отражения формируются в породах с различными скоростями и плотностями, первоочередное значение имеют сопоставления формы сейсмических отражений с данными акустического и плотностного каротажа. В свою очередь, поскольку скорости и плотности в породах зависят от литологии, пористости, глинизации пор, трещинноватости пород и характера насыщения пор и трещин, то становится понятной схема петрофизического обоснования сейсмической интерпретации. По сути, должна быть решена задача оценки степени влияния и чувствительности амплитуд, импеданса, скоростей, плотностей и других параметров сейсмических отражений от каждого из перечисленных выше петрофизических параметров среды. Можно только добавить, что на нефте и водонасыщение коллекторов реагируют скорости и амплитуды продольных волн и слабо реагируют скорости и амплитуды поперечных и обменных волн. На их отношении построены способы обработки типа AVO (анализа амплитуд с удалением источников волн от приемников). На рисунке 3.19 слева показано совмещение каротажных диаграмм, сейсмических трасс, трасс импеданса и пористости. Справа показан кроссплот связи между сейсмическим импедансом и пористостью по ГИС для интервала продуктивных песчаников. Сопоставление выполнено с шагом квантования каротажа, поэтому сейсмический сигнал выглядит необычно растянутым. Но при этом видно, на какие толщины слоев реагирует сейсмическая волна в зависимости от достигнутой степени разрешенности волн. Восстановленный с помощью инверсии сейсмический импеданс (акустическое сопротивление) в отличие от отражения имеет вид пластовой кривой и качественно согласуется с отфильтрованной кривой пористости по ГИС. На основе этого кроссплота можно получить уравнение пересчета импеданса в пористость. Регулярные выбросы -отклонения от линейной зависимости соответствуют плохому соответствию импеданса от малых, до 4 метров толщин слоев. Статистические зависимости скорости продольных и обменных волн по данным многоволновой широкополосной акустики позволяют построить тонкослоистые скоростные модели, рассчитать синтетические сейсмограммы продольных и обменных волн и калибровать расчеты коэффициента Пуассона по сейсмическим данным на основе технологии AVO. На рис. 3.20 показано два кроссплота зависимости коэффициента пористости от коэффициента Пуассона для одинаковых интервалов глубин. Верхний кроссплот соответствует измеренным значениям в скважине (по данным С.В.Добрынина, СК "Петроальянс"). Нижний кроссплот, построенный в тех же диапазонах, получен по измеренным данным, спрогнозированным нами по сейсмическим трехмерным данным. Две линии в центре отделяют точки, принадлежащие водонасыщенной зоне по глубине измерений, от нефтенасыщенной зоны. Между линиями находятся точки, укладывающиеся в переходную зону смешанного нефте-водонасыщення. Видно, что характер и диапазоны зависимостей практически идентичны, что позволяет переносить выводы о характере нефтенасыщения с каротажных данных на сейсмические. Далее в работе будут показаны результаты интерактивного распознавания зон нефтенесыщенных коллекторов с применением критерия соотношения пористость\коэффициент Пуассона.

3.2.5. Расчет прогнозной пористости и коэффициента Пуассона.

Для получения информации об акустической модели среды была выполнена амплитудная инверсия сейсмических данных, полученных в результате специальной обработки. В процессе работы использовался пакет матобеспечения Vanguard компании Парадайм Геофизикал. Для восстановления полной скоростной характеристики импеданса по глубине требуется к сейсмическому диапазону частот добавить информацию о других частотных компонентах акустической модели, в частности низкочастотных (менее 10 Гц). Для этой цели на третьем этапе, этапе стратиграфической интерпретации были построены скоростная и плотностная модели на основе скважинных данных. Границы слоев в виде поверхностей, полученных на этапе интерпретации, использовались для описания толстослоистого каркаса модели по реперным горизонтам. При построении детальной акустической модели был принят вариант параллельного поведения пропластков по отношению к верхней границе слоя. Построение акустической модели проводилось путем трехмерной интерполяции акустического импеданса по скважинным данным, используя метод ко-крайгинга. При этом учитывались геометрия слоев, характер залегания пропластков внутри слоев и их количество внутри каждого выделенного слоя. В результате были получены учитывающие макро- и микроструктурные особенности среды, кубы плотности и скорости, которые использовались в дальнейшем в качестве акустической модели. Следующий, четвертый этап представлял собой непосредственно амплитудную инверсию сейсмического куба данных. Преобразование проводилось в полосе частот 13-45 Гц. Информация о низких частотах была получена из вспомогательной акустической модели.

В результате был рассчитан куб псевдоакустического импеданса, который использовался в дальнейшей интерпретации. На заключительной стадии куб импеданса был разделен на скоростную и плотностную составляющие. Соответственно, были получены кубы псевдоплотности и псевдоскорости. Этот шаг был вызван тем, что по данным статистического анализа выявилась низкая корреляция между плотностью и скоростью в интервале исследования, но зато обнаружена хорошая зависимость пористости и песчанистости от плотности (в отличие от худшей связи со скоростью и, в меньшей степени, импедансом). Таким образом, в дальнейших расчетах коллекторских свойств мы можем раздельно использовать плотностные и скоростные характеристики разреза по сейсмическим

Рис.3.21 Анализ палеосрезов по кубу плотности

ГО

CL э = Ю

X ГМ s 1 го т—ч

4—' тН го и

I LQ о и ГО 1 и п го >. го с: п. го си н с;

X го и со

ZT 0)

S h

9- X s

-в- m со о ю

0) 4— fD| си и q о

00 h го о s

CL о о с с о и гм rsj го

Q-

Рис.3.23 Выделение нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов на основе коэффициента Пуассона (в) и пористости (г)

Коэф. Пуассона

Рис.3.24 Сопоставление карт коэффициента Пуассона, пористости и выделение зон с высокой нефтенасыщенностью к> изданным. Куб псевдоплотности был пересчитан в куб пористости по следующему уравнению: у= -0,54571 *х +1,4569, где у - пористость; х - плотность. В дополнение к полученным кубам был расчитан куб псевдокоэффициента Пуассона. Расчет проводился по аналогии с расчетом куба импеданса, с той разницей, что на вход модуля амплитудной инверсии подавался куб AVO-атрибута - псевдо Пуассона. Связь скоростей поперечных и продольных волн выражалась формулой Vs = 0.60*Vp - 162, полученной по данным ГИС в скважине 1214.

3.2.6. Геологические результаты интерпретации.

Сложная картина условий осадконакопления от кровли к подошве пласта подтверждается данными 3D. Анализ палеосечений кубов пористости и псевдоплотности в системе VoxelGeo в интервале пласта БС112б, выполненный с применением послойного сканирования с 2мсек шагом палео сечений, параллельных кровле коллектора (Рис.3.21), показал, что наиболее низкие величины плотности в кровле пласта соответствуют высокой пористости и максимальным нефтенасыщенным толщинам, расположенным в южной части площади в районе скважин 1048, 1049, 1050, 1036, 1037. Середине пласта с наилучшими коллекторскими свойствами по ГИС отвечает понижение плотности практически по всей южной части площади 3D.

На рис.3.22 а и б изображены вертикальные сечения кубов прогнозной пористости и коэффициента Пуассона. Трехмерная интерполяция пористости между скважинами с учетом поведения импеданса в межскважинном пространстве обеспечила значительное улучшение вертикального разрешения отдельных тонких слоев. Принципиальную новизну имеют результаты интерпретации куба коэффициента Пуассона. Если пористость отражает тонкослоистую структуру пласта, то коэффициент Пуассона, как было показано выше, связывается с характером нефтенасыщения в коллекторах. Для выделения нефтенасыщеных коллекторов использовалась интерактивная технология совместной интерпретации кроссплота пористость\коэффициент Пуассона, который приведен на рис.3.23. На кроссплоте выделяются цветом точки, попадающие в область относительно высокой пористости (диапазон 17-21%) и относительно низких значений коэффициента Пуассона (диапазон 0,22 - 0,27), что соответствует зоне нефтенасыщенных коллекторов. Точно так же, но для водонасыщенных коллекторов, другим цветом выделяются зоны водонасыщения. Программы позволяют автоматически отслеживать и показывать выделенные зоны на кубах соответствующих параметров, а так же вертикальных и погоризонтных сечениях кубов. Как видно из рис. 3.22 а и б, на вертикальных сечениях достаточно чётко выделяется граница между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта. Причем отметка ВНК, пС общепринятая по месторождению, зачастую находится ниже этой границы, а отметка ВНК, вынесенная по данным ГИС, в большинстве случаев, совпадает с ней. Важно отметить, что по этим данным нефтенасыщенные коллектора отделяются от водонасыщенных коллекторов и локализуются в ограниченной зоне, которая позволяет идентифицировать нефтенасыщенные коллектора по глубине. Полученные нами по данным 3D объемные распределения коэффициентов пористости и Пуассона позволяют использовать калибровку по скважинам для идентификации нефтенасыщенных коллекторов в пространстве. На рис. 3.22 в и г показано расположение зон нефтенасыщенных коллекторов в плане, которое неплохо согласуется с положением отметок ВНК и, что не менее важно, с пространственным поведением латеральной глинизации коллекторов в тонких прослоях пласта БС112б, что хорошо видно по разрезу пористости на рис 3.21 ,а и кубам плотности на рис 3.20. Важно подчеркнуть, что на приведенных рисунках с прогнозом нефтенасыщенных коллекторов на картах видно, что восточнее разбуренного участка выделяется перспективная зона с нефтенасыщенными коллекторами, хотя и с меньшими толщинами по сравнению с неразбуренной юго-западной частью пласта.

Прогнозные карты емкостных параметров (нефтенасыщенных толщин, эффективной пористости, песчанистости) пересчитывались из карт сейсмических атрибутов (амплитуд, ^ импеданса, плотности) по найденным уравнениям. Далее рассчитывались невязки в точках скважин, строились карты невязок методом ко-крайгинга и просчитывались окончательные карты. В некоторых отдельных случаях использовалась ручная редакция прогнозных карт.

Г-&

Заключение

1. Автором предложены алгоритмы и с его участием созданы новые программные системы анализа динамических параметров отраженных волн. Наиболее широкое применение нашли программы многоканального анализа динамических параметров отражений в спектральной области с разделением сигналов и помех (поинтервальный анализ отражений в программах системы DIANA), мгновенный анализ скоростей ОГТ на основе расчета несмещенной оценки когерентности (программная система IVELA), расчета униполярных фаз и мгновенной когерентности, объемного анализа отражений и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки (система GERMES).

2. Предложены новые технологические решения прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов, которые являются технологической надстройкой над программными системами. Решения формализованы в виде графов обработки и интерпретации данных трехмерной сейсморазведки, промысловой геофизики и геологии. Предложенные решения опробованы на большом количестве реальных месторождений и доказана их практическая значимость. Наиболее значимые результаты таких интегрированных технологий достигнуты для наиболее трудных геологических условий - коллекторов руслового генезиса, при наличии тектонических нарушений, выклинивания и глинизации коллекторов.

3. Впервые для условий тонкослоистого разреза терригенных отложений Западной Сибири показана реальная возможность прогнозирования кубов пористости и коэффициентов Пуассона, позволившая на их основе рекомендовать перспективные участки для бурения новых скважин. Показано, что если пористость отражает тонкослоистую структуру пласта, то коэффициент Пуассона связан с характером нефтенасыщения в коллекторах и позволяет качественно прогнозировать расположение перспективных для бурения участков нефтяных месторождений.

4. В работе выполнена оценка точности прогноза коллекторских свойств пластов на основе сейсмических данных между скважинами. Показано, на конкретных примерах, что данные количественного анализа сейсмических амплитуд и интервальных времен обеспечивают прогноз нефтенасыщенных толщин песчаников в диапазоне от 8 до 30 метров со случайной погрешностью 2 метра и в диапазоне от 30 до 42 метров - по интервальным временам с погрешностью 3 метра. Пористость может быть оценена с точностью до 2% для эффективных толщин пластов более 8 метров. Такая точность обеспечивается соблюдением требований к качеству полевых наблюдений трехмерной сейсморазведки и каротажа скважин, а так же обработки и интерпретации этих данных.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Птецов, Сергей Николаевич, Москва

1. РЕГЛАМЕНТ ПО СОЗДАНИЮ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. Вторая редакция. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. Москва, 1999 г. '

2. Методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки ЗД на разных этапах геоло го-разведочных работ на нефть и газ, МПР и МЭ РФ, Москва, 2000, 64 стр.

3. Н.Я.Кунин, В.С.Сафронов, Б.Н.Луценко "Основы стратегии поисков месторождений нефти и газа (на примере Западной Сибири)" Часть 1, Москва, 1995, 83 стр.

4. Л.Б.Берман, В.С.Птецов, А.И.Абрикосов, С.Н.Птецов, И.М.Чуринова, Н.Я.Кунин "Возможности сейсморазведки при решении геолого-промысловых задач". Геология нефти и газа №11, М.,1987, Недра, стр 54-60

5. Ю.С.Винницкий, С.Г.Шебалин "Прогнозирование толщин и объемов коллекторов пласта БВ8 Повховского месторождения по амплитудам отраженных волн". Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Вып1, НТИС, М.: 1992г с 18-24

6. С.Б.Денисов, А.В.Алешина "Снижение неопределенности при построении геологических моделей по данным сейсморазведки ЗД и каротажа", Нефтяное хозяйство №10, М.: 1999 г., стр 51-55

7. А.Г.Авербух "Методика интерпретации данных сейсморазведки при интегрированном изучении нефтегазовых резервуаров" Геофизика, №1, 1998, -М.: стр.13-19

8. S.Tailor "Closing the loop: Production data management via PC,s in the field", SPE, 6-th Petroleum Computer Conference, 1991.

9. C.Gastagli, J.P. Biguenet, L.Pazzis "Reservoir characterization from seismic attributes. An example from the Piesko field" The leading edge, vol. 16, #3,1997, p.263-266

10. P.Weimer, T.L.Davis "Application of 3D Seismic Data to Exploration and Production" ISBN 0-8191-50-1. AAPG and SEG, 1996,270 p.

11. A.C. Кашик "Российская нефтяная геофизика. Некоторые мысли накануне третьего тысячелетия." Геофизика №3,2000, -М.: стр.3-12

12. А.Ф.Глебов, К.М.Мулявин, Т.И.Евдокимова "Сейсмоформационное изучение юрского нефтегазоносного комплекса Ханты-Мансийского и Томского Приобья", Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №1" М.: 2002 г с 41-53

13. А.С.Кашик, Г.Н.Гогоненков, В.Б.Левянт, "Интегрированная система обработки геофизических данных с целью прогнозирования геологического разреза", Труды XXX международного геофизического симпозиума, часть2, изд СЭВ, М., 1985 г., стр 27-35

14. В.В.Колесов, Т.М.Кутепова, К.В.Даценко "От изображения геофизических полей к изображению геологических характеристик", Сборник докладов второго научного российско-китайского семинара по нефтяной геофизике, М.: ,2000, стр 32-36

15. Э.Ю.Миколаевский, М.Ф.Анискович, О.В.Кузнецова и др., "Повышение разрешающей способности интерпретации", Сборник докладов второго научного российско-китайского семинара по нефтяной геофизике, М.: ,2000, стр 22-26

16. З.Н.Дубровский, Михальцев А.В., Потапов О.А., Руденко Г.Е., 1987, "Оптимизационные способы решения обратной здачи сейсморазведки по данным ОГТ, ВСП и ГИС", Труды 32-го международного геофизического симпозиума, 1, с.37-44

17. Руденко Г.Е., Потапов О.А., 1992, "Оптимизационная технология построения тонкослоистых разрезов акустичских жесткостей среды с целью изучения коллекторов", труды международной геофизической конференции SEG, М.

18. Скорнякова Е.Г., Титаренко И.А., 1997, " Сейсмопетрофизическое тестирование геологического разреза" Недра Поволжья и Прикаспия, 15.

19. М.Б.Рапопорт, В.И.Рыжков " Новые нефтегазовые технологии на основе эффекта сейсмической неупругости" Сборник докладов второго научного российско-китайского семинара по нефтяной геофизике, М.: ,2000, стр 101-104

20. Ptetsov S. N., Averbukh A. G. "Software Packages System for geologic problems solution in search, exploration and development of oil and gas fields", ELORG, 1989, Moscow

21. Ptetsov S. N., Averbukh A. G. "Interactive graphics workstations for geologists and geophysicists", ALGEOK, 1991, Moscow

22. Птецов С. H. "Тектонофизические модели месторождений углеводородов" Геофизика № 2 -М.: ЕАГО, 1996, стр. 8

23. А.Г.Авербух, А.И.Арапова, Д.Г.Кирнос и др., "Определение интегрированной модели среды по совокупности данных сейсморазведки и каротажа скважин" Сборник докладов второго научного российско-китайского семинара по нефтяной геофизике, М.: ,2000, стр 16-19

24. Гогоненков Г.Н. "Современное состояние системы обработки данных СЦС-5". Геофизика № 3 -М.: ЕАГО, 2002, стр.54

25. Лозинский З.Н." Современное состояние МО по проблеме кинематической интерпретации и направления его развития", Сборник докладов второго научного российско-китайского семинара по нефтяной геофизике, — М.: ,2000, стр 28-29

26. А.А.Табаков, В.С.Бикеев, К.В.Баранов и др. "Методика совмещенных наземно-скважинных наблюдений "Локальный проект ЗД+ВСП" для детального изучения около скважинного пространства" Тезисы докладов "Гальперинские чтения-2001", М., 2001

27. Кашик А.С., Федоров А.Л., Голосов С.В., 1998, "Общие средства динамической визуализации", Геофизика, 1

28. Кашик А.С., Денисов С.Б., 2002, "Четырехмерная геология", Геофизика, №1. М.: 2000 г.

29. М.Б.Коростышевский, Е.М.Вороновичева, Н.Н.Кушнеров, А.А.Шулико "Глубинные миграции в сложных и простых средах", Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №1" М.: 2002 г с 17-21

30. Баранский H.J1., Старобинец М.Е., Королев Е.К., и др., 2000, "Миграция и AVO: соседство или марьяж?", Геофизика, 2, с 22-26

31. Сыдыков К.Ж., Соколовский С.Г., 2000, "Особенности технологии глубинной миграции сейсмических данных в Прикаспийской впадине", Геофизика,2, с. 16-21

32. Птецов С. Н. "Преимущества новых технологий интегрированной обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС" Геофизика № 3, -М.: ЕАГО, 2002, стр. 50

33. Глоговский В.М. "Новый способ послойного определения скоростных и глубинных параметров среды". Сб.Совершенствование программно-алгоритмических средств основного этапа обработки сейсмических данных, М.: ВНИИОЭНГ,1988, стр.81-84

34. Мешбей В.И. "Сейсморазведка методом общей глубинной точки" -М.: Недра, 1973

35. В.Милашин, БЛоктионов, К.Храпов, Л.Мещерякова "Особенности сейсморазведки MOB в условиях горного рельефа и сложной тектоники" Сборник докладов 3 научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике, М.: ,1987, стр 198-208

36. Урупов А.К., Левин А.Н., "Определение и интерпретация скоростей в методе отраженных волн", -М: Недра,1985

37. Л.В.Кузнецова, Г.Е.Руденко, Л.Л.Худзинский "Осреднение скоростной характеристики среды по данным акустического и сейсмического каротажа", Известия ВУЗов, Сер геология и разведка, 1984, №1, стр 88-91

38. Методика поисков залежей нефти и газа в ловушках сложноэкранированного типа, часть 2, монография под ред. А.Г.Алексина и Г.Н.Гогоненкова, М.: ,1992, стр 225

39. Левянт В. Б., Птецов С. Н. "Применение энергетического анализа для определения кинематических параметров отраженных волн". — Разведочная геофизика, вып.76. М.: Недра, 1977.-С. 3-13.

40. С. Н. Птецов , В. Б. Левянт, С. С. Эльманович и др. "Количественная оценка выделения сигналов на сейсмических записях". Разведочная геофизика, вып.71. — М.: Недра, 1976.-С. 3-7.

41. Д.Ф.Клербаут "Сейсмическое изображение земных недр", М.: Недра, 1989. - с 406

42. Yilmaz О., Clauerbout J, 1980, Prestack partial migration, Geophysics, vol 45, pp 17531779

43. Мешбей В.И. "Использование разновременного анализа при обработке данных многократных перекрытий". Обзорная информация. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика.М., ВНННИИОЭНГ, 1980, стр.38-42

44. Гогоненков Г.Н.,Петерсен Г.Н., "Восстановление детальной скоростной характеристики среды по сейсмическим данным (псевдоакустический каротаж)" — М.: ВНИИОЭНГ, 1982,28 стр.

45. С. А. Кац, С. Н. Птецов "Спектральный анализ поля регулярных сейсмических волн и шумовых помех".- Физика земли № 1, изд Наука, М., 1978

46. С. Птецов "Детальный анализ мгновенных скоростей на основе Гильберт -преобразования сейсмозаписей". Сборник докладов 3 научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике, — М.: ,1987, стр 97-105

47. С. Н. Птецов "Анализ волновых полей для прогнозирования геологического разреза. "Недра" -М.: 1989,134 стр.

48. Птецов С. Н. "Следящее суммирование сейсмограмм общей глубинной точки", Нефтегазовая геология, геофизика и бурение № 6, -М.:1985, стр. 16.

49. Птецов С. Н., Гогоненков Г. Н. "Динамический анализ комплексных трасс". Прикладная геофизика .- М.: 1982, Вып. 103. С. 41-47.

50. С. Н. Птецов, А. В. Гриншпун "Применение погоризонтного динамического анализа сейсмических записей для выявления залежей нефти и газа". Разведочная геофизика , вып. 97 М.: Недра 1984. - С. 3 - 10.

51. Taner М.Т., Koehler F., Sheriff R.E. "Complex seismic trace analysis". Geophysics, 1979, vol. 44,3 6, p 1041-1063

52. Цыпкин Я.З., Полак Б.Т., "Огрубленный метод максимального правдоподобия, в кн. Динамика систем. Математические методы теории колебаний", вып. 12, Горький, 1977, стр.3 8-42

53. Птецов С. Н., Белозерский Ю. П., Минц Л. И. "Когерентная обработка сейсмозаписей", Нефтегазовая геология и геофизика № 7,- М.: 1979, стр.34

54. Neidell N.S., Taner М.Т., "Semblance and other measure coherency for multichannel data." Geophysics, v.31,1971, p.482-497

55. Птецов С. Н., Авербух А. Г., Гриншпун А. В. и др. "Программно — методический комплекс для решения задач прогнозирования геологического разреза (СЦС 3 - ПГР). Программы динамического анализа сейсмических трасс". ЦГЭ, 1984, Москва.

56. S. В. Denisov, S. N. Ptetsov and S. S Elmanovich Well logging and seismic data usage for oil reservoir description. Thirteenth World Petroleum Congress Buenos Aires 1991.

57. Авербух А.Г., "Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке." — М.:, Недра, 1982. 232с

58. Берзон И.С., Епинатьева A.M. и др. "Динамические характеристики отраженных волн", -М.:,Наука,1972

59. Ратникова Л.И., "Методы расчета сейсмических волн в тонкослоистых средах." -М.:,Наука,197374. "Метод эффективной сейсмической модели.", Б.Я.Гельчинский, А.А. Белозеров, Н.И. Берденникова, и др. Изд.ЛГУ, 1975

60. Кондратьев O.K." Отраженные волны в тонкослоистых средах." -М.: Наука,1876

61. А.В.Калинин, Н.В.Шалаева "О природе погрешностей при определении динамических характеристик отраженных волн ( атрибутов в условиях многослойных сред)" Вестник Московского университета, сер.4, Геология, 2000, №4.

62. А.Ю.Мосякин, И.Н.Бусыгин " Прогноз газонасыщения понт-меотических песчаников северного борта Западно-Кубанского прогиба" Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №Г-М.: 2002 г с 101-105

63. R. Kanestrom, L Gelious, J. Moller-Holst, Large offset data in seismic exploration , 47 meeting of EAEG, 1985

64. C. P. Ross, Improved mature field development with 3D/AVO technology, First Break vol 13,#4, April 1995

65. Н.А.Иванова, А.С.Рабей "Опыт использования одновременной стратиграфической инверсии AVA для прогноза свойств сеноманской залежи". Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №1" -М.: 2002 г с 126-130

66. И.Н.Керусов, К.А.Эпов, В.Л.Соенко, " Азимутальный анализ выявление зон трещинноватости карбонатных коллекторов при ЗД сейсморазведке", Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №1" - М.: 2002 г с 91-96

67. Castanga J.P., Bazle M.L.Eastwood R.L. Relationship between compressional-wave and shear-wave velocities in clastic silicate rocks.-Geophysics, 1985,v 50,p571-581

68. Connolly P. 1999, Elastic impedance, Leading Eage,18, p.438-452

69. Ostrander W. J. 1984, Amplitude-versus-offset variation in gas sands: Geophysics, 54, 680688

70. Shuey R.T.,1985, A simplification of Zoepritz Equations: Geophysics, 50, 609-614

71. Аки К., Ричарде П. Количественная сейсмология. Т.1,-М.Мир, 1983, с519

72. М. Krief, J Garat, Jstellingwerff, A "Petrophysical interpretation the velocities of P and S Waves (Full Waveform Sonic)", The Log Analyst, 12,1990

73. Rutherford S.R., Williams R.N., Amplitude-versus-offset variations in gas sands.-Geophysics, 1989, v.54,N.6,p.680-688

74. Птецов С. H., Бородавкин М. А. "Прогнозирование тектонических блоков по данным трехмерной сейсморазведки." в сб. Труды ЦГЭ -М.:1992.

75. С. Птецов , Г. Гогоненков, Л. Берман, К. Закревский "Прогнозирование зон повышенной продуктивности скважин по данным детальной сейсморазведки , ГИС и гидродинамических исследований". Геология нефти и газа. №9. -М.: 1993

76. Ю.Н.Воскресенский " Изучение изменений амплитуд сейсмических отражений для поисков и разведки залежей углеводородов". Учебное пособие для ВУЗов. -М.:РГУ нефти и газа, 2001, 68 с

77. С.Г.Валиев, И.А.Ли. "Результаты AVO — анализа сейсмических записей на нефтегазовых месторождениях шельфа Сахалина". ГЕОФИЗИКА, №2, М.: 2003 г, стр

78. А.Кашик, В.Мануков "Сотрудничество стран — членов СЭВ в нефтяной геофизике. Достижения и перспективы развития" Сборник докладов 3 научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике, М.: ,1987, стр 10-20

79. Н.А.Трапезникова, Л.Н.Ворожцов, Ю.А.Романов, Р.С.Птецов, "Трехмерная сейсморазведка оценка точности и эффективности". ГЕОФИЗИКА, №3, - М.: 2001 г, стр

80. В.Б.Левянт, С.И.Билибин, А.М.Шурыгин "Граничные условия, способы оптимизации и подтверждаемость атрибутного прогнозирования параметров продуктивных пластов по данным ЗД и ГИС", Геофизика, спецвыпуск "Технологии сейсморазведки №1" -М.: 2002

81. Мушин И.А., Хатьянов Ф.И., Бродов Л.Ю., "Структурно-формационная интерпретация данных сейсморазведки" , Прикладная геофизика, Вып.112, — М.: 1985, стр. 19-36

82. M.B.Widess Quatifying resolving power of seismic signal.Geophysics, vol 47, #8,1982,pi 160-117321.2521.25г с 126-130

Информация о работе

Птецов, Сергей Николаевич
доктора технических наук
Москва, 2003
ВАК 25.00.10

Диссертация

Прогнозирование свойств коллекторов между скважинами по сейсмическим данным - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы