- •1. Преимущества и недостатки метода скважинной сейсморазведки
- •1. Место скважинной сейсморазведки в геологоразведочном процессе
- •2. Виды шумов на сейсмограммах всп
- •1. Оборудование для сейсмических исследований в скважинах
- •2. Виды селекции волнового поля при наблюдениях в скважинах
- •1. Основные части скважинной сейсмической аппаратуры
- •2. Основные процедуры графа обработки данных всп
- •1. Системы наблюдений на проходящих волнах
- •2. Определение скоростной модели по всп
- •1. Системы наблюдений на отраженных волнах
- •2. Стратиграфическая привязка отражений
- •1. Преимущества нвсп и дальность изучения околоскважинного пространства
- •2. Построение структурных планов и сейсмо-геологических разрезов, фазовая и групповая корреляция отражений
- •1. Основные задачи, решаемые продольным всп. Основные задачи, решаемые нвсп
- •2. Особенности распространения поперечных волн в анизотропной среде. Изучение преобладающего направления трещиноватости по данным нвсп
- •1. Трубные волны. Гидроволны
- •2. Прогноз геологического разреза и зон авпд под забоем скважин по данным всп
- •1. Возможность оценки проницаемости по сейсмическим данным
- •2. Многоволновая сейсморазведка, основные решаемые задачи.
- •1. Виды упругих волн в твердых телах и в жидкости, упругий импеданс,
- •2. Кратные волны
- •1. Типы волн, образующихся на границе двух упругих сред. Закон Снеллиуса
- •2. Методы динамического анализа сейсмических данных
- •1. Головные волны
- •2. Изменение упругих параметров в нефтенасыщенных и газонасыщенных коллекторах
- •1. Горизонтальная разрешающая способность в сейсморазведке, чем она определяется, как изменяется с удалением объекта по глубине и от скважины и с удалением источника.
- •2. Возможность количественной оценки пористости и проницаемости по нвсп
- •1. Вертикальная разрешающая способность в сейсморазведке, чем она определяется.
- •2. Мониторинг нефтегазовых месторождений
- •1. Влияние на сейсмические данные приливно-лунных явлений
- •2. Сейсмотомография
- •Билет 19
- •1. Регулярные волны, наблюдаемые на вертикальном профиле.
- •2. Контроль гидроразрыва пластов
2. Мониторинг нефтегазовых месторождений
Сейсмический мониторинг выполняется с целью контроля выработки запасов нефти (отслеживания перемещения контура заводнения, определения скорости и направлений движения фронта вытеснения нефти водой при нефтедобыче с закачкой воды в пласт, выявления и определение направлений кинжальных прорывов пластовой воды при закачке, определения мест локализации нетронутых разработкой целиков), и информационного обеспечения использования эксплуатационных скважин (выявления и оценки малодебитных межпластовых перетоков в заколонном и межскважинном пространстве). Набор технологий сейсмического мониторинга отличается большим разнообразием.
Могут быть использованы режимные (периодически повторяющиеся) наблюдения по традиционной технологии НВСП, анализ изменений динамических особенностей волнового поля во времени в принципе позволяет определить эволюцию изменения положения фронта вытеснения нефти водой, направление кинжальных прорывов пластовой воды при закачке, места локализации нетронутых разработкой целиков. Известен опыт экспериментальных работ по применению НВСП с целью мониторинга нефтяного месторождения, выполненных ОАО «Башнефтегеофизика» (Валеев Г.З., Пахомов В.Ф., Антипин Ю.Г., 2002). Недостатком технологии является высокая стоимость работ и низкая периодичность получения результатов.
В настоящее время сначала за рубежом, а затем и в нашей стране начали развиваться более дешёвые специализированные технологии сейсмического мониторинга, использующие как пассивные наблюдения в скважинах, так и межскважинные наблюдения с применением инициируемых погружных источников колебаний. Специально сконструированные сейсмоприемники обычно размещаются в заколонном пространстве в период строительства скважин и предназначены для постоянной работы. Созданная на месторождении сеть сейсмоприемников обеспечивает непрерывный во времени контроль разработки. При пассивных наблюдениях (сейсмопрослушивание) по результатам анализа сейсмических шумов, возникающих при закачке жидкости в пласт и движении жидкости в пласте, определяется положение контура заводнения, скорость движения фронта вытеснения нефти водой, по участкам затишья выделяются незатронутые разработкой целики. Применение погружных источников позволяет реализовать технологию сейсмотомографии и выполнять наблюдения в отраженных волнах. К сожалению, это перспективное направление обладает коммерческой тайной и закрыто к публикации.
Для выявления и оценки малодебитных межпластовых перетоков в заколонном пространстве работающих скважин может быть использована очень простая технология с установкой сейсмоприемников на устьевом оборудовании. Регистрируются шумы, распространяющиеся в обсадной колонне, анализируется их уровень и частотный состав. Наблюдения выполняются при создании перепадов давления закачиваемой в пласт жидкости. Эта технология успешно развивалась в ОАО «ВНИИГИС» Кирпиченко Б.И.
Билет 18
1. Влияние на сейсмические данные приливно-лунных явлений
В условиях смешанного терригенно-карбонатного разреза суточные колебания скорости распространения продольных волн достигают 0.36%, а колебания, связанные с фазами Луны, - 0.43%. Неучет колебаний скорости, вызванных приливно-лунными явлениями, может привести к ошибкам структурных построений. При скважинных наблюдениях для уменьшения влияния приливно-лунных явлений на результаты работы на скважине необходимо выполнять в максимально короткий срок. Перенос незавершенной части на следующий день приведет к временному сдвигу записей, вызванному суточным колебанием скорости распространения волн, который нельзя устранить введением статической поправки