Тонкослоистые пласты

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА 6

ИНТЕrРАЦИ. С МЕТОДАМИ

СЕЙСМИЧЕСКИХ ИССJ1ЕДОВАНИЙ

Тогда как одна часть петрофизиков сотрудничает с геологами и раз­ работчиками с целью создания гидродинамической модели месторожде­

ний, другая взаимодействует с сейсмиками, обеспечивая интерпретацию

каротажных материалов для целей калибровки и расшифровки сейсми­

ческих данных.

Подготовка синтетических сейсмограмм для увязки определенной по

каротажу кровли пласта с сейсмическим горизонтом и представляет со­

бой давно освоенный метод. Однако недавние достижения в обработке отклоненных от вертикали сейсмических профилей в комбинации с воз­ можностью измерения времени пробега поперечных акустических волн

открыли множество новых возможностей определения фаций и флюи­

дoB на основе сейсмических данных. В настоящей главе рассматриваются

некоторые из этих методов.

6.1. МЕТОД СИНТЕТИЧЕСКИХ СЕЙСМОГРАММ

Синтетические сейсмограммы имеют две составляющих. Первая заклю­ чается в выводе из данных каротажа волнового сопротивления (acoustic impedance, AI), с помощью которого может быть получена отражающая

способность. Вторая представляет собой преобразование каротажных

данных от привязки по глубине к привязке по времени пробега акусти­ чecKиx волн, чтобы они могли сравниваться с сейсмическими профиля-

ми. Из данных каротажа следует, что:

113

vk.114com/club152685050Пракmuческuе аспекты| vkгеофизических.com/id446425943исследовании скважин

где А! - в кг/м2/с.

Следовательно, кривая А! может быть получена просто из акустичес­

кой и плотностной каротажных диаграмм. Прежде чем генерировать AI,

нужно ввести все поправки на размывы ствола скважины, при необходи­

мости редактируя каротажные диаграммы вручную. Также в них необхо­

димо внести поправки на возможное проникновение фильтрата бурово­ го раствора. Замещение флюидов рассматривается в разделе 6.2.

Каротажные диаграммы также должны быть скорректированы на от­

клонение ствола скважины и нулевой уровень глубин, так чтобы они со­

ответствовали истинной вертикали и отсчет глубины в них производил­

ся от того же самого уровня, что и при сейсморазведке. После того как

кривая зависимости А! от глубины получена, ее необходимо преобразо­ вать в кривую зависимости от сейсмического двойного времени пробега

акустической волны (two-way time, TWT), то есть времени, за которое

акустический импульс достигает определенной глубины и возвращается

на поверхность. Для преобразования зависимости от глубины в зависи­ MocTь от времени имеются два набора данных. Первый набор - это сама

акустическая каротажная диаграмма, проинтегрировав которую, можно

получить полное время пробега. Второй набор - это данные сейсмока­ ротажа (well shoot tests, WST) или вертикальные сейсмопрофили (vertical seismic profiles, VSP), которые связывают TWT с определенными глуби­

нами скважины.

Использование интегральной диаграммы акустического каротажа для

связи с точками сейсмокаротажа или VSP и калибровка интегральных

акустических данных по реально существующим точкам сейсмокаротажа

представляют собой стандартную процедуру. Откалиброванная акусти­ ческая каротажная диаграмма обеспечивает получение, так называемого ТZ-графика (time vs. depth - зависимость времени и глубины), на кото­ ром приводится зависимость TWT от глубины. ТZ-график используется

для преобразования зависимости данных каротажа А! от глубины в их зависимость от времени AI(t).

На следующем этапе кривую AI(t) преобразуют в кривую отражающей

способности. Это осуществляется посредством обычного дифференци­

рования каротажной диаграммы по времени. Механизм этой процедуры

показан ниже. Рассмотрим два соседних отсчета с волновыми сопротив­

лениями Alj и AI2 • Отражающая способность R определяется как:

(6.1.4)

Если 8(AI) = (AI2 - Alj ), а приращение для интервала составляет 8t, то:

Так, из АI можно получить R путем дифференцирования по времени.

Пропорциональность здесь не имеет значения, поскольку в дальнейшем

перед сравнением с данными сейсмического каротажа кривая будет под­

вергнута нормированию.

Теперь мы имеем как AI(t), так и R(t). Эти кривые содержат частоты до (l/8t), а АI содержит также составляющую смещения на постоянную ве­ личину. Следующий этап перед сравнением с реальными сейсмическими

профилями состоит в свертке этих кривых с сейсмическим импульсом, имеющим характерный частотный спектр и фазу сейсмического сигна­

ла. Из-за природы сейсмического источника и поглощающих свойств

земли сейсмическая разведка располагает только окном определенных частот в диапазоне примерно 10-120 Гц. Данный сейсмический импульс

является также «минимально-фазовым» (то есть он имеет главный пик

в какой-то момент после вызвавшего его события). С помощью обработ­ ки сейсмических данных его в значительной степени можно преобразо­

вать из минимально-фазового в нуль-фазовый (процедура, называемая

выравниванием), так что импульс станет симметричным относительно

события с центральным пиком. Однако он не может восстановить уте­ рянные в результате обработки частоты.

Чтобы привести полученные в скважине кривые AI(t) и R(t) к виду, позволяющему сравнение с диаграммой сейсмического каротажа, необ­ ходимо свернуть их с весом нуль-фазового импульса. Математически это

делается с помощью нуль-фазового фильтра. Примером такого фильтра является фильтр Баттеруорта (Butterworth) (рис. 6.1.1), задаваемый че­

тырьмя частотами, две из которых - минимальная и максимальная -

определяют начало подъема и конец спада амплитуды, а две другие, на­

ходящиеся между ними частоты, определяют диапазон, где затухание от­

сутствует. После фильтрации все составляющие смещения вычитаются,

и кривые, если они построены традиционным методом переменной ши­ рины, становится воможным напрямую сравнивать с трассами сейсмог­ раммы, получаемыми в окрестности ствола скважины. На рис. 6.1.2 по­

казан пример преобразованных в зависимость от времени каротажных

диаграмм и синтетической сейсмограммы AI.

Итак, мы получили синтетические сейсмограммы, которые обычно на­

зывают «синтетикой». Частотный спектр диаграммы сейсмического ка-

vk.com/club152685050118 Пракmuческuе аспекты| vk.com/id446425943геофизических исследований скважин

(обычно шельфовые) и удовлетворительные данные каротажа. Во время этой работы в 5% случаев было получено почти идеальное соответствие. Примерно в 50% случаев можно было уверенно связать диаграммы, по

крайней мере, по одному интервалу. Следует помнить, что для типичного

частотного спектра сейсморазведки (например, 70 Гц) и пластовых ско­ ростей (например, 5000 м/с) можно ожидать разрешения объектов, име­

ющих минимальную толщину, равную половине длины волны, то есть

0,5 х 5000/70 = 36 м. При меньшей толщине проявляется интерференция,

значительно осложняющая интерпретацию.

Следует также помнить, что даже если друг с другом сравниваются две

случайные трассы, можно ожидать их взаимного соответствия примерно

на половине всего временного диапазона. Однажды мне довелось уви­

деть, по общему мнению, очень хорошее совпадение данных скважинно­

го и сейсмического каротажа, которые, как оказалось впоследствии, были получены вообще в разных странах!

При моделировании особой сейсмической аномалии (например, вы­ клинивания газонефтяного контакта по направлению к кровле струк­

туры), иногда необходимо бывает создавать искусственные каротажные

диаграммы путем последовательного удаления отдельного участка каро­

тажной диаграммы или изменения толщины песчаного горизонта. Для

создания искусственного сейсмического профиля, в котором может быть смоделирован такой эффект, это совершенно легко можно сделать как по

временной, так и по глубинной координатам, с аналогичной описанной

выше фильтрацией кривых.

Чтобы смоделировать на синтетической сейсмограмме эффект насы­ щeHия различными флюидами, необходимо использовать уравнения Гас­ смана (Gassmann), которые будут описаны в следующем разделе.

Упражнение6.1. СИИТeтJfЧecIOIе сейСМОrp8ММЬ1

1. Для получения АI воспользуйтесь диаграммами акустического

и плотностного каротажа тестовой скважины 1.

2.Для преобразования Т-z воспользуйтесь таблицей 6.1.1.

3.Если в вашем распоряжении имеется пакет фильтрующих программ,

воспользуйтесь нуль-фазовым фильтром Баттеруорта: 10-20-70-

90 Гц.

4.Наблюдаете ли вы на отфильтрованной кривой АI какой-либо эф­

фект, обусловленный воДо-нефтяным контактом (OWC)?

Таблица 6.1.1

Вэаимосвяэь T-Z

6.2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАМЕЩЕНИЯ ФЛЮИДА

Замещение флюида является важнейшей частью моделирования АI или

создания синтетических сейсмограмм. По существу, его цель - предска­

зание, как изменятся данные акустического или плотностного каротажа

при замещении одного порового флюида другим. К сожалению, разрабо­

танные Гассманом и используемые для решения этой задачи уравнения,

достаточно громоздки. Они также требуют ввода данных, которые могут быть довольно труднодоступны.

Ниже приведена пошаговая процедура замещения флюида, которая

может быть использована для моделирования изменения, обусловленно­ го замещением какой-либо одной комбинации воды, нефти или газа дру­

гой комбинацией. Для начала предполагается, что имеются следующие

каротажные диаграммы:

•RHOBinit - плотностная каротажная диаграмма, г/см\

•DTP - скорость продольной волны, мс/фут;

•DTS - скорость поперечной волны, мс/фут.

Определения:

Ko,g, w - измеренные коэффициенты объемного сжатия нефти, газа

и воды, Па;

K F, imt.jinal - измеренный коэффициент объемного сжатия комбиниро-

ванного флюида, Па;

Kтatrix - коэффициент объемного сжатия скелета породы, Па;

Uтatrix - модуль упругости при сдвиге скелета породы, Па; K grain - коэффициент объемного сжатия зерен породы, Па;

SOi,gi, wi - начальная насыщенность нефтью, газом, водой (в долях

единицы);

S"f,gj, wf - конечная насыщенность нефтью, газом, водой (в долях

единицы);

RHOFinit,jinal - начальная/конечная плотность смеси флюидов, г/см\

vk.com/club152685050120 Практuческuе аспекты| vk.com/id446425943геофизических исследований скважин

Нижеследующие соотношения приводятся в предположении смеси газа и во­ ды, однако метод одинаково хорошо работает и с комбинацией «нефть-вода».

Коэффициент Пуассона для скелета породы (Mpoi) = (1 - Хз)/(2 + Хз)

После того, как определены Кто',;х и Ита";Х' новые Vp и Vs могут быть оп­

ределены следующим образом:

RHOFj;nal = RHOgas Х 5gJ + RHOwa'e, Х 5wf + RHOoil Х 5о! RHOBjinal = RHOM Х (1 - Por) + Por х RHOFj;nal

KFjinal = 1/[5JKg+ 5о/Ко + 5w/к,] VFj;nal = sqrt(KFjina/ RHOFj;nal)/30,48 Beta = Кта,,;)Kg,o;n

Х4 = Kgra;n х (1 - Beta)

XS = Кта,,;х+ (1,3333 х Ита,,;Х)

Х6 = 1 - Beta - Por + (por х Кта,,;)KFjinal) VPjinal = sqrt(1/RHOBj;nol х [XS + Х4/Х6])/30,48 VSj;nal = sqrt( Ита,,;)RHOBjinal)/30,48

Aljinal может быть рассчитано с помощью VPjinal И RHOBj;nal' как и ранее.

Типичные значения различных констант приведены в таблице 6.2.1.

Упражнение 6.2.'Моделировавие флюидосодержаии:и резервуара

с помощью электронной таблицы смоделируйте АI нефтяной части

пласта для случая полного воДонасыщения этого пласта.