Высококачественные данные сейсмических исследований в
реклама
Высококачественные данные сейсмических исследований в скважинах Хосе Луис Арройо PEMEX Рейноса, Мексика Паскаль Бретон Total По, Франция Ганс Дийкерман Shell Рийсвийк, Нидерланды Скотт Дингволл Абердин, Великобритания Рафаэль Гуэрра Рио Де Жанейро, Бразилия Рун Хоуп Total Париж, Франция Брайен Хорнби Марк Вильямс ВР Хьюстон, Техас Рохелио Руфино Хименес Хьюстон, США Тибо Ластенет Джон Тулетт Фучинобе, Япония Скотт Линей Хьюстон, Техас ТК Лим Триполи, Ливия Генри Менкити Бель-Шасс Луизиана, США Жан-Клод Пуэш Лондон, Великобритания Сергей Черкашнев Москва, Россия Тед Тер Бург Гаага, Нидерланды Мишель Верлиак Кламар, Франция 46 Чтобы оценить пространственные размеры продуктивных пластов, их содержимое и динамику эксплуатации, необходимо использовать полученные с помощью сейсморазведочных исследований на дневной поверхности обширные трехмерные данные совместно с измеряемыми в вертикальном направлении каротажными и другими скважинными данными. Скважинные сейсмические исследования являются уникальными потому, что они способны надежно увязывать между собой указанные выше типы данных и получать в результате точные и достоверные ответы на вопросы, возникающие при бурении и разработке месторождений нефти и газа. Ценность любой технологии изучения нефтяных месторождений оценивается по ее способности уменьшать риски. Из этой аксиомы следует, что скважинные сейсмические исследования намного повышают ценность разведочных и эксплуатационных работ. Они уменьшают риск двумя основными способами. Во-первых, они предоставляют поверхностной сейсморазведке важные сведения о глубинах и скоростях, позволяют эффективно привязывать сейсмические горизонты к точным значениям глубин по скважинам и распространять скважинную информацию в межскважинное пространство. Во-вторых, эти исследования обеспечивают получение независимых детальных изображений и сведений об упругих свойствах пород для изучения среды в радиусе нескольких сотен метров от скважины и ниже достигнутой скважиной глубины. Первым из упомянутых выше способов снижения рисков был элементарный способ привязки к скважинам, предназначенный для преобразования временных сейсмических разрезов в глубинные. Начав столь скромно, геофизики впоследствии разработали множество разнообразных хитроумных способов привязки наблюдаемых данных по глубине. В настоящее время буровики наносят на сейсмические разрезы обновляемые данные о местонахождении бурового долота, пользуясь зависимостями времени от глубины, полученные с помощью приборов скважинной сейсморазведки, которые находятся в скважине во время бурения.1 Геофизики могут использовать данные каротажа и скважинной сейсмики, чтобы прогнозировать характер сейсмической записи и лучше проектировать поисковые сейсморазведочные работы. Q-Borehole, SWINGS, Through-Drill Seismic, VSI (Versatile Seismic Imager) и WAVE являются торговыми марками компании Шлюмберже. За помощь в подготовке настоящей статьи благодарим Филиппа Армстронга (Фучинобе, Япония); Бернара Фринье (Ля-Дефанс, Франция); Энди Фрайера и Леса Натта (Хьюстон, Техас, США); Альберто Малинверно (Риджфилд, Коннектикут, США); Дуайта Питерса (Кламар, Франция) и Марка Ван-Шаака (Берген, Норвегия). Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Oilfield Review», весна 2003. 1. Breton P, Crépin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A, Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold T and Raikes S: “Well-Positioned Seismic Measurements”, Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 32–45. 2. Анизотропия представляет собой изменение некоего свойства вещества в зависимости от направления, в котором оно измеряется. Некоторые пласты обладают анизотропией сейсмических скоростей, при которой скорость, измеренная по напластованию или параллельно трещинам, отличается от скорости, измеренной в перпендикулярном направлении. Нефтегазовое Обозрение Информация о распространении волн, полученная с помощью скважинной сейсмики, способствует выделению полезных сигналов и подавлению помех при обработке данных поверхностной сейсморазведки, получаемых в данном районе, что повышает качество новых и существующих результатов исследования и восстанавливает истинные амплитуды у обрабатываемых материалов. Одновременная регистрация в скважине сейсмических Осень 2005 продольных Р и поперечных S волн, известная под названием многокомпонентной регистрации и проводимая совместно с наблюдениями при нескольких расстояниях между источником и приемником, позволяет отличать смену литологического состава от изменений содержания флюидов. Многокомпонентные при множестве выносов сейсмические наблюдения в скважине позволяют также производить количественную оценку эффектов на- правленности распространения волн, вызываемых анизотропией скоростей.2 Учет этих эффектов при обработке данных поверхностной сейсморазведки позволяет создавать более точные сейсмические изображения геологической среды. Вторым из упомянутых способов снижения рисков является построение изображений по данным скважинной сейсмики. Он также прошел длительный путь развития со времени 47 Высококачественные данные сейсмических исследований в скважинах Хосе Луис Арройо PEMEX Рейноса, Мексика Паскаль Бретон Total По, Франция Ганс Дийкерман Shell Рийсвийк, Нидерланды Скотт Дингволл Абердин, Великобритания Рафаэль Гуэрра Рио Де Жанейро, Бразилия Рун Хоуп Total Париж, Франция Брайен Хорнби Марк Вильямс ВР Хьюстон, Техас Рохелио Руфино Хименес Хьюстон, США Тибо Ластенет Джон Тулетт Фучинобе, Япония Скотт Линей Хьюстон, Техас ТК Лим Триполи, Ливия Генри Менкити Бель-Шасс Луизиана, США Жан-Клод Пуэш Лондон, Великобритания Сергей Черкашнев Москва, Россия Тед Тер Бург Гаага, Нидерланды Мишель Верлиак Кламар, Франция 46 Чтобы оценить пространственные размеры продуктивных пластов, их содержимое и динамику эксплуатации, необходимо использовать полученные с помощью сейсморазведочных исследований на дневной поверхности обширные трехмерные данные совместно с измеряемыми в вертикальном направлении каротажными и другими скважинными данными. Скважинные сейсмические исследования являются уникальными потому, что они способны надежно увязывать между собой указанные выше типы данных и получать в результате точные и достоверные ответы на вопросы, возникающие при бурении и разработке месторождений нефти и газа. Ценность любой технологии изучения нефтяных месторождений оценивается по ее способности уменьшать риски. Из этой аксиомы следует, что скважинные сейсмические исследования намного повышают ценность разведочных и эксплуатационных работ. Они уменьшают риск двумя основными способами. Во-первых, они предоставляют поверхностной сейсморазведке важные сведения о глубинах и скоростях, позволяют эффективно привязывать сейсмические горизонты к точным значениям глубин по скважинам и распространять скважинную информацию в межскважинное пространство. Во-вторых, эти исследования обеспечивают получение независимых детальных изображений и сведений об упругих свойствах пород для изучения среды в радиусе нескольких сотен метров от скважины и ниже достигнутой скважиной глубины. Первым из упомянутых выше способов снижения рисков был элементарный способ привязки к скважинам, предназначенный для преобразования временных сейсмических разрезов в глубинные. Начав столь скромно, геофизики впоследствии разработали множество разнообразных хитроумных способов привязки наблюдаемых данных по глубине. В настоящее время буровики наносят на сейсмические разрезы обновляемые данные о местонахождении бурового долота, пользуясь зависимостями времени от глубины, полученные с помощью приборов скважинной сейсморазведки, которые находятся в скважине во время бурения.1 Геофизики могут использовать данные каротажа и скважинной сейсмики, чтобы прогнозировать характер сейсмической записи и лучше проектировать поисковые сейсморазведочные работы. Q-Borehole, SWINGS, Through-Drill Seismic, VSI (Versatile Seismic Imager) и WAVE являются торговыми марками компании Шлюмберже. За помощь в подготовке настоящей статьи благодарим Филиппа Армстронга (Фучинобе, Япония); Бернара Фринье (Ля-Дефанс, Франция); Энди Фрайера и Леса Натта (Хьюстон, Техас, США); Альберто Малинверно (Риджфилд, Коннектикут, США); Дуайта Питерса (Кламар, Франция) и Марка Ван-Шаака (Берген, Норвегия). Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Oilfield Review», весна 2003. 1. Breton P, Crépin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A, Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold T and Raikes S: “Well-Positioned Seismic Measurements”, Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 32–45. 2. Анизотропия представляет собой изменение некоего свойства вещества в зависимости от направления, в котором оно измеряется. Некоторые пласты обладают анизотропией сейсмических скоростей, при которой скорость, измеренная по напластованию или параллельно трещинам, отличается от скорости, измеренной в перпендикулярном направлении. Нефтегазовое Обозрение Информация о распространении волн, полученная с помощью скважинной сейсмики, способствует выделению полезных сигналов и подавлению помех при обработке данных поверхностной сейсморазведки, получаемых в данном районе, что повышает качество новых и существующих результатов исследования и восстанавливает истинные амплитуды у обрабатываемых материалов. Одновременная регистрация в скважине сейсмических Осень 2005 продольных Р и поперечных S волн, известная под названием многокомпонентной регистрации и проводимая совместно с наблюдениями при нескольких расстояниях между источником и приемником, позволяет отличать смену литологического состава от изменений содержания флюидов. Многокомпонентные при множестве выносов сейсмические наблюдения в скважине позволяют также производить количественную оценку эффектов на- правленности распространения волн, вызываемых анизотропией скоростей.2 Учет этих эффектов при обработке данных поверхностной сейсморазведки позволяет создавать более точные сейсмические изображения геологической среды. Вторым из упомянутых способов снижения рисков является построение изображений по данным скважинной сейсмики. Он также прошел длительный путь развития со времени 47 Продольное ВСП Непродольное ВСП Источник Источник Приемники Уровенное ВСП или метод обращенного годографа земли, поэтому приемники могут регистрировать данные при более высоком отношении сигнала к помехе. Приёмники, заключенные в скважине, регистрируют многие компоненты сейсмической энергии в виде обменных поперечных и прямых продольных волн, в то время как при морской сейсморазведке с буксируемой сейсмической косой и при обычной модификации наземной сейсморазведки регистрируется одна единственная компонента данных, причём при её обработке подчеркиваются только продольные волны. Скважинные приемники могут регистрировать прямые нисходящие вступления, т.е. те сигналы, которые поступают непосредственно от источника, нигде не отражаясь. Изменения в прямом сигнале, зарегистрированном несколькими калиброванными скважинными приемниками, позволяют определить характеристики затухания сейсмической энергии в вышележащих слоях. Знание характеристик этого затухания позволяет восстановить ту часть сигнала, которая была утеряна в процессе распространения сейсмических волн, наблюдаемых в скважине и на дневной поверхности. Приемники в скважине можно располагать непосредственно на нужных глубинах, что позволяет геофизикам находить распределение пластовых скоростей в месте расположения скважины. С помощью подобного распределения можно преобразовывать получаемые поверхностной сейсморазведкой временные данные в глубинные, поэтому сейсмические изображения могут быть привязаны к каротажным данным, а на сейсмических разрезах можно отмечать положение бурового долота в процессе бурения. Источники Источник Приемник Источник ВСП в наклонной скважине Приемники 3D ВСП Источники Приемник Рис. 1. Схема наблюдений при сейсмических исследованиях на дневной поверхности, когда сейсмический источник располагается на поверхности или вблизи от нее, а приемники также находятся на самой поверхности или вблизи от нее. появления способа вертикального сейсмического профилирования (ВСП).3 Теперь можно получать простые сейсмические изображения по данным, записанным в памяти скважинных приборов, являющихся составными частями бурового инструмента. Это позволяет бурильщикам получать полное представление об осложнениях, реперах и целевых горизонтах, прежде чем буровое долото достигнет их.4 При бурении скважин, сильно отклоняющихся от вертикали, приборы скважинной сейсмики, как и другие спускаемые на кабеле каротажные зонды, имеют свою историю размещения в колоннах бурильных труб. Однако, когда по условиям бурения требуется проведение полномасштабных исследований без подъема колонны бурильных труб, высокока- 48 Приемники Рис. 2. Регистрация сейсмических волн в условиях, когда группа приемников расположена в стволе скважины. При продольном вертикальном сейсмическом профилировании (ближний пункт ВСП), источник располагается возле буровой установки (левый плакат). Другие схемы наблюдений при скважинных сейсмических исследованиях включают непродольные ВСП (дальний пункт ВСП), когда источник смещен относительно устья скважины; уровенные ВСП, когда источники располагаются по линии при нескольких выносах; ВСП в наклонных скважинах, иногда называемые ВСП с вертикальным падением волн, когда источник располагается по вертикали над несколькими положениями приемника в наклонной скважине, и трехмерные ВСП, когда линии источников располагаются по некоторой сетке или по спирали над объектом исследования. чественные данные скважинной сейсмики могут быть получены с помощью приборов, спущенных через бурильные трубы. Кроме того, в наклонных скважинах можно получать сейсмические изображения высокой степени детальности, которые позволяют уточнять интерпретацию строения продуктивного пласта, точно прослеживать разрывные нарушения и изменения стратиграфии, а также оказывать помощь при проектировании и размещении боковых стволов эксплуатационных скважин. В настоящей статье приводятся несколько самых последних примеров применения скважинных сейсмических исследований. Сначала мы даем описание тех технологических достижений, которые дали возможность эффективно и экономично получать большие объемы высококачественных данных. Затем мы приводим практические примеры, демонстрирующие способность скважинных сейсмических исследований отвечать на вопросы, которые ставят все пользователи: от буровиков и проектировщиков скважин до сейсмических интерпретаторов, геофизиков и инженеров. Преимущества скважинной сейсмики При обычных сейсморазведочных исследованиях используются сейсмические источники, расположенные на поверхности земли или вблизи от нее. Они излучают энергию, отражающуюся от границ раздела на глубине, и эта энергия регистрируется приемниками, которые также располагаются на самой земной поверхности или вблизи от нее (рис. 1). Изоб- Нефтегазовое Обозрение Рис. 3. Разработанный компанией Шлюмберже многофункциональный сейсмический скважинный зонд VSI. Прибор может включать в себя до 40 многокомпонентных челноков (верхний), расположенных в 3–20 м друг от друга. Данный прибор был разработан и изготовлен инженерами компании Шлюмберже в Центре SKK, расположенном в Фучинобе, Япония (нижний), и показан на полигоне SKK. ражаемый такими исследованиями объем геологической среды зависит от ее строения, акустических скоростей и взаимного расположения источников и приемников, которые могут располагаться в многочисленных точках на поверхности земли. Скважинные сейсмические исследования отличаются тем, что положение приемников ограничивается стволом скважины (рис. 2). Хотя данное условие и ограничивает объем изображения, оно предоставляет сейсмическим ис- Осень 2005 следованиям в скважинах несколько преимуществ. Например, исходящие из поверхностного источника волны отражаются от глубинного отражающего горизонта и подходят к скважинному приемнику менее ослабленными поверхностными низкоскоростными слоями, так как они проходят через них только один раз, а не два раза, что происходит в случае регистрации сейсмических волн на поверхности. Скважина обычно представляет собой более спокойную среду, нежели поверхность Универсальные приборы, повышающие качество регистрации Получение высококачественных сейсмических данных при исследованиях в скважинах, проводимых компанией Шлюмберже, основано на использовании многофункционального сейсмического скважинного зонда VSI (Versatile Seismic Imager) (рис. 3). Данный спускаемый на кабеле прибор включает в себя до 40 легких по весу многокомпонентных датчиков, называемых челноками, чьи блоки приема акустически не связаны с главным корпусом прибора. Каждый блок приема 3. Wuenschel PC: “The Vertical Array in Reflection Seismology — Some Experimental Studies,” Geophysics 41, no. 2 (1976): 219–233. Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J, Schaffner J and Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpen the Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Winter 1995): 18–31. 4. Breton et al, ссылка 1. 49 Продольное ВСП Непродольное ВСП Источник Источник Приемники Уровенное ВСП или метод обращенного годографа земли, поэтому приемники могут регистрировать данные при более высоком отношении сигнала к помехе. Приёмники, заключенные в скважине, регистрируют многие компоненты сейсмической энергии в виде обменных поперечных и прямых продольных волн, в то время как при морской сейсморазведке с буксируемой сейсмической косой и при обычной модификации наземной сейсморазведки регистрируется одна единственная компонента данных, причём при её обработке подчеркиваются только продольные волны. Скважинные приемники могут регистрировать прямые нисходящие вступления, т.е. те сигналы, которые поступают непосредственно от источника, нигде не отражаясь. Изменения в прямом сигнале, зарегистрированном несколькими калиброванными скважинными приемниками, позволяют определить характеристики затухания сейсмической энергии в вышележащих слоях. Знание характеристик этого затухания позволяет восстановить ту часть сигнала, которая была утеряна в процессе распространения сейсмических волн, наблюдаемых в скважине и на дневной поверхности. Приемники в скважине можно располагать непосредственно на нужных глубинах, что позволяет геофизикам находить распределение пластовых скоростей в месте расположения скважины. С помощью подобного распределения можно преобразовывать получаемые поверхностной сейсморазведкой временные данные в глубинные, поэтому сейсмические изображения могут быть привязаны к каротажным данным, а на сейсмических разрезах можно отмечать положение бурового долота в процессе бурения. Источники Источник Приемник Источник ВСП в наклонной скважине Приемники 3D ВСП Источники Приемник Рис. 1. Схема наблюдений при сейсмических исследованиях на дневной поверхности, когда сейсмический источник располагается на поверхности или вблизи от нее, а приемники также находятся на самой поверхности или вблизи от нее. появления способа вертикального сейсмического профилирования (ВСП).3 Теперь можно получать простые сейсмические изображения по данным, записанным в памяти скважинных приборов, являющихся составными частями бурового инструмента. Это позволяет бурильщикам получать полное представление об осложнениях, реперах и целевых горизонтах, прежде чем буровое долото достигнет их.4 При бурении скважин, сильно отклоняющихся от вертикали, приборы скважинной сейсмики, как и другие спускаемые на кабеле каротажные зонды, имеют свою историю размещения в колоннах бурильных труб. Однако, когда по условиям бурения требуется проведение полномасштабных исследований без подъема колонны бурильных труб, высокока- 48 Приемники Рис. 2. Регистрация сейсмических волн в условиях, когда группа приемников расположена в стволе скважины. При продольном вертикальном сейсмическом профилировании (ближний пункт ВСП), источник располагается возле буровой установки (левый плакат). Другие схемы наблюдений при скважинных сейсмических исследованиях включают непродольные ВСП (дальний пункт ВСП), когда источник смещен относительно устья скважины; уровенные ВСП, когда источники располагаются по линии при нескольких выносах; ВСП в наклонных скважинах, иногда называемые ВСП с вертикальным падением волн, когда источник располагается по вертикали над несколькими положениями приемника в наклонной скважине, и трехмерные ВСП, когда линии источников располагаются по некоторой сетке или по спирали над объектом исследования. чественные данные скважинной сейсмики могут быть получены с помощью приборов, спущенных через бурильные трубы. Кроме того, в наклонных скважинах можно получать сейсмические изображения высокой степени детальности, которые позволяют уточнять интерпретацию строения продуктивного пласта, точно прослеживать разрывные нарушения и изменения стратиграфии, а также оказывать помощь при проектировании и размещении боковых стволов эксплуатационных скважин. В настоящей статье приводятся несколько самых последних примеров применения скважинных сейсмических исследований. Сначала мы даем описание тех технологических достижений, которые дали возможность эффективно и экономично получать большие объемы высококачественных данных. Затем мы приводим практические примеры, демонстрирующие способность скважинных сейсмических исследований отвечать на вопросы, которые ставят все пользователи: от буровиков и проектировщиков скважин до сейсмических интерпретаторов, геофизиков и инженеров. Преимущества скважинной сейсмики При обычных сейсморазведочных исследованиях используются сейсмические источники, расположенные на поверхности земли или вблизи от нее. Они излучают энергию, отражающуюся от границ раздела на глубине, и эта энергия регистрируется приемниками, которые также располагаются на самой земной поверхности или вблизи от нее (рис. 1). Изоб- Нефтегазовое Обозрение Рис. 3. Разработанный компанией Шлюмберже многофункциональный сейсмический скважинный зонд VSI. Прибор может включать в себя до 40 многокомпонентных челноков (верхний), расположенных в 3–20 м друг от друга. Данный прибор был разработан и изготовлен инженерами компании Шлюмберже в Центре SKK, расположенном в Фучинобе, Япония (нижний), и показан на полигоне SKK. ражаемый такими исследованиями объем геологической среды зависит от ее строения, акустических скоростей и взаимного расположения источников и приемников, которые могут располагаться в многочисленных точках на поверхности земли. Скважинные сейсмические исследования отличаются тем, что положение приемников ограничивается стволом скважины (рис. 2). Хотя данное условие и ограничивает объем изображения, оно предоставляет сейсмическим ис- Осень 2005 следованиям в скважинах несколько преимуществ. Например, исходящие из поверхностного источника волны отражаются от глубинного отражающего горизонта и подходят к скважинному приемнику менее ослабленными поверхностными низкоскоростными слоями, так как они проходят через них только один раз, а не два раза, что происходит в случае регистрации сейсмических волн на поверхности. Скважина обычно представляет собой более спокойную среду, нежели поверхность Универсальные приборы, повышающие качество регистрации Получение высококачественных сейсмических данных при исследованиях в скважинах, проводимых компанией Шлюмберже, основано на использовании многофункционального сейсмического скважинного зонда VSI (Versatile Seismic Imager) (рис. 3). Данный спускаемый на кабеле прибор включает в себя до 40 легких по весу многокомпонентных датчиков, называемых челноками, чьи блоки приема акустически не связаны с главным корпусом прибора. Каждый блок приема 3. Wuenschel PC: “The Vertical Array in Reflection Seismology — Some Experimental Studies,” Geophysics 41, no. 2 (1976): 219–233. Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnson L, Rutherford J, Schaffner J and Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpen the Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Winter 1995): 18–31. 4. Breton et al, ссылка 1. 49 Датчики VSI Нормированная амплитуда, дБ Традиционные датчики 5 0 –5 –10 –15 –20 0 10 100 1000 Частота, Гц Рис. 5. Частотная характеристика акселерометров прибора VSI (красная кривая) полога в диапазоне от 3 до 200 Гц. Способность регистрировать частоты ниже 10 Гц и выше 100 Гц, которые являются граничными для традиционных скважинных приемников (синяя кривая), позволяет с помощью прибора VSI регистрировать широкополосные данные и тем самым повышать степень разрешения изображений. Трассы записи Отклик на вибрационное воздействие 1000 5. Трубными называются кратные волны, которые распространяются вверх и вниз по буровому раствору, заполняющему ствол скважины, и могут доминировать на больших временах скважинных сейсмограмм. Гидрофоны особенно подвержены влиянию этих волн, так как гидрофоны реагируют на изменения давления в стволе скважины. Геофоны прикрепляются к породе, поэтому они в меньшей степени подвержены влиянию подобных эффектов. 50 3000 которые из недавно полученных результатов трассирования лучей, то можно получить представление о тех сложностях, которые возникают при проектировании скважинных сейсмических исследований. Пример, взятый из материалов наземных работ в Алжире, демонстрирует влияние высокоскоростных пластов (рис. 7). Высокоскоростные слои создают проблемы при проведении как скважинных, так и поверхностных сейсмических исследований, играя роль экранов или препятствий для распространения волн. Районы, где в разрезе присутствуют слои с высокими скоростями, считаются «районами с плохим качеством первичных данных». Там сейсморазведка оказывается не в состоянии изучать геологический разрез, находящийся ниже высокоскоростного слоя. Такого рода проблема может возникнуть ниже вулканических и карбонатных пород, соляных отложений и других высокоскоростных пластов. Зоны малых скоростей, связанные с зонами выветривания или пластами, пропитанными газом, также создают осложнения для распространения волн. Скважинные сейсмические исследования часто проводятся с целью изучения того, что не поддается методам поверхностной сейсморазведки, или же для того, чтобы оказать помощь в проектировании более эффективных поверхностных сейсморазведочных работ. Моделирование помогает полевым отрядам размещать скважинные приемники на оптимальных глубинах, а поверхностные источники — в оптимальных местах. Трассирование лучей в трехмерном пространстве позволяет проектировщикам наблюдать воочию влияние других подземных препятствий и оценить, насколько эффективным может стать применение одномерных (1Д) или двухмерных (2Д) наблюдений для решения поставленной перед скважинными сейсмическими исследованиями задачи, или же для этого следует провести полномасштабные работы способом трехмерного (3Д) ВСП. На материале, полученном при работах в Мексиканском заливе, видно как изгибаются лучевые траектории под соляным куполом, прежде чем достичь двух групп приемников сейсмических волн, размещенных в наклонной скважине (рис. 8). Прямые и отраженные лучи Прямые и отраженные лучи Места расположения источников N 3275 Время, с 2 Рис. 6. Оценка качества крепления челноков прибора VSI в стволе скважины в реальном масштабе времени. На каждом новом уровне челноки прибора прижимаются к стенке скважины. Качество контакта челнока со стенкой скважины проверяется путем включения вибратора, расположенного внутри каждого челнока. Если челнок контактирует со стенкой скважины ненадлежащим образом (полоса желтого цвета), отклик на вибрационное воздействие (справа) будет нерегулярным, а трассы записи (слева) будут содержать помеху. в действие механического крепления даёт возможность повысить эффективность работ путем быстрого освобождения прибора и перемещения его на следующий уровень. Прибор VSI можно совмещать с другим спускаемым на кабеле оборудованием, например: с зондом гамма-каротажа для точной привязки по глубине, с инклинометром для его ориентации в пространстве, или с другими приборами для каротажа, такими как PEX (Платформ Экспресс), DSI (дипольный акустический зонд), MDT (отбор проб). Это помогает сэкономить время и затраты при проведении полевых работ. Каждый челнок VSI имеет датчик относи- тельного азимута, чтобы определять ориентацию прибора в наклонных скважинах. Каждый узел датчика прибора VSI содержит в себе трехосные многонаклонные сейсмические акселерометры. Частотная характеристика акселерометра, плоская от 3 до 200 Гц, обеспечивает отличную чувствительность в диапазоне частот, регистрируемых при сейсмических исследованиях в скважинах (рис. 5). Широкая полоса пропускания и чувствительность прибора на высоких частотах повышают разрешающую способность, а способность к регистрации частот ниже 10 Гц делает регистрируемые с помощью данного прибора сигналы особенно пригодными Нефтегазовое Обозрение Трассирование лучей по падающим Р-волнам 5368 1 0 500 1000 1500 Vp, м/с 2 2000 2500 3000 3500 4000 –5000 1868 1 Время, с Плохой контакт Глубина, м прижимается к стенке скважины с усилием, превосходящим минимум в 10 раз его вес (рис. 4). Это гарантирует, что все компоненты движения частиц в пласте регистрируются в их истинном виде, и улучшает отношение сигнала к помехе. Прочный прижим, малые размеры и эффективная развязка узлов датчика от корпуса челнока обеспечивают устранение из сейсмического наблюдения гармонических приборных шумов и трубных волн.5 Прибор может закрепляться в скважинах диаметром от 3,5 до 22 дюймов (от 9 до 56 см). В зависимости от требований, предъявляемых к изображению, расстояние между челноками можно устанавливать равным от 3 до 20 м (от 10 до 66 футов). Большинство работ выполняется при расстоянии 15 м (49 футов) между челноками. В одной специальной модификации данного прибора, имевшего 20 челноков, расстояние между челноками было увеличено до 100 футов (30 м), что позволило регистрировать каждый взрыв в интервале в 2057 футов (627 м). Быстрое приведение 2000 Глубина, м Рис. 4. Закрепленный челнок VSI. Каждый челнок акустически развязан от основного корпуса прибора и с усилием прижимается к стенке скважины. Крепежный рычаг обеспечивает эффективный контакт датчиков в скважинах диаметром от 3,5 до 22 дюймов (от 9 до 56 см). для решений обратной задачи (инверсия) с целью определения акустических жесткостей. Неровности стенок ствола скважины могут создавать трудности при закреплении некоторых скважинных сейсмических приборов, препятствуя созданию надлежащего контакта между датчиком и стенкой скважины. Каждый челнок прибора VSI снабжен вибратором, который проверяет качество контакта между датчиком и стенкой скважины путем излучения сигнала с частотой, плавно меняющейся в сейсмическом диапазоне. После того, как прибор закреплен, полевой инженер включает вибраторы и следит за характером отклика акселерометра каждого из челноков с целью обнаружения случаев плохого контакта. Если прибор закреплен надлежащим образом, процесс регистрации продолжается. В случае неудовлетворительного закрепления, прибор немного смещается на другой уровень, закрепляется и подвергается новой проверке с помощью вибраторов (рис. 6). Для определения подходящих мест для расположения источников и приемников при выполнении скважинных сейсмических исследований требуется провести моделирование схемы наблюдения для заданного строения геологической среды. Моделирование производится двумя основными способами: расчетом распространения по среде всего волнового фронта, например, конечно-разностным моделированием, и трассированием лучей с целью визуализации траекторий лучей между источниками и приемниками. Если взглянуть на не- 0 5000 Расстояние от устья скважины по горизонтали, м Рис. 7. Трассирование лучей через высокоскоростные слои с целью моделирования схемы скважинных сейсмических наблюдений в Алжире. Высокоскоростные слои сильно изгибают траектории лучей (оранжевые линии), вынуждая проектировщиков исследований проявлять осторожность при размещении приемных групп в стволе скважины (черные крестики). Осень 2005 Рис. 8. Трехмерное лучевое трассирование в случае скважинных сейсмических исследований, предназначенных для изучения геологического строения разреза под соляным куполом при работах в районе Мексиканского залива. Прямые (голубые линии) и отраженные (розовые линии) лучи исходят из источников (линия из кубиков красного цвета) и доходят до двух групп приемников в скважине (врезки зеленого цвета). 51 Датчики VSI Нормированная амплитуда, дБ Традиционные датчики 5 0 –5 –10 –15 –20 0 10 100 1000 Частота, Гц Рис. 5. Частотная характеристика акселерометров прибора VSI (красная кривая) полога в диапазоне от 3 до 200 Гц. Способность регистрировать частоты ниже 10 Гц и выше 100 Гц, которые являются граничными для традиционных скважинных приемников (синяя кривая), позволяет с помощью прибора VSI регистрировать широкополосные данные и тем самым повышать степень разрешения изображений. Трассы записи Отклик на вибрационное воздействие 1000 5. Трубными называются кратные волны, которые распространяются вверх и вниз по буровому раствору, заполняющему ствол скважины, и могут доминировать на больших временах скважинных сейсмограмм. Гидрофоны особенно подвержены влиянию этих волн, так как гидрофоны реагируют на изменения давления в стволе скважины. Геофоны прикрепляются к породе, поэтому они в меньшей степени подвержены влиянию подобных эффектов. 50 3000 которые из недавно полученных результатов трассирования лучей, то можно получить представление о тех сложностях, которые возникают при проектировании скважинных сейсмических исследований. Пример, взятый из материалов наземных работ в Алжире, демонстрирует влияние высокоскоростных пластов (рис. 7). Высокоскоростные слои создают проблемы при проведении как скважинных, так и поверхностных сейсмических исследований, играя роль экранов или препятствий для распространения волн. Районы, где в разрезе присутствуют слои с высокими скоростями, считаются «районами с плохим качеством первичных данных». Там сейсморазведка оказывается не в состоянии изучать геологический разрез, находящийся ниже высокоскоростного слоя. Такого рода проблема может возникнуть ниже вулканических и карбонатных пород, соляных отложений и других высокоскоростных пластов. Зоны малых скоростей, связанные с зонами выветривания или пластами, пропитанными газом, также создают осложнения для распространения волн. Скважинные сейсмические исследования часто проводятся с целью изучения того, что не поддается методам поверхностной сейсморазведки, или же для того, чтобы оказать помощь в проектировании более эффективных поверхностных сейсморазведочных работ. Моделирование помогает полевым отрядам размещать скважинные приемники на оптимальных глубинах, а поверхностные источники — в оптимальных местах. Трассирование лучей в трехмерном пространстве позволяет проектировщикам наблюдать воочию влияние других подземных препятствий и оценить, насколько эффективным может стать применение одномерных (1Д) или двухмерных (2Д) наблюдений для решения поставленной перед скважинными сейсмическими исследованиями задачи, или же для этого следует провести полномасштабные работы способом трехмерного (3Д) ВСП. На материале, полученном при работах в Мексиканском заливе, видно как изгибаются лучевые траектории под соляным куполом, прежде чем достичь двух групп приемников сейсмических волн, размещенных в наклонной скважине (рис. 8). Прямые и отраженные лучи Прямые и отраженные лучи Места расположения источников N 3275 Время, с 2 Рис. 6. Оценка качества крепления челноков прибора VSI в стволе скважины в реальном масштабе времени. На каждом новом уровне челноки прибора прижимаются к стенке скважины. Качество контакта челнока со стенкой скважины проверяется путем включения вибратора, расположенного внутри каждого челнока. Если челнок контактирует со стенкой скважины ненадлежащим образом (полоса желтого цвета), отклик на вибрационное воздействие (справа) будет нерегулярным, а трассы записи (слева) будут содержать помеху. в действие механического крепления даёт возможность повысить эффективность работ путем быстрого освобождения прибора и перемещения его на следующий уровень. Прибор VSI можно совмещать с другим спускаемым на кабеле оборудованием, например: с зондом гамма-каротажа для точной привязки по глубине, с инклинометром для его ориентации в пространстве, или с другими приборами для каротажа, такими как PEX (Платформ Экспресс), DSI (дипольный акустический зонд), MDT (отбор проб). Это помогает сэкономить время и затраты при проведении полевых работ. Каждый челнок VSI имеет датчик относи- тельного азимута, чтобы определять ориентацию прибора в наклонных скважинах. Каждый узел датчика прибора VSI содержит в себе трехосные многонаклонные сейсмические акселерометры. Частотная характеристика акселерометра, плоская от 3 до 200 Гц, обеспечивает отличную чувствительность в диапазоне частот, регистрируемых при сейсмических исследованиях в скважинах (рис. 5). Широкая полоса пропускания и чувствительность прибора на высоких частотах повышают разрешающую способность, а способность к регистрации частот ниже 10 Гц делает регистрируемые с помощью данного прибора сигналы особенно пригодными Нефтегазовое Обозрение Трассирование лучей по падающим Р-волнам 5368 1 0 500 1000 1500 Vp, м/с 2 2000 2500 3000 3500 4000 –5000 1868 1 Время, с Плохой контакт Глубина, м прижимается к стенке скважины с усилием, превосходящим минимум в 10 раз его вес (рис. 4). Это гарантирует, что все компоненты движения частиц в пласте регистрируются в их истинном виде, и улучшает отношение сигнала к помехе. Прочный прижим, малые размеры и эффективная развязка узлов датчика от корпуса челнока обеспечивают устранение из сейсмического наблюдения гармонических приборных шумов и трубных волн.5 Прибор может закрепляться в скважинах диаметром от 3,5 до 22 дюймов (от 9 до 56 см). В зависимости от требований, предъявляемых к изображению, расстояние между челноками можно устанавливать равным от 3 до 20 м (от 10 до 66 футов). Большинство работ выполняется при расстоянии 15 м (49 футов) между челноками. В одной специальной модификации данного прибора, имевшего 20 челноков, расстояние между челноками было увеличено до 100 футов (30 м), что позволило регистрировать каждый взрыв в интервале в 2057 футов (627 м). Быстрое приведение 2000 Глубина, м Рис. 4. Закрепленный челнок VSI. Каждый челнок акустически развязан от основного корпуса прибора и с усилием прижимается к стенке скважины. Крепежный рычаг обеспечивает эффективный контакт датчиков в скважинах диаметром от 3,5 до 22 дюймов (от 9 до 56 см). для решений обратной задачи (инверсия) с целью определения акустических жесткостей. Неровности стенок ствола скважины могут создавать трудности при закреплении некоторых скважинных сейсмических приборов, препятствуя созданию надлежащего контакта между датчиком и стенкой скважины. Каждый челнок прибора VSI снабжен вибратором, который проверяет качество контакта между датчиком и стенкой скважины путем излучения сигнала с частотой, плавно меняющейся в сейсмическом диапазоне. После того, как прибор закреплен, полевой инженер включает вибраторы и следит за характером отклика акселерометра каждого из челноков с целью обнаружения случаев плохого контакта. Если прибор закреплен надлежащим образом, процесс регистрации продолжается. В случае неудовлетворительного закрепления, прибор немного смещается на другой уровень, закрепляется и подвергается новой проверке с помощью вибраторов (рис. 6). Для определения подходящих мест для расположения источников и приемников при выполнении скважинных сейсмических исследований требуется провести моделирование схемы наблюдения для заданного строения геологической среды. Моделирование производится двумя основными способами: расчетом распространения по среде всего волнового фронта, например, конечно-разностным моделированием, и трассированием лучей с целью визуализации траекторий лучей между источниками и приемниками. Если взглянуть на не- 0 5000 Расстояние от устья скважины по горизонтали, м Рис. 7. Трассирование лучей через высокоскоростные слои с целью моделирования схемы скважинных сейсмических наблюдений в Алжире. Высокоскоростные слои сильно изгибают траектории лучей (оранжевые линии), вынуждая проектировщиков исследований проявлять осторожность при размещении приемных групп в стволе скважины (черные крестики). Осень 2005 Рис. 8. Трехмерное лучевое трассирование в случае скважинных сейсмических исследований, предназначенных для изучения геологического строения разреза под соляным куполом при работах в районе Мексиканского залива. Прямые (голубые линии) и отраженные (розовые линии) лучи исходят из источников (линия из кубиков красного цвета) и доходят до двух групп приемников в скважине (врезки зеленого цвета). 51 исходят из линии источников и доходят до приемников, не проходя через соль. Исследования, преследующие цель количественной оценки анизотропии скоростей, должны удовлетворять специальным требованиям, например, требованию проведения непродольных наблюдений с большими выносами. Аналогично, когда по трассам должно изучаться изменение амплитуды сигнала в зависимости удаления от источника (Amplitude Versus Offset — AVO), первичные данные должны наблюдаться при достаточном диапазоне изменения величины выноса. Часто приходится согласовывать потребности времени на регистрацию наблюдений при больших выносах с желанием свести к минимуму время аренды скважины. Прибегая к моделированию при проектировании исследований, можно оценить приоритеты для указанных выше требований. Во время проектирования подбирается такой сейсмический источник, который обеспечит достижение целей исследований. Амплитудно-частотная характеристика сигнала на глубине залегания объекта исследований является функцией самой глубины объекта, упругих свойств вышележащей толщи разреза и сейсмического источника, т.е. числа и размера пневматических пушек в группе, глубины их погружения и рабочего давления. Сотрудничая со своими партнерами из ВестернДжико (WesternGeco), инженеры компании Шлюмберже составили базу данных, в которую вошли более 150 форм сигналов, зарегистрированных в дальней зоне при их возбуждении многочисленными серийными и улучшенными пневматическими источниками на различных глубинах и при различных рабочих давлениях. Эта база данных помогает дизайнерам полевых работ подобрать наилучший источник для проектируемых исследований, а также позволяет сейсмическим отрядам определять безопасные условия для размещения источников. Современные мощные источники могут повредить корпус корабля, если будут работать слишком близко от судна с источником сейсмических колебаний. Информация, содержащаяся в базе форм возбуждаемых сигналов, может помочь в определении расстояний, на которых источник, зачастую срабатывающий несколько сотен раз при проведении одного цикла исследований, может безопасно использоваться.6 Другое усовершенствование технологии проведения скважинных сейсмических исследований касается возможности контроля за положением сейсмического источника при работах на море. При ВСП на ближнем пункте возбуждения пневматические пушки разме- 52 Целевой круг Пневматический источник Скважинный сейсмический прибор Рис. 9. Размещение судна с источником над скважинным сейсмическим прибором при проведении ВСП в наклонной скважине. Судно должно располагаться точно над скважинным приемником при всех положениях, которые приемная группа занимает в скважине. щаются вблизи буровой платформы и их местоположение легко определять. Однако, при проведении более сложных исследований, например, уровенных ВСП, ВСП в наклонных скважинах или трехмерных ВСП, источник развертывается с сейсмического судна, которое перемещается в точки, отстоящие друг от друга на большие расстояния. Важно знать, что судно во время работы источника находится на правильном пункте возбуждения. Вследствие неправильного размещения источника могут получиться либо данные потенциально плохого качества, либо просто бракованные. Время, затрачиваемое на перестановку судна для повторной отработки пропущенных наблюдений, повышает затраты на исследования и увеличивает время аренды скважины. Для того, чтобы точно развертывать оборудование при проведении скважинных сейсморазведочных работ на мелководье, была разработана система сейсмической навигации и определения местонахождения SWINGS. Ее усовершенствовали и приспособили к новому виду работ, добавив новые функции контроля местонахождения судна-источника снабженческим суднам, используемым при морских скважинных сейсмических работах. Отличительной особенностью данной системы является наличие двух 12-канальных приемников системы спутниковой навигации (GPS), которые выдают координаты с высокой скоростью обновления, равной 5 засечкам в секунду. Точность определения местонахождения бортовыми приемниками GPS меньше 1 м (3,3 фута), погрешность определения местоположения источника составляет 3–5 м (10–16 футов). Качество определения координат источника регистрируется в виде коэффициента качества. Навигационная система включает в себя дисплей местонахождения в кабине рулевого, на котором непрерывно отображается местоположение судна относительно целевого пункта возбуждения. Пункты возбуждения изображаются в пределах круга, на котором указано максимально допустимое расстояние судна от центра, чтобы возбуждение сейсмической энергии считалось произведенным в нужной точке (рис. 9). Если судно находится внутри этого круга, пункт возбуждения высвечивается на экране зеленым цветом, означающим, что данный пункт является искомым. Если судно отклоняется от нужного места, пункт возбуждения окрашивается в красный цвет, означающий, что возбуждение будет произведено не на нужном пункте (рис. 10). В системе SWINGS также имеется канал телеметрической связи на сверхвысоких частотах (СВЧ), по которому координаты источника и коэффициент качества передаются на каротажную станцию, расположенную на буровой платформе, где они выводятся на дисплей для осуществления контроля качества. Координаты источника немедленно передаются на сейсмокаротажную станцию и регистрируются вместе с наблюдаемыми сейсмическими трассами. Совмещение в реальном времени навигационных данных с данными скважинных сейсмических исследований устраняет необходимость выполнять эту трудную и занимающую много времени работу на вычислительном центре. Для обработки данных ВСП и быстрого получения высококачественных результатов не6. Tulett JR, Duncan GA and Thompson PR: “Borehole Seismic Air-Gun Sources: What’s the Safe Distance from a Ship’s Hull?” статья SPE 74177, presented at the SPE International Conference on Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production, Kuala Lumpur, Malaysia, March 20–22, 2002. 7. Сумма в окне представляет собой сумму трасс ВСП, обработанную с целью подчеркивания однократных отражений и затем преобразованную в сейсмограмму, зависящую от двойного времени пробега. Нефтегазовое Обозрение Рис. 10. Дисплей системы сейсмической навигации и определения местонахождения SWINGS (вверху слева), на котором изображены два пункта возбуждения, которые можно отрабатывать (зеленые крестики), и один, находящийся за пределами целевого круга (красный крестик). Окружностью обозначено максимальное расстояние от очередного рабочего пункта возбуждения, на котором может находиться судно, чтобы наблюдение из данного пункта считалось произведенным в нужном месте. посредственно на скважине, геофизики-каротажники пользуются запатентованной компанией Шлюмберже полевой обрабатывающей системой WAVE Q-Borehole. Используя эту систему, полевые геофизики могут гарантировать качество полученных трехкомпонентных данных, строить графики зависимости скоростей от времени и глубины, обрабатывать данные ближнего пункта ВСП до получения трассы коридорной суммы ВСП, инверсии этой трассы в акустическую жесткость, строить ориентированные волновые поля и составлять отчеты.7 При необходимости, данные, полученные при проведении обширных исследований, можно сжать и тем самым уменьшить время на передачу данных со скважины на вычислительный центр по спутнику. Совместное использование нового приемного зонда для скважинных сейсмических исследований VSI, усовершенствованной системы определения координат источника SWINGS и полевой обрабатывающей системы WAVE является частью комплекса для проведения скважинных сейсмических исследований Q-Borehole. Располагая столь совершен- Осень 2005 ными техническими средствами, геофизики компании Шлюмберже могут теперь получать высококачественные данные сейсмических исследований в скважинах экономически более эффективно, чем раньше. Специально обученный для выполнения скважинных сейсмических наблюдений персонал может производить сложные виды компьютерной обработки, такие как, например, инверсия трассы коридорной суммы ВСП в акустическую жесткость, непосредственно на буровой платформе. Упомянутая выше аппаратура использовалась во многих районах и в различных условиях, а в ближайшем будущем станет доступной в любой точке мира. В остальной части статьи приводятся примеры того, как новая система дает ответы на вопросы, которые ставят буровики, проектировщики скважин, интерпретаторы сейсмических данных и другие профессионалы в области геологических наук. Ответы на вопросы буровиков Сейсмические исследования в скважинах могут позволить буровикам выделять горизонты и объекты в области, расположенной впереди и вокруг бурящегося ствола скважины. Назы- ваемые прогнозными, такие ВСП выполняются во время перерывов в процессе бурения. Если прогнозные ВСП выполняются и обрабатываются быстро, то они достаточно заблаговременно предоставляют весьма важную информацию о целевых объектах и возможных осложнениях, чтобы повлиять на решения, касающиеся процесса бурения. Широкая полоса частот и высокое отношение сигнал/помеха, характерные для скважинных сейсмических исследований, улучшают вертикальное разрешение по сравнению с результатами поверхностных сейсмических наблюдений. Хотя подобные ВСП заглядывают дальше текущего значения глубины забоя скважины, дальше любого из приемников, они подвержены таким же погрешностям при преобразовании времен в глубины, какие искажают изображения, создаваемые по материалам сейсмических наблюдений на поверхности. Чтобы получить точное преобразование времени в глубину и, следовательно, надежное прогнозное изображение, в дополнение к регистрации трасс ВСП для изображаемых отражающих границ, требуется выполнить многочисленные другие операции. 53 исходят из линии источников и доходят до приемников, не проходя через соль. Исследования, преследующие цель количественной оценки анизотропии скоростей, должны удовлетворять специальным требованиям, например, требованию проведения непродольных наблюдений с большими выносами. Аналогично, когда по трассам должно изучаться изменение амплитуды сигнала в зависимости удаления от источника (Amplitude Versus Offset — AVO), первичные данные должны наблюдаться при достаточном диапазоне изменения величины выноса. Часто приходится согласовывать потребности времени на регистрацию наблюдений при больших выносах с желанием свести к минимуму время аренды скважины. Прибегая к моделированию при проектировании исследований, можно оценить приоритеты для указанных выше требований. Во время проектирования подбирается такой сейсмический источник, который обеспечит достижение целей исследований. Амплитудно-частотная характеристика сигнала на глубине залегания объекта исследований является функцией самой глубины объекта, упругих свойств вышележащей толщи разреза и сейсмического источника, т.е. числа и размера пневматических пушек в группе, глубины их погружения и рабочего давления. Сотрудничая со своими партнерами из ВестернДжико (WesternGeco), инженеры компании Шлюмберже составили базу данных, в которую вошли более 150 форм сигналов, зарегистрированных в дальней зоне при их возбуждении многочисленными серийными и улучшенными пневматическими источниками на различных глубинах и при различных рабочих давлениях. Эта база данных помогает дизайнерам полевых работ подобрать наилучший источник для проектируемых исследований, а также позволяет сейсмическим отрядам определять безопасные условия для размещения источников. Современные мощные источники могут повредить корпус корабля, если будут работать слишком близко от судна с источником сейсмических колебаний. Информация, содержащаяся в базе форм возбуждаемых сигналов, может помочь в определении расстояний, на которых источник, зачастую срабатывающий несколько сотен раз при проведении одного цикла исследований, может безопасно использоваться.6 Другое усовершенствование технологии проведения скважинных сейсмических исследований касается возможности контроля за положением сейсмического источника при работах на море. При ВСП на ближнем пункте возбуждения пневматические пушки разме- 52 Целевой круг Пневматический источник Скважинный сейсмический прибор Рис. 9. Размещение судна с источником над скважинным сейсмическим прибором при проведении ВСП в наклонной скважине. Судно должно располагаться точно над скважинным приемником при всех положениях, которые приемная группа занимает в скважине. щаются вблизи буровой платформы и их местоположение легко определять. Однако, при проведении более сложных исследований, например, уровенных ВСП, ВСП в наклонных скважинах или трехмерных ВСП, источник развертывается с сейсмического судна, которое перемещается в точки, отстоящие друг от друга на большие расстояния. Важно знать, что судно во время работы источника находится на правильном пункте возбуждения. Вследствие неправильного размещения источника могут получиться либо данные потенциально плохого качества, либо просто бракованные. Время, затрачиваемое на перестановку судна для повторной отработки пропущенных наблюдений, повышает затраты на исследования и увеличивает время аренды скважины. Для того, чтобы точно развертывать оборудование при проведении скважинных сейсморазведочных работ на мелководье, была разработана система сейсмической навигации и определения местонахождения SWINGS. Ее усовершенствовали и приспособили к новому виду работ, добавив новые функции контроля местонахождения судна-источника снабженческим суднам, используемым при морских скважинных сейсмических работах. Отличительной особенностью данной системы является наличие двух 12-канальных приемников системы спутниковой навигации (GPS), которые выдают координаты с высокой скоростью обновления, равной 5 засечкам в секунду. Точность определения местонахождения бортовыми приемниками GPS меньше 1 м (3,3 фута), погрешность определения местоположения источника составляет 3–5 м (10–16 футов). Качество определения координат источника регистрируется в виде коэффициента качества. Навигационная система включает в себя дисплей местонахождения в кабине рулевого, на котором непрерывно отображается местоположение судна относительно целевого пункта возбуждения. Пункты возбуждения изображаются в пределах круга, на котором указано максимально допустимое расстояние судна от центра, чтобы возбуждение сейсмической энергии считалось произведенным в нужной точке (рис. 9). Если судно находится внутри этого круга, пункт возбуждения высвечивается на экране зеленым цветом, означающим, что данный пункт является искомым. Если судно отклоняется от нужного места, пункт возбуждения окрашивается в красный цвет, означающий, что возбуждение будет произведено не на нужном пункте (рис. 10). В системе SWINGS также имеется канал телеметрической связи на сверхвысоких частотах (СВЧ), по которому координаты источника и коэффициент качества передаются на каротажную станцию, расположенную на буровой платформе, где они выводятся на дисплей для осуществления контроля качества. Координаты источника немедленно передаются на сейсмокаротажную станцию и регистрируются вместе с наблюдаемыми сейсмическими трассами. Совмещение в реальном времени навигационных данных с данными скважинных сейсмических исследований устраняет необходимость выполнять эту трудную и занимающую много времени работу на вычислительном центре. Для обработки данных ВСП и быстрого получения высококачественных результатов не6. Tulett JR, Duncan GA and Thompson PR: “Borehole Seismic Air-Gun Sources: What’s the Safe Distance from a Ship’s Hull?” статья SPE 74177, presented at the SPE International Conference on Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production, Kuala Lumpur, Malaysia, March 20–22, 2002. 7. Сумма в окне представляет собой сумму трасс ВСП, обработанную с целью подчеркивания однократных отражений и затем преобразованную в сейсмограмму, зависящую от двойного времени пробега. Нефтегазовое Обозрение Рис. 10. Дисплей системы сейсмической навигации и определения местонахождения SWINGS (вверху слева), на котором изображены два пункта возбуждения, которые можно отрабатывать (зеленые крестики), и один, находящийся за пределами целевого круга (красный крестик). Окружностью обозначено максимальное расстояние от очередного рабочего пункта возбуждения, на котором может находиться судно, чтобы наблюдение из данного пункта считалось произведенным в нужном месте. посредственно на скважине, геофизики-каротажники пользуются запатентованной компанией Шлюмберже полевой обрабатывающей системой WAVE Q-Borehole. Используя эту систему, полевые геофизики могут гарантировать качество полученных трехкомпонентных данных, строить графики зависимости скоростей от времени и глубины, обрабатывать данные ближнего пункта ВСП до получения трассы коридорной суммы ВСП, инверсии этой трассы в акустическую жесткость, строить ориентированные волновые поля и составлять отчеты.7 При необходимости, данные, полученные при проведении обширных исследований, можно сжать и тем самым уменьшить время на передачу данных со скважины на вычислительный центр по спутнику. Совместное использование нового приемного зонда для скважинных сейсмических исследований VSI, усовершенствованной системы определения координат источника SWINGS и полевой обрабатывающей системы WAVE является частью комплекса для проведения скважинных сейсмических исследований Q-Borehole. Располагая столь совершен- Осень 2005 ными техническими средствами, геофизики компании Шлюмберже могут теперь получать высококачественные данные сейсмических исследований в скважинах экономически более эффективно, чем раньше. Специально обученный для выполнения скважинных сейсмических наблюдений персонал может производить сложные виды компьютерной обработки, такие как, например, инверсия трассы коридорной суммы ВСП в акустическую жесткость, непосредственно на буровой платформе. Упомянутая выше аппаратура использовалась во многих районах и в различных условиях, а в ближайшем будущем станет доступной в любой точке мира. В остальной части статьи приводятся примеры того, как новая система дает ответы на вопросы, которые ставят буровики, проектировщики скважин, интерпретаторы сейсмических данных и другие профессионалы в области геологических наук. Ответы на вопросы буровиков Сейсмические исследования в скважинах могут позволить буровикам выделять горизонты и объекты в области, расположенной впереди и вокруг бурящегося ствола скважины. Назы- ваемые прогнозными, такие ВСП выполняются во время перерывов в процессе бурения. Если прогнозные ВСП выполняются и обрабатываются быстро, то они достаточно заблаговременно предоставляют весьма важную информацию о целевых объектах и возможных осложнениях, чтобы повлиять на решения, касающиеся процесса бурения. Широкая полоса частот и высокое отношение сигнал/помеха, характерные для скважинных сейсмических исследований, улучшают вертикальное разрешение по сравнению с результатами поверхностных сейсмических наблюдений. Хотя подобные ВСП заглядывают дальше текущего значения глубины забоя скважины, дальше любого из приемников, они подвержены таким же погрешностям при преобразовании времен в глубины, какие искажают изображения, создаваемые по материалам сейсмических наблюдений на поверхности. Чтобы получить точное преобразование времени в глубину и, следовательно, надежное прогнозное изображение, в дополнение к регистрации трасс ВСП для изображаемых отражающих границ, требуется выполнить многочисленные другие операции. 53 Поверхностный сейсмический разрез Глубина, м Промежуточное ВСП 0 8 км Инверсия данных промежуточного ВСП 4 км 1500 Окончательное ВСП Поле восходящих волн (низкочастотный фильтр с полосой пропускания до 30 Гц) Трасса коридорной суммы ВСП Трасса коридорной суммы ВСП, наложенная на поверхностный сейсмический разрез Скорость 2000 м/с 6000 2,43 3000 Кривая гамма-каротажа Время, с Траектория скважины Прибор VSI на глубине 3000 м Кривая акустической жесткости 3,63 Промежуточная проектная глубина Целевой горизонт 1 Промежуточная проектная глубина 3825 м Целевой горизонт 2 Целевой горизонт 3 Окончательная проектная глубина Окончательная проектная глубина 4247,5 м Рис. 11. Повышение качества результатов поверхностной сейсморазведки путем проведения промежуточного прогнозного ВСП с использованием прибора VSI. По данным прогнозного ВСП, выполненного при некоторой промежуточной глубине скважины (в центре), перед буровым долотом выделяются три высокоамплитудные оси синфазности, а прогнозная конечная глубина скважины составила 4247,5 м (13 932 фута). Скважина была остановлена бурением на глубине 4245,5 м (13925 футов), т.е. в 2 м (7 футах) от глубины, спрогнозированной по данным промежуточного ВСП. Во-первых, должны регистрироваться как низкие, так и высокие частоты. Если высокие частоты нужны для разрешения локальных неоднородностей, низкочастотная составляющая сигнала описывает характер общего увеличения скорости с глубиной, что имеет большое значение для размещения изображаемых особенностей на правильных глубинах. Чтобы превратить регистрируемые времена вступлений и амплитуды в кривую распределения акустической жесткости, требуется дополнительная информация и новые предположения для ограничения прогнозируемых скоростей разумными величинами. Все это обычно получают из оценочных зависимостей между уплотнением осадков с глубиной и возрастанием скорости и плотности при уплотнении. Уровенные ВСП могут предоставить низкочастотную информацию скоростей, которая отсутствует в данных ближнего пункта ВСП. В одном из примеров, действующая в Северном море нефтегазовая компания встретилась с неопределенной ситуацией при буре- 54 нии вертикальной разведочной скважины. После того, как скважина остановилась, как предполагалось, приблизительно в 500 м (1640 футах) от окончательной проектной отметки, расстояния до трех целевых горизонтов все еще оставались неизвестными. Чтобы сделать прогноз на глубины ниже 3825 м (12 546 футов), было отработано промежуточное ВСП с использованием поверхностного сейсмического источника и прибора VSI. На всю работу от начала до конца было затрачено 7 часов, в течение которых были получены данные по 123 пунктам приема. Полевой отряд Шлюмберже обработал данные прямо на скважине по программе полевой обработки WAVE, а просуммированные сигналы были переданы в ближайший вычислительный центр компании для обработки и последующей инверсии. Через несколько часов после регистрации данных были получены окончательные результаты (рис. 11). На данных, полученных с помощью прибора VSI, были выделены три высокоамплитуд- ные оси синфазности, расположенные ниже достигнутой скважиной глубины, а результаты инверсии точно привязали эти целевые горизонты по глубине и дали прогноз глубины конечного объекта равный 4247,5 м (13 932 фута). Полученные с помощью прибора VSI данные были использованы при принятии решения установить хвостовик и затем разбурить конечный интервал разреза, чтобы достичь указанные целевые горизонты. Скважина была остановлена бурением на глубине 4245,5 м (13925 футов), т.е. в 2 м (7 футах) от глубины, спрогнозированной по данным промежуточного ВСП. Последнее ВСП, выполненное после завершения бурения, подтвердило результаты инверсии данных промежуточного ВСП (рис. 12). В одном из примеров наземных работ нефтегазовая компания осуществляла бурение в условиях глубокозалегающей газовой залежи, характеризующейся высоким давлением. Успех и безопасность бурения зависели от точности прослеживания положения бурового до- Нефтегазовое Обозрение 4500 Промежуточное ВСП при глубине 3825 м Окончательная глубина скважины 4245,5 м Прогнозное значение окончательной глубины 4247,5 м Рис. 12. Сравнение скоростных моделей, полученных по данным ВСП скважин, пробуренных до промежуточной и окончательной глубин. Скорости, найденные по временам пробега при прогнозном ВСП (голубая кривая) и по данным окончательного ВСП (зеленая кривая), совпадают друг с другом выше промежуточной глубины. Распределение скоростей, полученное по результатам расчета акустических жесткостей по данным прогнозного ВСП (красный цвет), имеет блочный вид, но довольно точно прогнозирует тенденцию изменения скоростей в интервале ниже промежуточной глубины вплоть до окончательной глубины скважины. лота по сейсмическому разрезу, на котором четко выделялся газовый пласт. Однако, на нужных глубинах, т.е. свыше 4500 м (14 760 футов), глубинные сейсмические разрезы имели большие погрешности. До начала бурения погрешность оценки проектной глубины составляла ±250 м (±820 футов). Ситуация осложнялась тем обстоятельством, что вышележащая толща пород, как предполагалась, была анизотропной, причем скорости в горизонтальном направлении должны были превышать скорости по вертикали. Если анизотропию не учитывать, то увеличивается погрешность определения глубин и снижается качество и точность сейсмического изображения. Было запланировано проведение промежуточного прогнозного ВСП, которое должно было обновить сведения о поле скоростей, чтобы повысить надежность определения глубин, позволить достаточно оперативно уточнять значение глубины залегания целевого объекта и спокойно продолжать бурение. Было установлено, что в случае немедленной обработки данные могут быть получены и обработаны за 24 часа. При промежуточном забое скважины, Осень 2005 250 м Рис. 13. Схема наблюдений при проведении наземного прогнозного уровенного ВСП, когда источники располагаются по линии длиной 12 км (7,2 мили), целевой объект находится на глубине 4500 м (14 760 футов), а прибор VSI с 12-ю челноками, отстоящими один от другого на 15,12 м (50 футов), находится в 1500 м (4920 футах) над целевым объектом. Перед проведением прогнозного ВСП, погрешность определения глубины залегания целевого горизонта составляла ±250 м (±820 футов). находящемся приблизительно на 1500 м (4920 футов) выше целевого объекта, с помощью 12зондового прибора VSI были отработаны ближний пункт и уровенное ВСП при размещении источников на интервале в 12 км (7,2 мили) (рис. 13). Данные уровенного ВСП позволили создать независимое двухмерное изображение геологического строения в области расположения целевого объекта, а также включали в себя трассы, полученные при больших удалениях и содержащие информацию об анизотропии вышележащей толщи, что должно было повысить точность прогноза. Первое промежуточное ВСП по ближнему пункту, полученное в процессе регистрации уровенного ВСП и обработанное с использованием скоростей суммирования и другой информации, уменьшили погрешность определения глубин до ±75 м (±246 футов). Второе промежуточное ВСП по ближнему пункту, полученное на 200 м выше глубины залегания целевого объекта, найденной по данным уровенного ВСП, снизило погрешность до ±10 м (±33 футов). Используя информацию, полученную в результате каротажа во время бурения последних 200 м в виде кривых ГК, каротажа сопротивлений и корреляции с данными по соседней скважине, удалось уменьшить погрешность определения глубин до ±5 м. Данные уровенного ВСП содержат информацию о длиннопериодных вариациях скоростей и могут быть обработаны с целью прогнозирования глубины залегания целевого объекта с меньшей погрешностью.8 На первом этапе обработки данных уровенного ВСП использовалась упрощенная модель анизотропии скоростей с вертикально-поперечной изотропией (Vertical Transverse Isotropy or VTI). В этой модели каждый горизонтально залегающий пласт обладает вертикальными и горизонтальными скоростями, которые остаются 8. Другие примеры того, как данные уровенных ВСП, зарегистрированные на больших удалениях, уменьшают погрешности определения параметров продуктивных пластов, можно найти в работе: Malinverno A and Leaney WS: “Monte Carlo Bayesian Look-Ahead Inversion of Walkaway Vertical Seismic Profiles,” presented at the 64th EAGE Conference and Technical Exhibition, Florence, Italy, May 27–30, 2002. Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J, Swager D, Theys P and Verga F: “Understanding Uncertainty,” Oilfield Review 14, no. 3 (Autumn 2002): 13–14. 55 Поверхностный сейсмический разрез Глубина, м Промежуточное ВСП 0 8 км Инверсия данных промежуточного ВСП 4 км 1500 Окончательное ВСП Поле восходящих волн (низкочастотный фильтр с полосой пропускания до 30 Гц) Трасса коридорной суммы ВСП Трасса коридорной суммы ВСП, наложенная на поверхностный сейсмический разрез Скорость 2000 м/с 6000 2,43 3000 Кривая гамма-каротажа Время, с Траектория скважины Прибор VSI на глубине 3000 м Кривая акустической жесткости 3,63 Промежуточная проектная глубина Целевой горизонт 1 Промежуточная проектная глубина 3825 м Целевой горизонт 2 Целевой горизонт 3 Окончательная проектная глубина Окончательная проектная глубина 4247,5 м Рис. 11. Повышение качества результатов поверхностной сейсморазведки путем проведения промежуточного прогнозного ВСП с использованием прибора VSI. По данным прогнозного ВСП, выполненного при некоторой промежуточной глубине скважины (в центре), перед буровым долотом выделяются три высокоамплитудные оси синфазности, а прогнозная конечная глубина скважины составила 4247,5 м (13 932 фута). Скважина была остановлена бурением на глубине 4245,5 м (13925 футов), т.е. в 2 м (7 футах) от глубины, спрогнозированной по данным промежуточного ВСП. Во-первых, должны регистрироваться как низкие, так и высокие частоты. Если высокие частоты нужны для разрешения локальных неоднородностей, низкочастотная составляющая сигнала описывает характер общего увеличения скорости с глубиной, что имеет большое значение для размещения изображаемых особенностей на правильных глубинах. Чтобы превратить регистрируемые времена вступлений и амплитуды в кривую распределения акустической жесткости, требуется дополнительная информация и новые предположения для ограничения прогнозируемых скоростей разумными величинами. Все это обычно получают из оценочных зависимостей между уплотнением осадков с глубиной и возрастанием скорости и плотности при уплотнении. Уровенные ВСП могут предоставить низкочастотную информацию скоростей, которая отсутствует в данных ближнего пункта ВСП. В одном из примеров, действующая в Северном море нефтегазовая компания встретилась с неопределенной ситуацией при буре- 54 нии вертикальной разведочной скважины. После того, как скважина остановилась, как предполагалось, приблизительно в 500 м (1640 футах) от окончательной проектной отметки, расстояния до трех целевых горизонтов все еще оставались неизвестными. Чтобы сделать прогноз на глубины ниже 3825 м (12 546 футов), было отработано промежуточное ВСП с использованием поверхностного сейсмического источника и прибора VSI. На всю работу от начала до конца было затрачено 7 часов, в течение которых были получены данные по 123 пунктам приема. Полевой отряд Шлюмберже обработал данные прямо на скважине по программе полевой обработки WAVE, а просуммированные сигналы были переданы в ближайший вычислительный центр компании для обработки и последующей инверсии. Через несколько часов после регистрации данных были получены окончательные результаты (рис. 11). На данных, полученных с помощью прибора VSI, были выделены три высокоамплитуд- ные оси синфазности, расположенные ниже достигнутой скважиной глубины, а результаты инверсии точно привязали эти целевые горизонты по глубине и дали прогноз глубины конечного объекта равный 4247,5 м (13 932 фута). Полученные с помощью прибора VSI данные были использованы при принятии решения установить хвостовик и затем разбурить конечный интервал разреза, чтобы достичь указанные целевые горизонты. Скважина была остановлена бурением на глубине 4245,5 м (13925 футов), т.е. в 2 м (7 футах) от глубины, спрогнозированной по данным промежуточного ВСП. Последнее ВСП, выполненное после завершения бурения, подтвердило результаты инверсии данных промежуточного ВСП (рис. 12). В одном из примеров наземных работ нефтегазовая компания осуществляла бурение в условиях глубокозалегающей газовой залежи, характеризующейся высоким давлением. Успех и безопасность бурения зависели от точности прослеживания положения бурового до- Нефтегазовое Обозрение 4500 Промежуточное ВСП при глубине 3825 м Окончательная глубина скважины 4245,5 м Прогнозное значение окончательной глубины 4247,5 м Рис. 12. Сравнение скоростных моделей, полученных по данным ВСП скважин, пробуренных до промежуточной и окончательной глубин. Скорости, найденные по временам пробега при прогнозном ВСП (голубая кривая) и по данным окончательного ВСП (зеленая кривая), совпадают друг с другом выше промежуточной глубины. Распределение скоростей, полученное по результатам расчета акустических жесткостей по данным прогнозного ВСП (красный цвет), имеет блочный вид, но довольно точно прогнозирует тенденцию изменения скоростей в интервале ниже промежуточной глубины вплоть до окончательной глубины скважины. лота по сейсмическому разрезу, на котором четко выделялся газовый пласт. Однако, на нужных глубинах, т.е. свыше 4500 м (14 760 футов), глубинные сейсмические разрезы имели большие погрешности. До начала бурения погрешность оценки проектной глубины составляла ±250 м (±820 футов). Ситуация осложнялась тем обстоятельством, что вышележащая толща пород, как предполагалась, была анизотропной, причем скорости в горизонтальном направлении должны были превышать скорости по вертикали. Если анизотропию не учитывать, то увеличивается погрешность определения глубин и снижается качество и точность сейсмического изображения. Было запланировано проведение промежуточного прогнозного ВСП, которое должно было обновить сведения о поле скоростей, чтобы повысить надежность определения глубин, позволить достаточно оперативно уточнять значение глубины залегания целевого объекта и спокойно продолжать бурение. Было установлено, что в случае немедленной обработки данные могут быть получены и обработаны за 24 часа. При промежуточном забое скважины, Осень 2005 250 м Рис. 13. Схема наблюдений при проведении наземного прогнозного уровенного ВСП, когда источники располагаются по линии длиной 12 км (7,2 мили), целевой объект находится на глубине 4500 м (14 760 футов), а прибор VSI с 12-ю челноками, отстоящими один от другого на 15,12 м (50 футов), находится в 1500 м (4920 футах) над целевым объектом. Перед проведением прогнозного ВСП, погрешность определения глубины залегания целевого горизонта составляла ±250 м (±820 футов). находящемся приблизительно на 1500 м (4920 футов) выше целевого объекта, с помощью 12зондового прибора VSI были отработаны ближний пункт и уровенное ВСП при размещении источников на интервале в 12 км (7,2 мили) (рис. 13). Данные уровенного ВСП позволили создать независимое двухмерное изображение геологического строения в области расположения целевого объекта, а также включали в себя трассы, полученные при больших удалениях и содержащие информацию об анизотропии вышележащей толщи, что должно было повысить точность прогноза. Первое промежуточное ВСП по ближнему пункту, полученное в процессе регистрации уровенного ВСП и обработанное с использованием скоростей суммирования и другой информации, уменьшили погрешность определения глубин до ±75 м (±246 футов). Второе промежуточное ВСП по ближнему пункту, полученное на 200 м выше глубины залегания целевого объекта, найденной по данным уровенного ВСП, снизило погрешность до ±10 м (±33 футов). Используя информацию, полученную в результате каротажа во время бурения последних 200 м в виде кривых ГК, каротажа сопротивлений и корреляции с данными по соседней скважине, удалось уменьшить погрешность определения глубин до ±5 м. Данные уровенного ВСП содержат информацию о длиннопериодных вариациях скоростей и могут быть обработаны с целью прогнозирования глубины залегания целевого объекта с меньшей погрешностью.8 На первом этапе обработки данных уровенного ВСП использовалась упрощенная модель анизотропии скоростей с вертикально-поперечной изотропией (Vertical Transverse Isotropy or VTI). В этой модели каждый горизонтально залегающий пласт обладает вертикальными и горизонтальными скоростями, которые остаются 8. Другие примеры того, как данные уровенных ВСП, зарегистрированные на больших удалениях, уменьшают погрешности определения параметров продуктивных пластов, можно найти в работе: Malinverno A and Leaney WS: “Monte Carlo Bayesian Look-Ahead Inversion of Walkaway Vertical Seismic Profiles,” presented at the 64th EAGE Conference and Technical Exhibition, Florence, Italy, May 27–30, 2002. Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J, Swager D, Theys P and Verga F: “Understanding Uncertainty,” Oilfield Review 14, no. 3 (Autumn 2002): 13–14. 55 North 0 300 -300 Газ 56 Этапы мониторинга трещин ГРП Мониторинг трещин ГРП включает в себя сбор данных, их обработку и интерпрета цию. Регистрация данных обычно проводит ся в близкорасположенной наблюдательной скважине, находящейся, на расстоянии не более 600 м от скважины ГРП. Этап сбора данных начинается с сейсмиче ского исследования скважины, которое по зволяет провести калибровку исходной моде ли Земли (т.е. скоростной модели, построенной по данным акустического каро тажа). Для сейсмической калибровки сква жины и микросейсмического мониторинга используется один и тот же прибор VSI, что обеспечивает непротиворечивость и согласо ванность данных, а также создает возмож ность комплексного использования сейсми ческих и каротажных данных. Информация о скоростях, полученная по данным сейсми ческой калибровки, включается в геомеха ническую модель среды, используемую для микросейсмического мониторинга до прове дения гидроразрыва пласта, что позволяет снизить степень неопределенности при вы полнении работ. После такой подготовки следует стадия мониторинга микросейсмиче ских событий, возникающих в процессе ги дроразрыва пласта. Далее следует этап обработки, важнейшим элементом которого является выделение ми кросейсмических событий и определение времен вступлений продольных и попереч ных волн. На основе этих данных можно рас считать расстояние от микросейсмического события до сейсмоприемника. После опреде ления времени вступления Р и Sволн вы полняется поляризационный анализ, кото рый позволяет определить вертикальный (абсолютная отметка) и горизонтальный (азимут) углы, таким образом, полностью описывая местоположение сейсмического со бытия. Затем, на основе анализа расположения микроземлетрясений проводят интерпрета цию результатов мониторинга. Для оценки пространственной геометрии системы тре щин ГРП может потребоваться система ви зуализации (Рис. 1). Рис. 1. Двухмерное отображение местоположения микросейсмических событий относительно каротажных данных. Слева показана диаграмма гаммакаротажа, интервалы перфорации, все интервалы обработки (сверху вниз выделены красным, желтым, зеленым, голубым, синим и фиолетовым) и общая добыча для каждого отдельного интервала. В центре показано различное расположение сейсмических событий относительно продольной оси гидроразрыва. Каждому этапу обработки для наглядности соответствует определенный цвет. Справа показано положение сейсмических событий относительно поперечной оси системы гидроразрыва. Oilfield Review Sat and Young's Modulus 0 East 150 4375 90 3500 60 2625 6 3 4 0 Lithology and stress 8 30 1750 300 9 12 10 20 30 Fracture width 40 50 60 70 80 90 100 110 0 0 120 Proppant concentration 4500 0 4570 4640 4710 4780 Depth (ft) Метод микросейсмического мониторинга хо рошо известен и широко применяется в гор ной промышленности, для контроля геотер мальных пластов, подземных хранилищ газа и ядерных отходов, обеспечивая безопас ность и высокую эффективность работы. В нефтегазовой отрасли технология ми кросейсмического мониторинга применяется для решения различных задач, одной из ко торых является мониторинг процесса интен сификации добычи нефти методом гидрораз рыва пласта (ГРП). Возможность ведения наблюдений за ра звитием искусственных трещин одноступен чатого и многоступенчатого ГРП является мощным средством изучения динамики рос та и изменения геометрии (длины, ширины, высоты) искусственных трещин. Кроме того, подобный мониторинг позволяет получить ценнейшую геологическую информацию по стимулируемому пласту: данные о напря женнодеформированном состоянии в целом и в отдельных зонах, оценить размеры ос адочных комплексов, влияние геологиче ских тел и пр. -150 12 16 Slurry Rate У. Андерхилл, Д. Дрю, Д. Г. ЛеКливе, К. В. Таннер (Шлюмберже) 120 Prop. Conc. (PPAC) Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта. Treating pressure Events Treating Pressure Treating Pressure (propFRAC) Pump Rate PH Prop. Conc. Prop. Conc. Prop. Conc. (PropFRAC) Pressure (psi) East vs. North -300 4850 4920 4990 5060 >24.4 5130 5200 2х106 4х106 Young's Mod (psi) 3.8K 4.0K 4.3K Stress (psi) -0.5 0 0.5 Width (in) 58 111 175 233 292 350 408 467 Radial Distance (ft) 525 584 642 700 Рис. 2. Микросейсмические события, образующиеся в процессе операции ГРП можно сравнить с прогнозными параметрами ГРП, рассчитанными в программе FracCADE. Калибровка данных FracCade по местоположению микросейсмических событий позволяет получить полезную информацию для оптимизации и повышения эффективности последующих операций ГРП. Возможности метода Преимущества метода Выводы Результативность микросейсмического мо ниторинга трещин ГРП в значительной сте пени определяется эффективностью и огра ничениями процесса регистрации и обработки данных микросейсмики. Некото рые ограничения связаны с точностью опре деления положения и ориентации приемни ков в стволе скважины, степенью изученности скоростного строения коллекто ра, с ошибками выделения времен первых вступлений Р и Sволн; другие обусловлены только характеристиками используемых приборов, например, техническими параме трами датчиков, электрическими помехами, точностью определения направления, степе нью соединения со стенкой скважины, ча стотой дискретизации, или недостатками ме тодов обработки сигнала. Использование технически более совершенных приборов и современных подходов к обработке сигналов (адаптивная фильтрация, корреляция и пр.) снимает эти ограничения. Основным преимуществом метода является высокая точность определения конкретных геометрических параметров трещины, луч шая, чем при анализе данных изменения до бычи и давления в скважине и диагностике околоскважинной зоны. Благодаря микросейсмическому картиро ванию достигается высокое разрешение при визуализации сложных систем трещин, а также обеспечивается мониторинг взаимо действия искусственных и естественных тре щин в процессе ГРП для коллекторов всех типов вне зависимости от степени естествен ной трещиноватости. Микросейсмический мониторинг динамики процесса ГРП, позволяет планировать наибо лее выгодную расстановку скважин для но вых месторождений, разрабатывать про граммы проведения ГРП с обоснованием гидроразрыва нескольких зон, оптимизиро вать перфорацию скважин, а также прово дить калибровку воздействия на пласт при моделировании гидроразрыва (Рис. 2) и вы являть проблемы с обсадкой скважины. Осень 2005 57 North 0 300 -300 Газ 56 Этапы мониторинга трещин ГРП Мониторинг трещин ГРП включает в себя сбор данных, их обработку и интерпрета цию. Регистрация данных обычно проводит ся в близкорасположенной наблюдательной скважине, находящейся, на расстоянии не более 600 м от скважины ГРП. Этап сбора данных начинается с сейсмиче ского исследования скважины, которое по зволяет провести калибровку исходной моде ли Земли (т.е. скоростной модели, построенной по данным акустического каро тажа). Для сейсмической калибровки сква жины и микросейсмического мониторинга используется один и тот же прибор VSI, что обеспечивает непротиворечивость и согласо ванность данных, а также создает возмож ность комплексного использования сейсми ческих и каротажных данных. Информация о скоростях, полученная по данным сейсми ческой калибровки, включается в геомеха ническую модель среды, используемую для микросейсмического мониторинга до прове дения гидроразрыва пласта, что позволяет снизить степень неопределенности при вы полнении работ. После такой подготовки следует стадия мониторинга микросейсмиче ских событий, возникающих в процессе ги дроразрыва пласта. Далее следует этап обработки, важнейшим элементом которого является выделение ми кросейсмических событий и определение времен вступлений продольных и попереч ных волн. На основе этих данных можно рас считать расстояние от микросейсмического события до сейсмоприемника. После опреде ления времени вступления Р и Sволн вы полняется поляризационный анализ, кото рый позволяет определить вертикальный (абсолютная отметка) и горизонтальный (азимут) углы, таким образом, полностью описывая местоположение сейсмического со бытия. Затем, на основе анализа расположения микроземлетрясений проводят интерпрета цию результатов мониторинга. Для оценки пространственной геометрии системы тре щин ГРП может потребоваться система ви зуализации (Рис. 1). Рис. 1. Двухмерное отображение местоположения микросейсмических событий относительно каротажных данных. Слева показана диаграмма гаммакаротажа, интервалы перфорации, все интервалы обработки (сверху вниз выделены красным, желтым, зеленым, голубым, синим и фиолетовым) и общая добыча для каждого отдельного интервала. В центре показано различное расположение сейсмических событий относительно продольной оси гидроразрыва. Каждому этапу обработки для наглядности соответствует определенный цвет. Справа показано положение сейсмических событий относительно поперечной оси системы гидроразрыва. Oilfield Review Sat and Young's Modulus 0 East 150 4375 90 3500 60 2625 6 3 4 0 Lithology and stress 8 30 1750 300 9 12 10 20 30 Fracture width 40 50 60 70 80 90 100 110 0 0 120 Proppant concentration 4500 0 4570 4640 4710 4780 Depth (ft) Метод микросейсмического мониторинга хо рошо известен и широко применяется в гор ной промышленности, для контроля геотер мальных пластов, подземных хранилищ газа и ядерных отходов, обеспечивая безопас ность и высокую эффективность работы. В нефтегазовой отрасли технология ми кросейсмического мониторинга применяется для решения различных задач, одной из ко торых является мониторинг процесса интен сификации добычи нефти методом гидрораз рыва пласта (ГРП). Возможность ведения наблюдений за ра звитием искусственных трещин одноступен чатого и многоступенчатого ГРП является мощным средством изучения динамики рос та и изменения геометрии (длины, ширины, высоты) искусственных трещин. Кроме того, подобный мониторинг позволяет получить ценнейшую геологическую информацию по стимулируемому пласту: данные о напря женнодеформированном состоянии в целом и в отдельных зонах, оценить размеры ос адочных комплексов, влияние геологиче ских тел и пр. -150 12 16 Slurry Rate У. Андерхилл, Д. Дрю, Д. Г. ЛеКливе, К. В. Таннер (Шлюмберже) 120 Prop. Conc. (PPAC) Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта. Treating pressure Events Treating Pressure Treating Pressure (propFRAC) Pump Rate PH Prop. Conc. Prop. Conc. Prop. Conc. (PropFRAC) Pressure (psi) East vs. North -300 4850 4920 4990 5060 >24.4 5130 5200 2х106 4х106 Young's Mod (psi) 3.8K 4.0K 4.3K Stress (psi) -0.5 0 0.5 Width (in) 58 111 175 233 292 350 408 467 Radial Distance (ft) 525 584 642 700 Рис. 2. Микросейсмические события, образующиеся в процессе операции ГРП можно сравнить с прогнозными параметрами ГРП, рассчитанными в программе FracCADE. Калибровка данных FracCade по местоположению микросейсмических событий позволяет получить полезную информацию для оптимизации и повышения эффективности последующих операций ГРП. Возможности метода Преимущества метода Выводы Результативность микросейсмического мо ниторинга трещин ГРП в значительной сте пени определяется эффективностью и огра ничениями процесса регистрации и обработки данных микросейсмики. Некото рые ограничения связаны с точностью опре деления положения и ориентации приемни ков в стволе скважины, степенью изученности скоростного строения коллекто ра, с ошибками выделения времен первых вступлений Р и Sволн; другие обусловлены только характеристиками используемых приборов, например, техническими параме трами датчиков, электрическими помехами, точностью определения направления, степе нью соединения со стенкой скважины, ча стотой дискретизации, или недостатками ме тодов обработки сигнала. Использование технически более совершенных приборов и современных подходов к обработке сигналов (адаптивная фильтрация, корреляция и пр.) снимает эти ограничения. Основным преимуществом метода является высокая точность определения конкретных геометрических параметров трещины, луч шая, чем при анализе данных изменения до бычи и давления в скважине и диагностике околоскважинной зоны. Благодаря микросейсмическому картиро ванию достигается высокое разрешение при визуализации сложных систем трещин, а также обеспечивается мониторинг взаимо действия искусственных и естественных тре щин в процессе ГРП для коллекторов всех типов вне зависимости от степени естествен ной трещиноватости. Микросейсмический мониторинг динамики процесса ГРП, позволяет планировать наибо лее выгодную расстановку скважин для но вых месторождений, разрабатывать про граммы проведения ГРП с обоснованием гидроразрыва нескольких зон, оптимизиро вать перфорацию скважин, а также прово дить калибровку воздействия на пласт при моделировании гидроразрыва (Рис. 2) и вы являть проблемы с обсадкой скважины. Осень 2005 57 Временной интервал, указанный на нижнем изображении Увеличение Время отражения для данных уровенного ВСП Скорость суммирования 1,750 2,000 Траектория скважины 2,250 2,500 2,750 Рис. 14. Прогноз глубины залегания целевого объекта, сделанный на основе скоростного анализа данных уровенного ВСП, полученных в 1500 м (4920 футах) над объектом (верхняя часть). Дополнительная информация, содержащаяся в трассах, полученных на больших удалениях, позволила уменьшить погрешность прогноза глубины залегания целевого объекта приблизительно до ±58 м (±190 футов), в то время как погрешность прогнозирования этой глубины по данным ближнего пункта ВСП составила 200 м (656 футов). Погрешность определения глубины целевого объекта в 58 м соответствует размеру контура самого темного оранжевого цвета на графике зависимости скорости суммирования от времени (врезка в правой части). При получении данного результата полевой экспресс-обработки, переданного заказчику в течение 24 часов, использовалась анизотропная модель, но предполагалось, что ниже приемника существует независимая от времени или глубины анизотропия. Прогноз глубины залегания целевого объекта, сделанный на основе скоростного анализа данных уровенного ВСП, улучшен в результате учета более сложной анизотропии скоростей (нижняя часть). По достижении проектной глубины схема обработки данных уровенного ВСП была пересмотрена и оптимизирована. В результате допуска изменения анизотропии по времени или глубине ниже приемника, погрешность прогноза глубины целевого объекта была уменьшена до ±5 м (±16 футов) (оранжевый контур). Теперь, чтобы делать быстрые прогнозные оценки, новый метод можно применять при обработке данных других прогнозных уровенных ВСП. 58 Изображение данных поверхностной сейсморазведки 1,572 Двойное время пробега, с Скорость суммирования Время отражения для данных уровенного ВСП Глубина постоянными в вышележащей и нижележащей толще и могут быть описаны двумя анизотропными параметрами. Результаты первого этапа обработки были переданы заказчику через защищенный интернет-сайт в течение оговоренного периода времени (рис. 14). По достижении проектной глубины было найдено, что ее прогнозная оценка, сделанная по данным уровенного ВСП на глубине 1500 м над целевым объектом, отличается от фактической глубины на 58 м (190 футов). С тех пор в программное обеспечение обработки были внесены усовершенствования, и в настоящее время стало возможным осуществлять автоматическое сканирование данных с целью выявления зависящей от глубины анизотропии. При проведении повторной обработки с использованием зависимой от глубины анизотропной модели скоростей, полученной по данным уровенного ВСП, геофизики убедились, что по этим данным можно было бы спрогнозировать глубину до целевого объекта с погрешностью 5 м, находясь на 1500 м выше этого объекта. Данные будущих промежуточных уровенных ВСП можно будет обрабатывать таким же образом, что сделает прогнозы более точными и уменьшит связанные с бурением риски. Нефтегазовое Обозрение Повышение качества изображений среды при разработке месторождений Геологи и геофизики, занятые в осуществлении проектов разработки месторождений, отвечают за выявление многообещающих объектов в пределах исследуемых скважин. Во многих случаях оказывается, что наиболее легко обнаруживаемые залежи уже разбурены. Все оставшиеся запасы содержатся в более мелких и менее выраженных ловушках, чем те, которые могут проявляться на результатах обработки данных традиционной поверхностной сейсморазведки. На изображениях, создаваемых по данным скважинных сейсмических исследований, проявляются небольшие структурные формы и незначительные стратиграфические изменения, что позволяет специалистам уверенно размещать наклонные эксплуатационные скважины. При работах на одной из площадей в Северном море планировалось пробурить оценочную скважину с целью вскрытия объекта, который был выделен на основе интерпретации данных поверхностной сейсморазведки (рис. 15). Прежде, чем начать бурение, проектировщикам скважины нужно было подтвердить положение и угол наклона целевого горизонта и находящихся поблизости структурных форм. При построении первых вариантов Осень 2005 3,000 Рис. 15. Траектория направленной под большим углом оценочной скважины, пробуренной на участке Северного моря (голубая линия) с целью вскрытия наклонного целевого пласта, выделяемого по данным поверхностной сейсморазведки. глубинных сейсмических изображений, использовалась информация, полученная в соседней вертикальной скважине. Однако, наличие горизонтального градиента скоростей значительно ограничивает точность глубинных построений, которые делаются, исходя из данных поверхностной сейсморазведки. Преобразования времени в глубину, точные в районе контрольной скважины, могли, в зависимости от сложности геологического строения, на десятки метров отличаться от истинных в том месте, где наклонная оценочная скважина вскрывала целевой объект. Предполагалось, что данные ВСП помогут уменьшить по- грешности, прояснив строение области ниже ствола скважины. Для того, чтобы уточнить геологическое строение в непосредственной близости от ствола наклонной скважины, за 11,5 часа были выполнены скважинные сейсмические наблюдения на 210 пунктах приема при вертикальном падении сейсмических волн. На скважинном сейсмическом изображении высокого разрешения освещается строение некоторого объема геологической среды, расположенного ниже траектории скважины, и четко выявляются разрывные нарушения, невидимые на сейсмическом разрезе, 59 Временной интервал, указанный на нижнем изображении Увеличение Время отражения для данных уровенного ВСП Скорость суммирования 1,750 2,000 Траектория скважины 2,250 2,500 2,750 Рис. 14. Прогноз глубины залегания целевого объекта, сделанный на основе скоростного анализа данных уровенного ВСП, полученных в 1500 м (4920 футах) над объектом (верхняя часть). Дополнительная информация, содержащаяся в трассах, полученных на больших удалениях, позволила уменьшить погрешность прогноза глубины залегания целевого объекта приблизительно до ±58 м (±190 футов), в то время как погрешность прогнозирования этой глубины по данным ближнего пункта ВСП составила 200 м (656 футов). Погрешность определения глубины целевого объекта в 58 м соответствует размеру контура самого темного оранжевого цвета на графике зависимости скорости суммирования от времени (врезка в правой части). При получении данного результата полевой экспресс-обработки, переданного заказчику в течение 24 часов, использовалась анизотропная модель, но предполагалось, что ниже приемника существует независимая от времени или глубины анизотропия. Прогноз глубины залегания целевого объекта, сделанный на основе скоростного анализа данных уровенного ВСП, улучшен в результате учета более сложной анизотропии скоростей (нижняя часть). По достижении проектной глубины схема обработки данных уровенного ВСП была пересмотрена и оптимизирована. В результате допуска изменения анизотропии по времени или глубине ниже приемника, погрешность прогноза глубины целевого объекта была уменьшена до ±5 м (±16 футов) (оранжевый контур). Теперь, чтобы делать быстрые прогнозные оценки, новый метод можно применять при обработке данных других прогнозных уровенных ВСП. 58 Изображение данных поверхностной сейсморазведки 1,572 Двойное время пробега, с Скорость суммирования Время отражения для данных уровенного ВСП Глубина постоянными в вышележащей и нижележащей толще и могут быть описаны двумя анизотропными параметрами. Результаты первого этапа обработки были переданы заказчику через защищенный интернет-сайт в течение оговоренного периода времени (рис. 14). По достижении проектной глубины было найдено, что ее прогнозная оценка, сделанная по данным уровенного ВСП на глубине 1500 м над целевым объектом, отличается от фактической глубины на 58 м (190 футов). С тех пор в программное обеспечение обработки были внесены усовершенствования, и в настоящее время стало возможным осуществлять автоматическое сканирование данных с целью выявления зависящей от глубины анизотропии. При проведении повторной обработки с использованием зависимой от глубины анизотропной модели скоростей, полученной по данным уровенного ВСП, геофизики убедились, что по этим данным можно было бы спрогнозировать глубину до целевого объекта с погрешностью 5 м, находясь на 1500 м выше этого объекта. Данные будущих промежуточных уровенных ВСП можно будет обрабатывать таким же образом, что сделает прогнозы более точными и уменьшит связанные с бурением риски. Нефтегазовое Обозрение Повышение качества изображений среды при разработке месторождений Геологи и геофизики, занятые в осуществлении проектов разработки месторождений, отвечают за выявление многообещающих объектов в пределах исследуемых скважин. Во многих случаях оказывается, что наиболее легко обнаруживаемые залежи уже разбурены. Все оставшиеся запасы содержатся в более мелких и менее выраженных ловушках, чем те, которые могут проявляться на результатах обработки данных традиционной поверхностной сейсморазведки. На изображениях, создаваемых по данным скважинных сейсмических исследований, проявляются небольшие структурные формы и незначительные стратиграфические изменения, что позволяет специалистам уверенно размещать наклонные эксплуатационные скважины. При работах на одной из площадей в Северном море планировалось пробурить оценочную скважину с целью вскрытия объекта, который был выделен на основе интерпретации данных поверхностной сейсморазведки (рис. 15). Прежде, чем начать бурение, проектировщикам скважины нужно было подтвердить положение и угол наклона целевого горизонта и находящихся поблизости структурных форм. При построении первых вариантов Осень 2005 3,000 Рис. 15. Траектория направленной под большим углом оценочной скважины, пробуренной на участке Северного моря (голубая линия) с целью вскрытия наклонного целевого пласта, выделяемого по данным поверхностной сейсморазведки. глубинных сейсмических изображений, использовалась информация, полученная в соседней вертикальной скважине. Однако, наличие горизонтального градиента скоростей значительно ограничивает точность глубинных построений, которые делаются, исходя из данных поверхностной сейсморазведки. Преобразования времени в глубину, точные в районе контрольной скважины, могли, в зависимости от сложности геологического строения, на десятки метров отличаться от истинных в том месте, где наклонная оценочная скважина вскрывала целевой объект. Предполагалось, что данные ВСП помогут уменьшить по- грешности, прояснив строение области ниже ствола скважины. Для того, чтобы уточнить геологическое строение в непосредственной близости от ствола наклонной скважины, за 11,5 часа были выполнены скважинные сейсмические наблюдения на 210 пунктах приема при вертикальном падении сейсмических волн. На скважинном сейсмическом изображении высокого разрешения освещается строение некоторого объема геологической среды, расположенного ниже траектории скважины, и четко выявляются разрывные нарушения, невидимые на сейсмическом разрезе, 59 Фактическая вертикальная глубина от уровня моря, фут 3000 Стенка скважины Боковой ствол Скважина А Колонна бурильных труб 4000 Блок приема трехосных датчиков 5000 Результаты ВСП при вертикальном падении сейсмических волн 1,572 1,750 Двойное время пробега, с 2,000 2,250 2,500 Разрывы Уточненный наклон горизонта 2,750 3,000 Рис. 16. Скважинное сейсмическое изображение высокого разрешения, освещающее геологическое строение целевого объекта ниже ствола скважины, на котором выявляются разрывные нарушения, четко не прослеживающиеся на сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки. На разрезе по данным ВСП целевой горизонт выглядит не столь непрерывным и имеет иные наклон и положение перегиба, чем на разрезе по данным поверхностной сейсморазведки. 60 Пласт песчаника Пласт глинистых сланцев Рис. 17. Геологический разрез, расположенный в английском секторе Северного моря, включает в себя тонкий продуктивный пласт, пересеченный под большим углом наклонной скважиной А. Чтобы вскрыть данный пласт предположительно в более мощной его части, было запланировано пробурить боковой ствол, но перед его бурением поступил заказ на проведение ВСП по методике вертикально падающих сейсмических волн с целью более детального изучения продуктивного пласта. построенном по данным поверхностных сейсмических исследований (рис. 16). Наклон, протяженность и размер целевого горизонта на изображении по данным ВСП значительно отличаются от соответствующих параметров целевого горизонта по данным поверхностной сейсморазведки. Одной из нефтегазовых компаний, действующих в английском секторе Северного моря, потребовалось выполнить работы ВСП с целью определения скоростных характеристик и детального изучения целевых отражений ниже забоя скважины. Первоначально наклонная скважина коснулась лишь маломощной выклинивающейся части продуктивного пласта, поэтому планировалось пробурить боковой ствол, чтобы вскрыть залежь в том месте, где она, по предположению, была более мощной (рис. 17). Однако, в некоторых местах угол наклона существующей скважины достигал 60° и проведение обычных каротажных исследований на кабеле не было рекомендовано. Для спуска же прибора VSI на бурильных трубах потребовалось бы сначала извлечь бурильную колонну. Вместо этого зонд VSI был опущен в нижнюю часть колонны бурильных труб с помощью оборудования, предназначенного для проведения скважинных сейсмических исследований через бурильные трубы, а датчики были прикреплены к самим бурильным трубам (рис. 18). В промежутках между отработкой стоянок ВСП на различных уровнях, с целью предотвращения прихвата колонны, осуществлялись ее вращение и ограниченная циркуляция Нефтегазовое Обозрение Рис. 18. Зонд VSI, закачанный в нижнюю часть бурильной колонны и закрепленный внутри нее, с целью проведения промежуточного ВСП по вертикально падающими волнами, без извлечения из скважины колонны бурильных труб. С помощью зонда VSI были получены данные высокого качества даже через бурильные трубы и обсадную колонну диаметром 13 3/8 дюйма. бурового раствора. С помощью зонда VSI работы ВСП по методике вертикально падающих сейсмических волн на 160 уровнях были выполнены за 7 часов, включая время на проведение подготовительных и заключительных операций. Применение системы сейсмической навигации SWINGS гарантировало точное размещение источников. Качество наблюдений было высоким, даже когда они регистрировались через бурильные трубы и обсадную колонну диаметром 13 3/8 дюйма. Обработка была проведена прямо на скважине с использованием находящегося на месте производства полевых работ программного обеспечения WAVE, а отсуммированные трассы, записанные в уплотненном формате, были отправлены по электронной почте на вычислительный центр для более сложной обработки. ВСП дало новые сведения о скоростях, которые помогли уточнить траекторию скважины на сейсмическом разрезе (рис. 19). Полученные в результате проведения ВСП глубинновременные зависимости позволили изменить траекторию и сейсмическую привязку к скважине, причем фактическая проектная глубина оказалась привязанной к более позднему сейсмическому отражению, чем предполагалось первоначально. Сейсмические изображения высокого разрешения, полученные в результате ВСП по вертикально падающим волнам, выявили такие структурные и стратиграфические детали, которые не наблюдались на первоначальном сейсмическом изображении, полученном при проведении поверхностной Осень 2005 Новая траектория скважины на сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки 10 ОГТ 1,00 Траектория скважины до проведения ВСП Траектория скважины после проведения ВСП Двойное время пробега, с Продуктивный пласт 1,25 Рис. 19. Первоначальная (оранжевая) и уточненная (красная) траектории скважины, нанесенные на сейсмический разрез. Полученные по данным ВСП глубинно-временные зависимости позволили привязать проектную глубину скважины к более позднему сейсмическому отражению на этом разрезе, чем это было сделано первоначально. Голубыми трассами изображены результаты коридорной суммы ВСП, т.е. выделенные и привязанные к скважине отражения по данным ВСП. По горизонтальной оси отложены общие глубинные точки (ОГТ). 61 Фактическая вертикальная глубина от уровня моря, фут 3000 Стенка скважины Боковой ствол Скважина А Колонна бурильных труб 4000 Блок приема трехосных датчиков 5000 Результаты ВСП при вертикальном падении сейсмических волн 1,572 1,750 Двойное время пробега, с 2,000 2,250 2,500 Разрывы Уточненный наклон горизонта 2,750 3,000 Рис. 16. Скважинное сейсмическое изображение высокого разрешения, освещающее геологическое строение целевого объекта ниже ствола скважины, на котором выявляются разрывные нарушения, четко не прослеживающиеся на сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки. На разрезе по данным ВСП целевой горизонт выглядит не столь непрерывным и имеет иные наклон и положение перегиба, чем на разрезе по данным поверхностной сейсморазведки. 60 Пласт песчаника Пласт глинистых сланцев Рис. 17. Геологический разрез, расположенный в английском секторе Северного моря, включает в себя тонкий продуктивный пласт, пересеченный под большим углом наклонной скважиной А. Чтобы вскрыть данный пласт предположительно в более мощной его части, было запланировано пробурить боковой ствол, но перед его бурением поступил заказ на проведение ВСП по методике вертикально падающих сейсмических волн с целью более детального изучения продуктивного пласта. построенном по данным поверхностных сейсмических исследований (рис. 16). Наклон, протяженность и размер целевого горизонта на изображении по данным ВСП значительно отличаются от соответствующих параметров целевого горизонта по данным поверхностной сейсморазведки. Одной из нефтегазовых компаний, действующих в английском секторе Северного моря, потребовалось выполнить работы ВСП с целью определения скоростных характеристик и детального изучения целевых отражений ниже забоя скважины. Первоначально наклонная скважина коснулась лишь маломощной выклинивающейся части продуктивного пласта, поэтому планировалось пробурить боковой ствол, чтобы вскрыть залежь в том месте, где она, по предположению, была более мощной (рис. 17). Однако, в некоторых местах угол наклона существующей скважины достигал 60° и проведение обычных каротажных исследований на кабеле не было рекомендовано. Для спуска же прибора VSI на бурильных трубах потребовалось бы сначала извлечь бурильную колонну. Вместо этого зонд VSI был опущен в нижнюю часть колонны бурильных труб с помощью оборудования, предназначенного для проведения скважинных сейсмических исследований через бурильные трубы, а датчики были прикреплены к самим бурильным трубам (рис. 18). В промежутках между отработкой стоянок ВСП на различных уровнях, с целью предотвращения прихвата колонны, осуществлялись ее вращение и ограниченная циркуляция Нефтегазовое Обозрение Рис. 18. Зонд VSI, закачанный в нижнюю часть бурильной колонны и закрепленный внутри нее, с целью проведения промежуточного ВСП по вертикально падающими волнами, без извлечения из скважины колонны бурильных труб. С помощью зонда VSI были получены данные высокого качества даже через бурильные трубы и обсадную колонну диаметром 13 3/8 дюйма. бурового раствора. С помощью зонда VSI работы ВСП по методике вертикально падающих сейсмических волн на 160 уровнях были выполнены за 7 часов, включая время на проведение подготовительных и заключительных операций. Применение системы сейсмической навигации SWINGS гарантировало точное размещение источников. Качество наблюдений было высоким, даже когда они регистрировались через бурильные трубы и обсадную колонну диаметром 13 3/8 дюйма. Обработка была проведена прямо на скважине с использованием находящегося на месте производства полевых работ программного обеспечения WAVE, а отсуммированные трассы, записанные в уплотненном формате, были отправлены по электронной почте на вычислительный центр для более сложной обработки. ВСП дало новые сведения о скоростях, которые помогли уточнить траекторию скважины на сейсмическом разрезе (рис. 19). Полученные в результате проведения ВСП глубинновременные зависимости позволили изменить траекторию и сейсмическую привязку к скважине, причем фактическая проектная глубина оказалась привязанной к более позднему сейсмическому отражению, чем предполагалось первоначально. Сейсмические изображения высокого разрешения, полученные в результате ВСП по вертикально падающим волнам, выявили такие структурные и стратиграфические детали, которые не наблюдались на первоначальном сейсмическом изображении, полученном при проведении поверхностной Осень 2005 Новая траектория скважины на сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки 10 ОГТ 1,00 Траектория скважины до проведения ВСП Траектория скважины после проведения ВСП Двойное время пробега, с Продуктивный пласт 1,25 Рис. 19. Первоначальная (оранжевая) и уточненная (красная) траектории скважины, нанесенные на сейсмический разрез. Полученные по данным ВСП глубинно-временные зависимости позволили привязать проектную глубину скважины к более позднему сейсмическому отражению на этом разрезе, чем это было сделано первоначально. Голубыми трассами изображены результаты коридорной суммы ВСП, т.е. выделенные и привязанные к скважине отражения по данным ВСП. По горизонтальной оси отложены общие глубинные точки (ОГТ). 61 ВСП по методике вертикально падающих волн Продольные и поперечные волны высокой надежности, полученные от источника продольных волн Сейсмический разрез по данным поверхностной сейсморазведки 10 ОГТ 10 ОГТ Волна Р на вертикальной компоненте 0,50 Волны сдвига минимальной энергии на горизонтальной компоненте Волны сдвига максимальной энергии на горизонтальной компоненте 0 0,5 Прямая падающая волна Р 1,0 1,00 Время пробега, с Двойное время пробега, с 0,75 Зона выклинивания Разрывное нарушение 1,25 Падающая волна Р, преобразованная в волну S 1,5 Прямая падающая волна S 2,0 Разрывное нарушение 1,50 Рис. 20. Сейсмический разрез, полученный по данным ВСП по методике вертикально падающих волн, характеризующийся более высоким разрешением в области ниже наклонной скважины, чем разрез по данным поверхностной сейсморазведки. На разрезе по данным ВСП (левый снимок) выявляются разрывные нарушения и стратиграфические выклинивания, которые не прослеживаются на первоначальном сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки (правый снимок). Отраженная поперечная волна SS 2,5 500 1000 1500 2000 2500 3000 500 62 1500 2000 2500 3000 500 1000 1500 2000 2500 3000 Расстояние, м Рис. 22. Многокомпонентные данные, полученные по ближнему пункту ВСП в вертикальной скважине, в результате обработки которых получены поля волн Р и S. Схема наблюдений с источником, расположенным возле буровой установки, и приемниками, находящимися в вертикальной скважине, не является идеальной для регистрации энергии поперечных волн. Однако, с помощью прибора VSI получаются отличные многокомпонентные данные. Вертикальная компонента (левый снимок) содержит вступления волн Р. Две горизонтальные компоненты прибора математически поворачиваются и образуют одну компоненту, ориентированную по направлению минимальной (центральный снимок) и максимальной (правый снимок) энергии волн S. СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ АМЕРИКИ Осадочный бассейн Бургос М Е К С И К Месторождение Куитлахуак А Мехико ЦЕНТРАЛЬНАЯ АМЕРИКА Рис. 21. Месторождение Куитлахуак, расположенное в осадочном бассейне Бургос в Мексике и эксплуатирующееся с 1951 года. Проведенные на этом месторождении многокомпонентные ВСП позволили компании РЕМЕХ выявить участки залежей, в которых находятся пропущенные ранее углеводороды. Нефтегазовое Обозрение тью регистрируется трехкомпонентное волновое поле и получаются точные волновые поля Р и S. Это происходит даже в тех случаях, когда тип источника и схема наблюдения неблагоприятны.9 Пример месторождения Куитлахуак показывает сильные сигналы поперечных волн от вибрационного источника, рассчитанного на излучение только волн Р, по схеме ближнего пункта ВСП и почти горизонтальном залегании слоев (рис. 22). На сейсмограммах поперечных волн наблюдается ожидаемая падающая волна Р и обменные Р-волны, образованные как падающими, так и восходящими поперечными волнами. Кроме того, отмечается волна S, распространяющаяся непосредственно от источника вместе с отраженными поперечными волнами. В результате обработки данных ближнего пункта ВСП для выделения однотипных отраженных волн РР и SS, получаются две коридорные суммы ВСП, которые можно сравнивать с синтетическими сейсмограммами, рассчитанными по данным акустического каротажа с источником продольных волн и дипольным источником поперечных волн, и увязанными со скоростями, найденными по данным ВСП (рис. 23). Отличное 9. Armstrong P, Verliac M, Monroy N, Ramirez HB and Leite AO: “Shear Wave Applications from Zero-Offset VSP Data,” presented at the 63rd EAGE Conference and Technical Exhibition, Amsterdam, The Netherlands, June 11–15, 2001. Осень 2005 Синтетическая сейсмограмма 1000 Трассы коридорных сумм ВСП Акустическая жесткость 2800 12 000 Синтетическая сейсмограмма Трассы коридорных сумм ВСП Акустическая жесткость 2000 7000 1200 1400 1600 1800 Глубина, м сейсморазведки (рис. 20). Были выявлены разрывные нарушения и дополнительные зоны выклинивания, которые могли бы повлиять на успешность предложенной боковой скважины и последующую эксплуатацию. Аналогичные сейсмические исследования через бурильные трубы проводились в скважинах, отклоняющихся от вертикали с 7 до 90 градусов. В богатой газом провинции осадочного бассейна Бургос на севере Мексики компания РЕМЕХ реактивирует месторождение Куитлахуак (рис. 21). Начиная с 1951 года, добыча на месторождении площадью 200 кв. км (78 кв. миль) ведется из продуктивных пластов олигоценового возраста. Месторождение состоит приблизительно из 20 песчаных залежей, разорванных сбросами преимущественно северо-западного направления. Каждый блок образует отдельный эксплуатационный район, характеризующийся своими давлениями и сейсмическими скоростями. Инженеры компании РЕМЕХ искали новую технологию, которая позволила бы выявлять участки разреза, содержащие углеводороды, и достигли успеха, применив регистрирующую систему VSI для скважинных сейсмических исследований. Используя скорости распространения продольных Р и поперечных S волн и значения импеданса, найденные по данным продольных и непродольных ВСП, интерпретаторы собираются проследить литологию и содержащие углеводороды пласты, чтобы обосновать выбор мест расположения будущих скважин. При помощи прибора VSI, с высокой надежнос- 1000 Расстояние, м Расстояние, м 2000 2200 2400 2600 2800 3000 3200 Рис. 23. Сравнение трасс коридорных сумм ВСП по Р- и S-волнам компании РЕМЕХ, синтетических сейсмограмм и расчетных кривых акустической жесткости для волн Р и S. Высокая степень согласования между коридорными суммами ВСП и синтетическими сейсмограммами указывает на то, что кривые акустической жесткости хорошо отражают поведение упругих параметров в нижележащей осадочной толще. 63 ВСП по методике вертикально падающих волн Продольные и поперечные волны высокой надежности, полученные от источника продольных волн Сейсмический разрез по данным поверхностной сейсморазведки 10 ОГТ 10 ОГТ Волна Р на вертикальной компоненте 0,50 Волны сдвига минимальной энергии на горизонтальной компоненте Волны сдвига максимальной энергии на горизонтальной компоненте 0 0,5 Прямая падающая волна Р 1,0 1,00 Время пробега, с Двойное время пробега, с 0,75 Зона выклинивания Разрывное нарушение 1,25 Падающая волна Р, преобразованная в волну S 1,5 Прямая падающая волна S 2,0 Разрывное нарушение 1,50 Рис. 20. Сейсмический разрез, полученный по данным ВСП по методике вертикально падающих волн, характеризующийся более высоким разрешением в области ниже наклонной скважины, чем разрез по данным поверхностной сейсморазведки. На разрезе по данным ВСП (левый снимок) выявляются разрывные нарушения и стратиграфические выклинивания, которые не прослеживаются на первоначальном сейсмическом разрезе по данным поверхностной сейсморазведки (правый снимок). Отраженная поперечная волна SS 2,5 500 1000 1500 2000 2500 3000 500 62 1500 2000 2500 3000 500 1000 1500 2000 2500 3000 Расстояние, м Рис. 22. Многокомпонентные данные, полученные по ближнему пункту ВСП в вертикальной скважине, в результате обработки которых получены поля волн Р и S. Схема наблюдений с источником, расположенным возле буровой установки, и приемниками, находящимися в вертикальной скважине, не является идеальной для регистрации энергии поперечных волн. Однако, с помощью прибора VSI получаются отличные многокомпонентные данные. Вертикальная компонента (левый снимок) содержит вступления волн Р. Две горизонтальные компоненты прибора математически поворачиваются и образуют одну компоненту, ориентированную по направлению минимальной (центральный снимок) и максимальной (правый снимок) энергии волн S. СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ АМЕРИКИ Осадочный бассейн Бургос М Е К С И К Месторождение Куитлахуак А Мехико ЦЕНТРАЛЬНАЯ АМЕРИКА Рис. 21. Месторождение Куитлахуак, расположенное в осадочном бассейне Бургос в Мексике и эксплуатирующееся с 1951 года. Проведенные на этом месторождении многокомпонентные ВСП позволили компании РЕМЕХ выявить участки залежей, в которых находятся пропущенные ранее углеводороды. Нефтегазовое Обозрение тью регистрируется трехкомпонентное волновое поле и получаются точные волновые поля Р и S. Это происходит даже в тех случаях, когда тип источника и схема наблюдения неблагоприятны.9 Пример месторождения Куитлахуак показывает сильные сигналы поперечных волн от вибрационного источника, рассчитанного на излучение только волн Р, по схеме ближнего пункта ВСП и почти горизонтальном залегании слоев (рис. 22). На сейсмограммах поперечных волн наблюдается ожидаемая падающая волна Р и обменные Р-волны, образованные как падающими, так и восходящими поперечными волнами. Кроме того, отмечается волна S, распространяющаяся непосредственно от источника вместе с отраженными поперечными волнами. В результате обработки данных ближнего пункта ВСП для выделения однотипных отраженных волн РР и SS, получаются две коридорные суммы ВСП, которые можно сравнивать с синтетическими сейсмограммами, рассчитанными по данным акустического каротажа с источником продольных волн и дипольным источником поперечных волн, и увязанными со скоростями, найденными по данным ВСП (рис. 23). Отличное 9. Armstrong P, Verliac M, Monroy N, Ramirez HB and Leite AO: “Shear Wave Applications from Zero-Offset VSP Data,” presented at the 63rd EAGE Conference and Technical Exhibition, Amsterdam, The Netherlands, June 11–15, 2001. Осень 2005 Синтетическая сейсмограмма 1000 Трассы коридорных сумм ВСП Акустическая жесткость 2800 12 000 Синтетическая сейсмограмма Трассы коридорных сумм ВСП Акустическая жесткость 2000 7000 1200 1400 1600 1800 Глубина, м сейсморазведки (рис. 20). Были выявлены разрывные нарушения и дополнительные зоны выклинивания, которые могли бы повлиять на успешность предложенной боковой скважины и последующую эксплуатацию. Аналогичные сейсмические исследования через бурильные трубы проводились в скважинах, отклоняющихся от вертикали с 7 до 90 градусов. В богатой газом провинции осадочного бассейна Бургос на севере Мексики компания РЕМЕХ реактивирует месторождение Куитлахуак (рис. 21). Начиная с 1951 года, добыча на месторождении площадью 200 кв. км (78 кв. миль) ведется из продуктивных пластов олигоценового возраста. Месторождение состоит приблизительно из 20 песчаных залежей, разорванных сбросами преимущественно северо-западного направления. Каждый блок образует отдельный эксплуатационный район, характеризующийся своими давлениями и сейсмическими скоростями. Инженеры компании РЕМЕХ искали новую технологию, которая позволила бы выявлять участки разреза, содержащие углеводороды, и достигли успеха, применив регистрирующую систему VSI для скважинных сейсмических исследований. Используя скорости распространения продольных Р и поперечных S волн и значения импеданса, найденные по данным продольных и непродольных ВСП, интерпретаторы собираются проследить литологию и содержащие углеводороды пласты, чтобы обосновать выбор мест расположения будущих скважин. При помощи прибора VSI, с высокой надежнос- 1000 Расстояние, м Расстояние, м 2000 2200 2400 2600 2800 3000 3200 Рис. 23. Сравнение трасс коридорных сумм ВСП по Р- и S-волнам компании РЕМЕХ, синтетических сейсмограмм и расчетных кривых акустической жесткости для волн Р и S. Высокая степень согласования между коридорными суммами ВСП и синтетическими сейсмограммами указывает на то, что кривые акустической жесткости хорошо отражают поведение упругих параметров в нижележащей осадочной толще. 63 Разрез ОГТ по ближним трассам, 0–20° Сравнение данных поверхностной сейсморазведки и дальнего пункта ВСП Поверхностный сейсмический разрез с наложенным на него разрезом по отраженным продольным волнам РР, построенным по данным непродольного ВСП Разрез ОГТ по самым дальним трассам, 40–60° Поверхностный сейсмический разрез с наложенным на него разрезом по отраженным обменным волнам РS, построенным по данным непродольного ВСП 0,8 Сильные амплитуды Слабые амплитуды 1,0 1,2 Двойное время пробега, с 1,4 1,6 Куб, составленный из ближних трасс, 0–20° Куб, составленный из самых дальних трасс, 40–60° 1,8 2,0 Аномалия типа «тусклое пятно» Аномалия типа «яркое пятно» 2,2 2,4 2,6 2,8 380 м 720 м Рис. 25. Куполообразная структура в пределах глубоководного шельфа Нигерии, разведанная компанией TotalFinaElf, характеризующаяся сильными изменениями амплитуд с удалением (AVO). Сейсмический разрез пространственного куба данных, содержащего только отражения, регистрируемые на ближних удалениях (верхний левый снимок), характеризуется наличием низких амплитуд у горизонтальной пачки, залегающей вблизи от свода купола. Сечение куба, содержащего только отражения, регистрируемые на больших удалениях (верхний правый снимок), характеризуется сильными амплитудами. На горизонтальном сечении куба ближних удалений (нижний левый снимок) отмечаются низкие амплитуды (тусклое пятно) в пределах всей сводовой части купола. На горизонтальном сечении куба больших удалений, соответствующем тому же самому значению времени отражения (нижний правый снимок), отмечаются большие амплитуды (яркое пятно) по разрезу через свод. Рис. 24. Сравнение сейсмического разреза по данным поверхностной сейсморазведки с разрезами по данным дальнего пункта ВСП для отраженных продольных РР- и отраженных обменных РS-волн. Там, где продуктивные пласты пересекаются со скважиной, они выделены желтым цветом. Региональное нарушение показано красным цветом. На разрезах ВСП четче выделяются разрывные нарушения более мелкого масштаба (голубой цвет) и прерывистые отражающие горизонты, о которых можно только догадываться на поверхностном сейсмическом разрезе (врезка). Разрез, построенный по отраженным волнам S (правый разрез), обладает большим разрешением по вертикали и поэтому изображает более тонкие особенности, чем разрез, построенный по отраженным волнам Р (левый разрез). сходство между этими сейсмограммами свидетельствует о том, что модель распределения акустических жесткостей совпадает с параметрами слоев в непосредственной близости от скважины и что на данном месторождении амплитуды сейсмических волн при нормальном падении можно использовать для определения параметров продуктивных пластов. Данные дальнего пункта ВСП были обработаны с целью получения сейсмических разрезов. На одном из разрезов представлены 64 обычные отражения РР, а на другом наблюдаются обменные отраженные волны РS. Оба сейсмических изображения по данным ВСП хорошо согласуются с сейсмическим разрезом по данным поверхностной сейсморазведки в районе скважины (рис. 24). Компания РЕМЕХ планирует использовать информацию о скоростях продольных и поперечных волн и импедансах, полученную по данным ближнего и дальнего пунктов ВСП, чтобы устанавливать разумные рамки при оп- ределении литологии пластов и содержащихся в них флюидов по имеющимся поверхностным сейсмическим данным и многокомпонентным наблюдениям. Считается, что сведения о скоростях и затухании волн, получаемые по данным ВСП, должны помогать при обработке поверхностных многокомпонентных наблюдений и вносить большую ясность в вопрос о выявлении на месторождении Куитлахуак пропущенных ранее углеводородов. Нефтегазовое Обозрение Показатели наличия углеводородов При разведке у побережья Нигерии глубоководного морского месторождения, принадлежащего компании TotalFinaElf (в настоящее время Total), исследователи оказались в незавидной ситуации, связанной с необходимостью оценки структуры, в которой многими интерпретаторами-геофизиками предполагалось наличие углеводородов. Особенностями сейс- Осень 2005 мического изображения этого купола на материалах поверхностной сейсморазведки являются незначительные амплитуды отражений на малых удалениях от источника и большие амплитуды отражений на трассах, зарегистрированных на больших удалениях от источника (рис. 25). Подобное изменение амплитуды в зависимости от удаления точки регистрации от источника (AVO), иногда назы- ваемое изменением амплитуды от угла (AVA), характерно для многих заполненных углеводородами песчаных пластов.10 Однако, 10. Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S and Skidmore C: “Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5, no. 1 (January 1993): 42–50. Leaney WS, Hope RR, Tcherkashnev S and Wheeler M: “Long-Offset AVO and Anisotropy Calibration Deep Offshore Nigeria,” presented at the 64th EAGE Conference and Technical Exhibition, Florence, Italy, May 27–30, 2002. 65 Разрез ОГТ по ближним трассам, 0–20° Сравнение данных поверхностной сейсморазведки и дальнего пункта ВСП Поверхностный сейсмический разрез с наложенным на него разрезом по отраженным продольным волнам РР, построенным по данным непродольного ВСП Разрез ОГТ по самым дальним трассам, 40–60° Поверхностный сейсмический разрез с наложенным на него разрезом по отраженным обменным волнам РS, построенным по данным непродольного ВСП 0,8 Сильные амплитуды Слабые амплитуды 1,0 1,2 Двойное время пробега, с 1,4 1,6 Куб, составленный из ближних трасс, 0–20° Куб, составленный из самых дальних трасс, 40–60° 1,8 2,0 Аномалия типа «тусклое пятно» Аномалия типа «яркое пятно» 2,2 2,4 2,6 2,8 380 м 720 м Рис. 25. Куполообразная структура в пределах глубоководного шельфа Нигерии, разведанная компанией TotalFinaElf, характеризующаяся сильными изменениями амплитуд с удалением (AVO). Сейсмический разрез пространственного куба данных, содержащего только отражения, регистрируемые на ближних удалениях (верхний левый снимок), характеризуется наличием низких амплитуд у горизонтальной пачки, залегающей вблизи от свода купола. Сечение куба, содержащего только отражения, регистрируемые на больших удалениях (верхний правый снимок), характеризуется сильными амплитудами. На горизонтальном сечении куба ближних удалений (нижний левый снимок) отмечаются низкие амплитуды (тусклое пятно) в пределах всей сводовой части купола. На горизонтальном сечении куба больших удалений, соответствующем тому же самому значению времени отражения (нижний правый снимок), отмечаются большие амплитуды (яркое пятно) по разрезу через свод. Рис. 24. Сравнение сейсмического разреза по данным поверхностной сейсморазведки с разрезами по данным дальнего пункта ВСП для отраженных продольных РР- и отраженных обменных РS-волн. Там, где продуктивные пласты пересекаются со скважиной, они выделены желтым цветом. Региональное нарушение показано красным цветом. На разрезах ВСП четче выделяются разрывные нарушения более мелкого масштаба (голубой цвет) и прерывистые отражающие горизонты, о которых можно только догадываться на поверхностном сейсмическом разрезе (врезка). Разрез, построенный по отраженным волнам S (правый разрез), обладает большим разрешением по вертикали и поэтому изображает более тонкие особенности, чем разрез, построенный по отраженным волнам Р (левый разрез). сходство между этими сейсмограммами свидетельствует о том, что модель распределения акустических жесткостей совпадает с параметрами слоев в непосредственной близости от скважины и что на данном месторождении амплитуды сейсмических волн при нормальном падении можно использовать для определения параметров продуктивных пластов. Данные дальнего пункта ВСП были обработаны с целью получения сейсмических разрезов. На одном из разрезов представлены 64 обычные отражения РР, а на другом наблюдаются обменные отраженные волны РS. Оба сейсмических изображения по данным ВСП хорошо согласуются с сейсмическим разрезом по данным поверхностной сейсморазведки в районе скважины (рис. 24). Компания РЕМЕХ планирует использовать информацию о скоростях продольных и поперечных волн и импедансах, полученную по данным ближнего и дальнего пунктов ВСП, чтобы устанавливать разумные рамки при оп- ределении литологии пластов и содержащихся в них флюидов по имеющимся поверхностным сейсмическим данным и многокомпонентным наблюдениям. Считается, что сведения о скоростях и затухании волн, получаемые по данным ВСП, должны помогать при обработке поверхностных многокомпонентных наблюдений и вносить большую ясность в вопрос о выявлении на месторождении Куитлахуак пропущенных ранее углеводородов. Нефтегазовое Обозрение Показатели наличия углеводородов При разведке у побережья Нигерии глубоководного морского месторождения, принадлежащего компании TotalFinaElf (в настоящее время Total), исследователи оказались в незавидной ситуации, связанной с необходимостью оценки структуры, в которой многими интерпретаторами-геофизиками предполагалось наличие углеводородов. Особенностями сейс- Осень 2005 мического изображения этого купола на материалах поверхностной сейсморазведки являются незначительные амплитуды отражений на малых удалениях от источника и большие амплитуды отражений на трассах, зарегистрированных на больших удалениях от источника (рис. 25). Подобное изменение амплитуды в зависимости от удаления точки регистрации от источника (AVO), иногда назы- ваемое изменением амплитуды от угла (AVA), характерно для многих заполненных углеводородами песчаных пластов.10 Однако, 10. Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S and Skidmore C: “Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5, no. 1 (January 1993): 42–50. Leaney WS, Hope RR, Tcherkashnev S and Wheeler M: “Long-Offset AVO and Anisotropy Calibration Deep Offshore Nigeria,” presented at the 64th EAGE Conference and Technical Exhibition, Florence, Italy, May 27–30, 2002. 65 Вода фф р 0 Нефть Газ –0,1 –0,2 0 10 20 30 40 50 60 70 Угол падения волны, градусы Рис. 26. Изменение амплитуд в зависимости от угла (AVA) в случае продуктивного пласта в условиях глубоководного шельфа Нигерии. Для большинства углов падения отражения от нефте- и водосодержащих песчаных пластов имеют небольшие амплитуды, но небольшие различия могут помочь отличить одни от других. Если предположить, что литологический состав и степень насыщенности постоянны, то амплитуды отражений от водонасыщенной части разреза будут уменьшаться от небольших положительных до почти нулевых при углах падения около 40° и затем становиться большими положительными. Амплитуды отражений от нефтеносных пластов при удалениях, близких к нулевым, небольшие положительные, затем меняют свою полярность при углах падения между 10° и 20° и остаются отрицательными, убывая до нуля при 60°. ОСТ Направление увеличения удаления Анизотропная модель Направление увеличения удаления Изотропная модель Направление увеличения удаления Рис. 27. Сравнение зависимостей AVO, полученных при трехмерной сейсмической съемке на поверхности (левая сейсмограмма), с расчетными зависимостями, найденными с учетом анизотропной (центральная сейсмограмма) и изотропной (правая сейсмограмма) моделей скоростей. В изотропном и анизотропном случаях изменение амплитуд с удалением происходит аналогичным образом, но можно выделить небольшие различия (стрелки), которые свидетельствуют, что лучшее соответствие наблюдается между поверхностной сейсмограммой общей средней точки (ОСТ) и анизотропной синтетической сейсмограммой. Верхняя стрелка указывает на смену полярности амплитуд, которые изменяются от небольших положительных при нулевом удалении до больших отрицательных при больших удалениях. В районе нижней стрелки амплитуды изменяются от небольших отрицательных при нулевом удалении до более отрицательных на больших удалениях. 66 водоносные песчаные пласты могут иметь аналогичное отображение (рис. 26). Для компании TotalFinaElf исследования прошли успешно — при разведочном бурении были обнаружены значительные запасы нефти. Следующей сложной задачей стало использование скважинных данных при оптимизации буровых работ для оценки размеров залежи и снижения рисков, связанных с разработкой месторождения. Эта задача заключалась в экстраполяции сведений о литологии и флюидах за пределы ствола скважины, опираясь на связи между поведением сейсмических амплитуд в зависимости от удаления и изменением петрофизических параметров. Характеристики флюидов и продуктивных пластов, получаемые в результате измерений в скважинах, играют роль важных ограничивающих условий при интерпретации изменений амплитуд сейсмической записи. Составить представление об изменениях характеристик флюидов и пластов вдали от ствола скважины можно путем сравнения фактических зависимостей амплитуды от удаления (AVO) с модельными отражениями. Если в каком-либо из вышележащих слоев присутствует анизотропия, ее следует включить в модель. Анизотропия меняет углы распространения и отражения сейсмических сигналов и тем самым оказывает влияние на интерпретацию зависимостей амплитуд от удалений. Уровенные ВСП с использованием больших удалений источников от устья скважины позволяют получать скважинные зависимости AVO, в то время как данные плотностного и акустического каротажа на продольных и поперечных волнах являются необходимыми исходными параметрами для создания упругой модели. В этом случае, скорости по данным акустического каротажа также являются надежным признаком наличия нефти в пласте и в этом смысле значительно дополняют информацию, полученную по удельным электрическим сопротивлениям, характеризующим зону коллектора (рис. 28). Преимущество способа оценки содержания флюидов по данным акустического каротажа заключается в возможности использования в более широком масштабе информации о насыщенности углеводородами при моделировании сейсмических AVO. Разведочная площадь компании TotalFinaElf была изучена в пределах более чем километрового интервала разреза по вертикали с использованием AVO при больших удалениях, полученных по данным 72-уровенного ВСП, а также промежуточного и окончательного ближнего пункта ВСП, причем все ВСП были Нефтегазовое Обозрение отработаны с помощью прибора VSI. На графике сравнения измеренных времен пробега с расчетными, четко видно влияние анизотропии на времена вступлений волн, регистрируемых при уровенном ВСП. При сравнении фактических времен с временами, рассчитанными в предположении изотропной скоростной модели, разность между ними, называе- мая остаточными временами, растет с удалением. При хорошем согласовании остаточные времена равны нулю (рис. 29). Когда фактические времена сравниваются с временами, рассчитанными по анизотропной модели, представленной вертикально-поперечной изотропной средой с вертикальной осью симметрии (VTI), остаточные аномалии невелики, Насыщенность по данным акустического каротажа Vp /Vs измеренное Vp /Vs вода Vp /Vs нефть 1,50 Vp /Vs 2,25 1,50 Нефтенасыщение 2,25 0 1,0 100 Удельное электрическое сопротивление Ом-м близки к нулю, что указывает на хорошее совпадение реальности с моделью.11 Влияние анизотропии на характер зависимости AVO более тонкое, но, тем не менее, очевидное для геофизиков-интерпретаторов. Сравнение зависимостей AVO, полученных по материалам поверхностных сейсмических наблюдений, с AVO синтетических трасс, рассчитанных для анизотропной и изотропной моделей, показывает, что анизотропная модель лучше согласуется с фактическими данными (рис. 27). Этот факт говорит о том, что при 11. Трансверсально-изотропная среда имеет вертикальную ось симметрии. Упругие свойства могут изменяться по вертикали, но сохраняют свое постоянство по любому горизонтальному направлению. 750 Остаточные аномалии времен пробега прямой волны по данным уровенного ВСП 0,01 0 –0,01 –0,02 Время пробега, с Изменение амплитуды в зависимости от угла падения волны (AVA) 0,1 Анизотропная модель Изотропная модель –0,03 –0,04 –0,05 –0,06 –0,07 Рис. 28. Найденная по величине отношения Vp/Vs насыщенность углеводородами одного из пластов, вскрытых на глубоководном шельфе Нигерии. Для некоторых пластов, включая упомянутый выше пласт, отношение Vp/Vs служит индикатором насыщенности углеводородами. В первой колонке приведены значения отношения Vp/Vs для трех случаев: насыщения нефтью (зеленая кривая), насыщения водой (синяя кривая) и по данным каротажа (красная кривая). Модельные значения Vp/Vs рассчитаны способом замещения флюидов, по методу Гассмана. Входными параметрами являются интервальные времена продольных и поперечных волн по данным акустического каротажа, плотности и данные гамма-каротажа. Во второй колонке приведены максимальные (зеленым цветом) и минимальные (голубым цветом) значения отношения Vp/Vs, рассчитанные или измеренные для каждой отметки глубин. Зеленым цветом выделены интервалы продуктивных пластов, где отношение Vp/Vs может служить признаком наличия углеводородов. В третьей колонке приводятся значения нефтенасыщенности, определенные путем сравнения модельных отношений Vp/Vs с фактическими значениями. Удельные сопротивления, найденные по данным индукционного каротажа с большой глубиной исследования (колонка 4), хорошо коррелируются с выделенными в колонке 3 интервалами нефтеносности, подтверждая информацию о содержании флюидов полученных только по данным акустического каротажа. Осень 2005 –0,08 –0,09 –0,10 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 Удаление, м Рис. 29. Времена пробега, найденные по данным уровенного ВСП, соответствуют анизотропной скоростной модели лучше, чем изотропной. Разности между фактическими временами вступлений и рассчитанными по модели называются остаточными временами. Остаточные времена при изотропной модели скоростей (красный цвет) растут с увеличением удаления. Измеренные времена вступлений намного меньше, что указывает на то, что фактические скорости по горизонтали превышают те их значения, которые предписываются изотропной моделью. Остаточные аномалии при анизотропной модели (зеленый цвет), которая допускает превышение скорости по горизонтали над скоростью по вертикали, невелики и устойчиво группируются около нулевых значений. Этот факт свидетельствует о том, что изученные уровенным ВСП пласты являются анизотропными. 67 Вода фф р 0 Нефть Газ –0,1 –0,2 0 10 20 30 40 50 60 70 Угол падения волны, градусы Рис. 26. Изменение амплитуд в зависимости от угла (AVA) в случае продуктивного пласта в условиях глубоководного шельфа Нигерии. Для большинства углов падения отражения от нефте- и водосодержащих песчаных пластов имеют небольшие амплитуды, но небольшие различия могут помочь отличить одни от других. Если предположить, что литологический состав и степень насыщенности постоянны, то амплитуды отражений от водонасыщенной части разреза будут уменьшаться от небольших положительных до почти нулевых при углах падения около 40° и затем становиться большими положительными. Амплитуды отражений от нефтеносных пластов при удалениях, близких к нулевым, небольшие положительные, затем меняют свою полярность при углах падения между 10° и 20° и остаются отрицательными, убывая до нуля при 60°. ОСТ Направление увеличения удаления Анизотропная модель Направление увеличения удаления Изотропная модель Направление увеличения удаления Рис. 27. Сравнение зависимостей AVO, полученных при трехмерной сейсмической съемке на поверхности (левая сейсмограмма), с расчетными зависимостями, найденными с учетом анизотропной (центральная сейсмограмма) и изотропной (правая сейсмограмма) моделей скоростей. В изотропном и анизотропном случаях изменение амплитуд с удалением происходит аналогичным образом, но можно выделить небольшие различия (стрелки), которые свидетельствуют, что лучшее соответствие наблюдается между поверхностной сейсмограммой общей средней точки (ОСТ) и анизотропной синтетической сейсмограммой. Верхняя стрелка указывает на смену полярности амплитуд, которые изменяются от небольших положительных при нулевом удалении до больших отрицательных при больших удалениях. В районе нижней стрелки амплитуды изменяются от небольших отрицательных при нулевом удалении до более отрицательных на больших удалениях. 66 водоносные песчаные пласты могут иметь аналогичное отображение (рис. 26). Для компании TotalFinaElf исследования прошли успешно — при разведочном бурении были обнаружены значительные запасы нефти. Следующей сложной задачей стало использование скважинных данных при оптимизации буровых работ для оценки размеров залежи и снижения рисков, связанных с разработкой месторождения. Эта задача заключалась в экстраполяции сведений о литологии и флюидах за пределы ствола скважины, опираясь на связи между поведением сейсмических амплитуд в зависимости от удаления и изменением петрофизических параметров. Характеристики флюидов и продуктивных пластов, получаемые в результате измерений в скважинах, играют роль важных ограничивающих условий при интерпретации изменений амплитуд сейсмической записи. Составить представление об изменениях характеристик флюидов и пластов вдали от ствола скважины можно путем сравнения фактических зависимостей амплитуды от удаления (AVO) с модельными отражениями. Если в каком-либо из вышележащих слоев присутствует анизотропия, ее следует включить в модель. Анизотропия меняет углы распространения и отражения сейсмических сигналов и тем самым оказывает влияние на интерпретацию зависимостей амплитуд от удалений. Уровенные ВСП с использованием больших удалений источников от устья скважины позволяют получать скважинные зависимости AVO, в то время как данные плотностного и акустического каротажа на продольных и поперечных волнах являются необходимыми исходными параметрами для создания упругой модели. В этом случае, скорости по данным акустического каротажа также являются надежным признаком наличия нефти в пласте и в этом смысле значительно дополняют информацию, полученную по удельным электрическим сопротивлениям, характеризующим зону коллектора (рис. 28). Преимущество способа оценки содержания флюидов по данным акустического каротажа заключается в возможности использования в более широком масштабе информации о насыщенности углеводородами при моделировании сейсмических AVO. Разведочная площадь компании TotalFinaElf была изучена в пределах более чем километрового интервала разреза по вертикали с использованием AVO при больших удалениях, полученных по данным 72-уровенного ВСП, а также промежуточного и окончательного ближнего пункта ВСП, причем все ВСП были Нефтегазовое Обозрение отработаны с помощью прибора VSI. На графике сравнения измеренных времен пробега с расчетными, четко видно влияние анизотропии на времена вступлений волн, регистрируемых при уровенном ВСП. При сравнении фактических времен с временами, рассчитанными в предположении изотропной скоростной модели, разность между ними, называе- мая остаточными временами, растет с удалением. При хорошем согласовании остаточные времена равны нулю (рис. 29). Когда фактические времена сравниваются с временами, рассчитанными по анизотропной модели, представленной вертикально-поперечной изотропной средой с вертикальной осью симметрии (VTI), остаточные аномалии невелики, Насыщенность по данным акустического каротажа Vp /Vs измеренное Vp /Vs вода Vp /Vs нефть 1,50 Vp /Vs 2,25 1,50 Нефтенасыщение 2,25 0 1,0 100 Удельное электрическое сопротивление Ом-м близки к нулю, что указывает на хорошее совпадение реальности с моделью.11 Влияние анизотропии на характер зависимости AVO более тонкое, но, тем не менее, очевидное для геофизиков-интерпретаторов. Сравнение зависимостей AVO, полученных по материалам поверхностных сейсмических наблюдений, с AVO синтетических трасс, рассчитанных для анизотропной и изотропной моделей, показывает, что анизотропная модель лучше согласуется с фактическими данными (рис. 27). Этот факт говорит о том, что при 11. Трансверсально-изотропная среда имеет вертикальную ось симметрии. Упругие свойства могут изменяться по вертикали, но сохраняют свое постоянство по любому горизонтальному направлению. 750 Остаточные аномалии времен пробега прямой волны по данным уровенного ВСП 0,01 0 –0,01 –0,02 Время пробега, с Изменение амплитуды в зависимости от угла падения волны (AVA) 0,1 Анизотропная модель Изотропная модель –0,03 –0,04 –0,05 –0,06 –0,07 Рис. 28. Найденная по величине отношения Vp/Vs насыщенность углеводородами одного из пластов, вскрытых на глубоководном шельфе Нигерии. Для некоторых пластов, включая упомянутый выше пласт, отношение Vp/Vs служит индикатором насыщенности углеводородами. В первой колонке приведены значения отношения Vp/Vs для трех случаев: насыщения нефтью (зеленая кривая), насыщения водой (синяя кривая) и по данным каротажа (красная кривая). Модельные значения Vp/Vs рассчитаны способом замещения флюидов, по методу Гассмана. Входными параметрами являются интервальные времена продольных и поперечных волн по данным акустического каротажа, плотности и данные гамма-каротажа. Во второй колонке приведены максимальные (зеленым цветом) и минимальные (голубым цветом) значения отношения Vp/Vs, рассчитанные или измеренные для каждой отметки глубин. Зеленым цветом выделены интервалы продуктивных пластов, где отношение Vp/Vs может служить признаком наличия углеводородов. В третьей колонке приводятся значения нефтенасыщенности, определенные путем сравнения модельных отношений Vp/Vs с фактическими значениями. Удельные сопротивления, найденные по данным индукционного каротажа с большой глубиной исследования (колонка 4), хорошо коррелируются с выделенными в колонке 3 интервалами нефтеносности, подтверждая информацию о содержании флюидов полученных только по данным акустического каротажа. Осень 2005 –0,08 –0,09 –0,10 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 Удаление, м Рис. 29. Времена пробега, найденные по данным уровенного ВСП, соответствуют анизотропной скоростной модели лучше, чем изотропной. Разности между фактическими временами вступлений и рассчитанными по модели называются остаточными временами. Остаточные времена при изотропной модели скоростей (красный цвет) растут с увеличением удаления. Измеренные времена вступлений намного меньше, что указывает на то, что фактические скорости по горизонтали превышают те их значения, которые предписываются изотропной моделью. Остаточные аномалии при анизотропной модели (зеленый цвет), которая допускает превышение скорости по горизонтали над скоростью по вертикали, невелики и устойчиво группируются около нулевых значений. Этот факт свидетельствует о том, что изученные уровенным ВСП пласты являются анизотропными. 67 0,5 2 8 2 3 500 Анизотропная модель –0,025 1000 1500 2000 2500 3000 Изотропная модель –0,050 –0,075 3500 –0,100 4000 4500 –0,125 –4000 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 4000 Удаление от источника сигнала, м Рис. 30. Упругая модель (слева) морского месторождения в Западной Африке, первоначально построенная по данным акустического и плотностного каротажа и уточненная путем учета анизотропии в пластах глинистых сланцев. Глинистые сланцы выделяются по признаку превышения величины отношения Vp/Vs значения 1,85. График остаточных времен (справа) характеризует разность между наблюденными временами пробега и рассчитанными по изотропной (красный цвет) и анизотропной (зеленый цвет) моделям. Зависимости AVO для наблюденных отражений продольных волн Модельные кривые AVO отражений РР для среды VTI 4,000 Двойное время пробега, с 4,025 4,050 4,075 4,100 4,125 4,150 4,175 4,200 –4000 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 4000 –4000 –3000 –2000 Удаление, м –1000 0 1000 2000 3000 4000 Удаление, м Рис. 31. Сравнение зависимостей AVO для наблюденных трасс уровенного ВСП (слева) с зависимостями, рассчитанными для анизотропных пород (справа), находящихся в продуктивном пласте, обнаруженном на глубоководном шельфе (красная горизонтальная линия). Амплитуды изменяются от пренебрежимо малых при нулевом удалении до больших отрицательных при больших удалениях. Данные плотностного каротажа (голубая кривая), представленная в центре диаграммы AVO для наблюденных трасс (слева) смещается влево на продуктивных пластах. моделировании эффектов AVO важно учитывать анизотропию. Если скоростная модель неправильная, то зависимости AVO могут быть неправильно интерпретированы и приписаны изменениям, не связанным с литологией или содержанием флюидов. Большой объем данных скважинной геофизики, полученный при исполнении данного 68 проекта, позволил увязать петрофизические, флюидные и упругие свойства разреза скважины с сейсмическими зависимостями AVO, которые можно интерпретировать в стороне от скважины. Учет анизотропии в геологической модели среды позволит уверенно экстраполировать содержащуюся в AVO информацию. Геофизики компании TotalFinaElf надеются ис- пользовать информацию, полученную по уровенным ВСП в обработке данных 3Д морской сейсморазведки, полученных на данном месторождении, в анизотропной временной миграции по графу скважиная калибровка. На другой площади, расположенной на глубоководном шельфе Западной Африки, пробуренная почти вертикально разведочная скважи- Нефтегазовое Обозрение 12. Dingwall S, Puech JC and Louden F: “Resolving an AVO Ambiguity with Borehole Acoustic Data — A Case Study,” presented at the 65th EAGE Conference and Technical Exhibition, Stavanger, Norway, June 2–3, 2003. Осень 2005 Объект 1 Объект 2 Объект 3 Vp /Vs 1,2 0 Объект 4 4,48 1,95 2,95 1 3 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Удаление, м Анизотропная модель 3,92 Объект 1 Объект 2 Объект 3 Vp /Vs 1,0 0 Vp / Vs Плотность, г/см3 Vh / Vv Изотропная модель 3,92 Плотность, г/см3 4 0 г/см3 2500 2,0 2,5 Остаточные времена время, с Фактическая вертикальная глубина от уровня моря, м 0 Vs на вскрыла первый пласт предположительно многопластового месторождения.12 Для того, чтобы дать оценку качеству продуктивного пласта в стороне от скважины, геофизики решили изучить и эталонировать зависимости от удалений амплитуд отражений от верхней залежи. Зависимость AVO, полученная путем решения прямой задачи для изотропной среды, в районе залежи оказалась плоской. В то же время, на сейсмограммах ОСТ залежи соответствовало значительное усиление амплитуд с ростом удаления. Было решено определить анизотропию в вышележащей толще и глинистых пропластках, а также получить детальные изображения нижележащих продуктивных горизонтов. Были отработаны два перпендикулярных уровенных ВСП с использованием 8-уровенного прибора VSI, закрепленного против интервала глинистых сланцев над продуктивными пластами. На стадии проектирования выяснилось, что при ожидаемых скоростях и геологическом строении, длины линий источников порядка 4,5 км (2,8 мили) будет достаточно, чтобы регистрировать прямые и отраженные волны в том диапазоне углов, который будет удобен для построения зависимостей AVO, характеризующих целевой горизонт, залегающий на глубине приблизительно 3900 м (12 795 футов). Обе линии наблюдений пересекались на устье скважины. Точность размещения источников гарантировалась применением навигационной системы SWINGS. Качество данных было отличным. При измерении анизотропии и выявлении аномалий AVO требуется проводить сравнение между данными уровенного ВСП и синтетическими сейсмограммами, рассчитанными для изотропной упругой модели. Упругая модель была построена по данным дипольного акустического и плотностного каротажей и продолжена вверх до морского дна с использованием оценок скоростей и плотностей, найденных по характеру их связи со степенью уплотнения пород и их литологическим составом (рис. 30). Усложнение данной модели за счет включения анизотропии было сделано путем обращения градиентов времен пробега в вертикально-поперечной изотропной среде с вертикальной осью симметрии (VTI). При этом использовались времена вступления волн по данным уровенного ВСП и калиброванная упругая модель. Анизотропию в обогащенных песками пластах модели можно было учесть путем регулирования порогового критерия Vp/Vs. Двойное время пробега, с Плотность Vp Коэфф. неэллипти- Акустич. жесткость чности Двойное время пробега, с Остаточные времена по данным уровенного ВСП Упругая модель Объект 4 4,48 1,95 2,95 1 3 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Удаление, м Рис. 32. Результаты изотропного (верхняя диаграмма) и анизотропного (нижняя диаграмма) моделирования кривых AVO для наблюдаемых на поверхности отражений от четырех продуктивных пластов. Наблюденные кривые AVO для самого верхнего пласта, т.е. объекта 1, представлены слева на рис. 31. Изотропная модель не дает для данного отражающего горизонта ощутимых изменений амплитуды с удалением. В то же время, анизотропная модель демонстрирует четкое повышение от небольших («тусклых») отрицательных амплитуд при нулевом удалении до больших («ярких») амплитуд на больших удалениях. Анизотропия оказалась значительной, скорости по горизонтали в глинистых сланцах превышают скорости по вертикали на 20%. Обработанные по способу AVO сейсмограммы общего пункта приема, составленные из трасс уровенного ВСП, хорошо коррелируются с синтетической сейсмограммой, рассчитанной по калиброванной модели VTI (рис. 31). Отличное качество увязки подтверждает правильность модели, использованной для математического моделирования зависимостей AVO. Анизотропия оказывает заметное влияние на характер зависимостей AVO и ее следует учитывать при анализе поведения кривых AVO на глубинах залегания целевых горизонтов (рис. 32). После включения в модель анизотропии, продуктивный пласт 1, который перед калибровкой по данным уровенного ВСП характеризовался неоднозначным поведением кривых AVO, начал демонстрировать четкое увеличение амплитуд с ростом удаления. Степень анизотропии оказалась выше, чем ожидалось при составлении проекта исследований. Это привело к столь радикальному изменению лучевых траекторий, что даже на самых больших удалениях не удавалось получать отражения от самого нижнего объекта под большими углами. При планировании будущих работ следует рассмотреть возможность использования очень больших удалений, если потребуется строить кривые AVO для подобных анизотропных пластов при углах отражения больших, чем 40°. 69 0,5 2 8 2 3 500 Анизотропная модель –0,025 1000 1500 2000 2500 3000 Изотропная модель –0,050 –0,075 3500 –0,100 4000 4500 –0,125 –4000 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 4000 Удаление от источника сигнала, м Рис. 30. Упругая модель (слева) морского месторождения в Западной Африке, первоначально построенная по данным акустического и плотностного каротажа и уточненная путем учета анизотропии в пластах глинистых сланцев. Глинистые сланцы выделяются по признаку превышения величины отношения Vp/Vs значения 1,85. График остаточных времен (справа) характеризует разность между наблюденными временами пробега и рассчитанными по изотропной (красный цвет) и анизотропной (зеленый цвет) моделям. Зависимости AVO для наблюденных отражений продольных волн Модельные кривые AVO отражений РР для среды VTI 4,000 Двойное время пробега, с 4,025 4,050 4,075 4,100 4,125 4,150 4,175 4,200 –4000 –3000 –2000 –1000 0 1000 2000 3000 4000 –4000 –3000 –2000 Удаление, м –1000 0 1000 2000 3000 4000 Удаление, м Рис. 31. Сравнение зависимостей AVO для наблюденных трасс уровенного ВСП (слева) с зависимостями, рассчитанными для анизотропных пород (справа), находящихся в продуктивном пласте, обнаруженном на глубоководном шельфе (красная горизонтальная линия). Амплитуды изменяются от пренебрежимо малых при нулевом удалении до больших отрицательных при больших удалениях. Данные плотностного каротажа (голубая кривая), представленная в центре диаграммы AVO для наблюденных трасс (слева) смещается влево на продуктивных пластах. моделировании эффектов AVO важно учитывать анизотропию. Если скоростная модель неправильная, то зависимости AVO могут быть неправильно интерпретированы и приписаны изменениям, не связанным с литологией или содержанием флюидов. Большой объем данных скважинной геофизики, полученный при исполнении данного 68 проекта, позволил увязать петрофизические, флюидные и упругие свойства разреза скважины с сейсмическими зависимостями AVO, которые можно интерпретировать в стороне от скважины. Учет анизотропии в геологической модели среды позволит уверенно экстраполировать содержащуюся в AVO информацию. Геофизики компании TotalFinaElf надеются ис- пользовать информацию, полученную по уровенным ВСП в обработке данных 3Д морской сейсморазведки, полученных на данном месторождении, в анизотропной временной миграции по графу скважиная калибровка. На другой площади, расположенной на глубоководном шельфе Западной Африки, пробуренная почти вертикально разведочная скважи- Нефтегазовое Обозрение 12. Dingwall S, Puech JC and Louden F: “Resolving an AVO Ambiguity with Borehole Acoustic Data — A Case Study,” presented at the 65th EAGE Conference and Technical Exhibition, Stavanger, Norway, June 2–3, 2003. Осень 2005 Объект 1 Объект 2 Объект 3 Vp /Vs 1,2 0 Объект 4 4,48 1,95 2,95 1 3 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Удаление, м Анизотропная модель 3,92 Объект 1 Объект 2 Объект 3 Vp /Vs 1,0 0 Vp / Vs Плотность, г/см3 Vh / Vv Изотропная модель 3,92 Плотность, г/см3 4 0 г/см3 2500 2,0 2,5 Остаточные времена время, с Фактическая вертикальная глубина от уровня моря, м 0 Vs на вскрыла первый пласт предположительно многопластового месторождения.12 Для того, чтобы дать оценку качеству продуктивного пласта в стороне от скважины, геофизики решили изучить и эталонировать зависимости от удалений амплитуд отражений от верхней залежи. Зависимость AVO, полученная путем решения прямой задачи для изотропной среды, в районе залежи оказалась плоской. В то же время, на сейсмограммах ОСТ залежи соответствовало значительное усиление амплитуд с ростом удаления. Было решено определить анизотропию в вышележащей толще и глинистых пропластках, а также получить детальные изображения нижележащих продуктивных горизонтов. Были отработаны два перпендикулярных уровенных ВСП с использованием 8-уровенного прибора VSI, закрепленного против интервала глинистых сланцев над продуктивными пластами. На стадии проектирования выяснилось, что при ожидаемых скоростях и геологическом строении, длины линий источников порядка 4,5 км (2,8 мили) будет достаточно, чтобы регистрировать прямые и отраженные волны в том диапазоне углов, который будет удобен для построения зависимостей AVO, характеризующих целевой горизонт, залегающий на глубине приблизительно 3900 м (12 795 футов). Обе линии наблюдений пересекались на устье скважины. Точность размещения источников гарантировалась применением навигационной системы SWINGS. Качество данных было отличным. При измерении анизотропии и выявлении аномалий AVO требуется проводить сравнение между данными уровенного ВСП и синтетическими сейсмограммами, рассчитанными для изотропной упругой модели. Упругая модель была построена по данным дипольного акустического и плотностного каротажей и продолжена вверх до морского дна с использованием оценок скоростей и плотностей, найденных по характеру их связи со степенью уплотнения пород и их литологическим составом (рис. 30). Усложнение данной модели за счет включения анизотропии было сделано путем обращения градиентов времен пробега в вертикально-поперечной изотропной среде с вертикальной осью симметрии (VTI). При этом использовались времена вступления волн по данным уровенного ВСП и калиброванная упругая модель. Анизотропию в обогащенных песками пластах модели можно было учесть путем регулирования порогового критерия Vp/Vs. Двойное время пробега, с Плотность Vp Коэфф. неэллипти- Акустич. жесткость чности Двойное время пробега, с Остаточные времена по данным уровенного ВСП Упругая модель Объект 4 4,48 1,95 2,95 1 3 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Удаление, м Рис. 32. Результаты изотропного (верхняя диаграмма) и анизотропного (нижняя диаграмма) моделирования кривых AVO для наблюдаемых на поверхности отражений от четырех продуктивных пластов. Наблюденные кривые AVO для самого верхнего пласта, т.е. объекта 1, представлены слева на рис. 31. Изотропная модель не дает для данного отражающего горизонта ощутимых изменений амплитуды с удалением. В то же время, анизотропная модель демонстрирует четкое повышение от небольших («тусклых») отрицательных амплитуд при нулевом удалении до больших («ярких») амплитуд на больших удалениях. Анизотропия оказалась значительной, скорости по горизонтали в глинистых сланцах превышают скорости по вертикали на 20%. Обработанные по способу AVO сейсмограммы общего пункта приема, составленные из трасс уровенного ВСП, хорошо коррелируются с синтетической сейсмограммой, рассчитанной по калиброванной модели VTI (рис. 31). Отличное качество увязки подтверждает правильность модели, использованной для математического моделирования зависимостей AVO. Анизотропия оказывает заметное влияние на характер зависимостей AVO и ее следует учитывать при анализе поведения кривых AVO на глубинах залегания целевых горизонтов (рис. 32). После включения в модель анизотропии, продуктивный пласт 1, который перед калибровкой по данным уровенного ВСП характеризовался неоднозначным поведением кривых AVO, начал демонстрировать четкое увеличение амплитуд с ростом удаления. Степень анизотропии оказалась выше, чем ожидалось при составлении проекта исследований. Это привело к столь радикальному изменению лучевых траекторий, что даже на самых больших удалениях не удавалось получать отражения от самого нижнего объекта под большими углами. При планировании будущих работ следует рассмотреть возможность использования очень больших удалений, если потребуется строить кривые AVO для подобных анизотропных пластов при углах отражения больших, чем 40°. 69 Разрез по данным поверхностной сейсморазведки в Западной Африке Проектная схема наблюдений при трехмерном ВСП Изображение данных уровенного ВСП Фактическая схема наблюдений при трехмерном ВСП Рис. 33. Разрез по данным поверхностной сейсморазведки, заимствованный из материалов трехмерной морской сейсморазведки на шельфе Западной Африки, и высокоразрешающее изображение данных уровенного ВСП, выполненного по тому же профилю. Синтетическая сейсмограмма (желтая) отмечает положение траектории скважины на разрезе по данным поверхностной сейсморазведки (слева). Данные уровенного ВСП (справа), мигрированные с использованием анизотропной скоростной модели, подчеркивают линии сбросов и другие виды разрывов слоев, невидимые на поверхностном сейсмическом разрезе. Анизотропная модель использовалась для миграции данных уровенного ВСП, в результате чего были получены высокоразрешающие изображения продуктивных пластов ниже скважины (рис. 33). Изображение данных уровенного ВСП по Р-волнам отлично увязывается с соответствующим сейсмическим разрезом, взятым из материалов трехмерной морской сейсморазведки, и освещает строение продуктивных пластов с большим разрешением, чем это возможно с помощью известных способов поверхностной сейсмической разведки. Трехмерные скважинные сейсмические исследования — 3Д ВСП Широкое применение трехмерных изображений при поверхностной сейсморазведке доказало большую ценность включения третьего измерения в процесс регистрации и обработки сейсмических данных. Фактически многие проблемы, связанные с изучением строения геологической среды не могут быть решены без проведения пространственных исследований. Если же какая-либо проблема требует еще проведения исследований в скважине, то в этом случае решением может стать трехмерное ВСП. 70 Для одной из действующих на морском шельфе нефтяных компаний, желающей получить высокоразрешающее трехмерное изображение свода открытой на глубоководье залежи, применение трехмерного ВСП оказалось весьма успешным. Перед указанными работами способом трехмерного ВСП были поставлены задачи: во-первых, получить более четкое представление об экранирующем разломе большой амплитуды, который был выявлен по данным поверхностной сейсморазведки, вовторых, уточнить выделенные в процессе интерпретации ловушки и стратиграфические изменения в своде структуры и, в-третьих, оптимизировать положение будущих дорогостоящих эксплутационных скважин. Предварительное моделирование показало, что максимальный объем данных при минимальном времени аренды скважины можно получить в том случае, если наблюдения будут производиться по спиральной схеме, а судноисточник будет перемещаться по строгой круговой траектории около скважины. Сначала должно быть отработано и проанализировано на месте 16-километровое (10-мильное) уровенное ВСП, чтобы подтвердить правильность параметров, запланированных для трехмерной съемки. Положение буровой установки 10 000 футов 10 000 футов Положение буровой установки 10 000 футов 10 000 футов Рис. 34. Проектная (слева) и фактическая (справа) схемы наблюдений по способу спирального трехмерного и уровенного ВСП. В обоих случаях данные регистрировались с помощью приборного зонда VSI с 20 челноками, расположенными на расстоянии 100 футов (30 м) друг от друга. Результаты 16-километрового (10-мильного) уровенного ВСП (красная линия на левом рисунке) позволили геофизикам подтвердить правильность выбранных для трехмерных исследований параметров приема. Центр спирали был смещен относительно буровой установки. Фактическая схема трехмерных наблюдений оказалась весьма близкой к проектной. На фактической схеме наблюдений красными крестиками обозначены источники, расположенные вдоль левого борта, а зелеными — вдоль правого борта. Прибор VSI с 20 зондами был видоизменен таким образом, чтобы увеличить шаг челноков до 100 футов. Длина зонда оказалась равной 2057 футов (627 м). В то время это был самый длинный приборный зонд, когда-либо спускавшийся в скважину на кабеле компанией Шлюмберже. Прибор регистрировал данные, находясь внутри 18-дюймовой обсадной колонны. Измеренные глубины регистрации изменялись от 11 725 до 9500 футов (от 3574 до 2896 м). Опасения относительно эффективности и быстроты размещения столь длинного прибора исчезли после того, как полевой отряд ВСП показал, что этот огромный зонд может быть спущен на место за полтора часа, т.е. почти в два раза быстрее, чем ожидали представители нефтяной компании. Приборный зонд оставался в том же самом положении при отработке уровенного и трехмерного ВСП. При проведении указанных комплексных исследований, в качестве источника использовалось судно Snapper, принадлежащее компании WesternGeco. Были выбраны следующие проектные параметры схемы наблюдений для трехмерного ВСП. Расстояние между пунктами взрыва равнялось 120 м (394 фута), расстояние между спиральными дугами составляло Нефтегазовое Обозрение 240 м (787 футов), а максимальный радиус спирали был равен 6 км (3,7 мили). Эти параметры были выбраны экспертами нефтяной компании с целью гарантии надлежащего качества изображений. После того, как было произведено последнее наблюдение обращенного ВСП, судно-источник Snapper расположилось в центре спирали, и была отработана съемка 3Д ВСП с использованием карусельной конфигурации источника, когда попеременно срабатывают пневмопушки, расположенные вдоль левого и правого бортов судна. Если начать работы из центра спирали, то можно успеть зарегистрировать наиболее важную часть данных даже в том случае, когда съемку придется отменить по причине непредвиденного ухудшения погодных условий. Фактическая схема наблюдений с высокой степенью точности соответствовала проектной (рис. 34). Представители нефтяной компании определили окончательные параметры спиральной схемы наблюдений после анализа результатов обработки данных уровенного ВСП на месте проведения полевых работ. При проведении трехмерного ВСП, приемная система должна не только хранить большие объемы данных, но и постоянно находиться в состо- Осень 2005 янии готовности записать следующее наблюдение. Время между возбуждениями называется временем цикла. При исполнении данного проекта работ на глубоководье, инженеры компании Шлюмберже планировали регистрировать данные при времени цикла 13 с и шаге дискретизации 2 мс, а фактически время цикла составило 12 с. Общее непроизводительное время составило всего 6% от 58 часов рабочего времени. Высокая разрешающая способность изображений и возможность изучения целевых объектов трехмерными модификациями ВСП и другими сложными методами скважинных сейсмических исследований базируется на целом ряде новейших разработок. Свой вклад в успешное проведение сейсмических исследований в скважинах вносят: тщательно сконструированный многокомпонентный прибор VSI и сопутствующая технология наблюдений; углубленное понимание процесса распространения волн в анизотропных средах и возможность моделирования трехмерного отклика геологической модели на сейсмическое воздействие. В некоторых областях все еще возможны усовершенствования. Одной из тем продолжающихся работ является характеристика сейсмического источника. Некоторые эксперты в обла- сти скважинных исследований считают, что для обеспечения полного сохранения амплитуд при последующей обработке скважинных сейсмических наблюдений необходима цифровая регистрация полной формы импульса источника при каждом возбуждении. Контроль за формой исходного импульса при каждом возбуждении позволяет отряду регистрации исправлять любые изменения в источнике или его поломки. Сохранение постоянства формы импульсов источника особенно желательно при обработке тех уровенных наблюдений, которые будут использоваться в качестве эталона для калибровки зависимостей амплитуды от удаления. Время, затраченное на тщательное проектирование скважинных сейсмических работ, на их производство и на обработку полученных данных, окупается путем достижения таких главных целей, как точные глубинные построения, создание высокоразрешающих сейсмических изображений, выявление тонких особенностей геологического разреза, надежная количественная оценка анизотропии, более уверенная интерпретация данных AVO относительно содержания флюидов и литологического состава, т.е. всего того, что направлено на снижение уровня риска при поисках нефти и газа. 71 Разрез по данным поверхностной сейсморазведки в Западной Африке Проектная схема наблюдений при трехмерном ВСП Изображение данных уровенного ВСП Фактическая схема наблюдений при трехмерном ВСП Рис. 33. Разрез по данным поверхностной сейсморазведки, заимствованный из материалов трехмерной морской сейсморазведки на шельфе Западной Африки, и высокоразрешающее изображение данных уровенного ВСП, выполненного по тому же профилю. Синтетическая сейсмограмма (желтая) отмечает положение траектории скважины на разрезе по данным поверхностной сейсморазведки (слева). Данные уровенного ВСП (справа), мигрированные с использованием анизотропной скоростной модели, подчеркивают линии сбросов и другие виды разрывов слоев, невидимые на поверхностном сейсмическом разрезе. Анизотропная модель использовалась для миграции данных уровенного ВСП, в результате чего были получены высокоразрешающие изображения продуктивных пластов ниже скважины (рис. 33). Изображение данных уровенного ВСП по Р-волнам отлично увязывается с соответствующим сейсмическим разрезом, взятым из материалов трехмерной морской сейсморазведки, и освещает строение продуктивных пластов с большим разрешением, чем это возможно с помощью известных способов поверхностной сейсмической разведки. Трехмерные скважинные сейсмические исследования — 3Д ВСП Широкое применение трехмерных изображений при поверхностной сейсморазведке доказало большую ценность включения третьего измерения в процесс регистрации и обработки сейсмических данных. Фактически многие проблемы, связанные с изучением строения геологической среды не могут быть решены без проведения пространственных исследований. Если же какая-либо проблема требует еще проведения исследований в скважине, то в этом случае решением может стать трехмерное ВСП. 70 Для одной из действующих на морском шельфе нефтяных компаний, желающей получить высокоразрешающее трехмерное изображение свода открытой на глубоководье залежи, применение трехмерного ВСП оказалось весьма успешным. Перед указанными работами способом трехмерного ВСП были поставлены задачи: во-первых, получить более четкое представление об экранирующем разломе большой амплитуды, который был выявлен по данным поверхностной сейсморазведки, вовторых, уточнить выделенные в процессе интерпретации ловушки и стратиграфические изменения в своде структуры и, в-третьих, оптимизировать положение будущих дорогостоящих эксплутационных скважин. Предварительное моделирование показало, что максимальный объем данных при минимальном времени аренды скважины можно получить в том случае, если наблюдения будут производиться по спиральной схеме, а судноисточник будет перемещаться по строгой круговой траектории около скважины. Сначала должно быть отработано и проанализировано на месте 16-километровое (10-мильное) уровенное ВСП, чтобы подтвердить правильность параметров, запланированных для трехмерной съемки. Положение буровой установки 10 000 футов 10 000 футов Положение буровой установки 10 000 футов 10 000 футов Рис. 34. Проектная (слева) и фактическая (справа) схемы наблюдений по способу спирального трехмерного и уровенного ВСП. В обоих случаях данные регистрировались с помощью приборного зонда VSI с 20 челноками, расположенными на расстоянии 100 футов (30 м) друг от друга. Результаты 16-километрового (10-мильного) уровенного ВСП (красная линия на левом рисунке) позволили геофизикам подтвердить правильность выбранных для трехмерных исследований параметров приема. Центр спирали был смещен относительно буровой установки. Фактическая схема трехмерных наблюдений оказалась весьма близкой к проектной. На фактической схеме наблюдений красными крестиками обозначены источники, расположенные вдоль левого борта, а зелеными — вдоль правого борта. Прибор VSI с 20 зондами был видоизменен таким образом, чтобы увеличить шаг челноков до 100 футов. Длина зонда оказалась равной 2057 футов (627 м). В то время это был самый длинный приборный зонд, когда-либо спускавшийся в скважину на кабеле компанией Шлюмберже. Прибор регистрировал данные, находясь внутри 18-дюймовой обсадной колонны. Измеренные глубины регистрации изменялись от 11 725 до 9500 футов (от 3574 до 2896 м). Опасения относительно эффективности и быстроты размещения столь длинного прибора исчезли после того, как полевой отряд ВСП показал, что этот огромный зонд может быть спущен на место за полтора часа, т.е. почти в два раза быстрее, чем ожидали представители нефтяной компании. Приборный зонд оставался в том же самом положении при отработке уровенного и трехмерного ВСП. При проведении указанных комплексных исследований, в качестве источника использовалось судно Snapper, принадлежащее компании WesternGeco. Были выбраны следующие проектные параметры схемы наблюдений для трехмерного ВСП. Расстояние между пунктами взрыва равнялось 120 м (394 фута), расстояние между спиральными дугами составляло Нефтегазовое Обозрение 240 м (787 футов), а максимальный радиус спирали был равен 6 км (3,7 мили). Эти параметры были выбраны экспертами нефтяной компании с целью гарантии надлежащего качества изображений. После того, как было произведено последнее наблюдение обращенного ВСП, судно-источник Snapper расположилось в центре спирали, и была отработана съемка 3Д ВСП с использованием карусельной конфигурации источника, когда попеременно срабатывают пневмопушки, расположенные вдоль левого и правого бортов судна. Если начать работы из центра спирали, то можно успеть зарегистрировать наиболее важную часть данных даже в том случае, когда съемку придется отменить по причине непредвиденного ухудшения погодных условий. Фактическая схема наблюдений с высокой степенью точности соответствовала проектной (рис. 34). Представители нефтяной компании определили окончательные параметры спиральной схемы наблюдений после анализа результатов обработки данных уровенного ВСП на месте проведения полевых работ. При проведении трехмерного ВСП, приемная система должна не только хранить большие объемы данных, но и постоянно находиться в состо- Осень 2005 янии готовности записать следующее наблюдение. Время между возбуждениями называется временем цикла. При исполнении данного проекта работ на глубоководье, инженеры компании Шлюмберже планировали регистрировать данные при времени цикла 13 с и шаге дискретизации 2 мс, а фактически время цикла составило 12 с. Общее непроизводительное время составило всего 6% от 58 часов рабочего времени. Высокая разрешающая способность изображений и возможность изучения целевых объектов трехмерными модификациями ВСП и другими сложными методами скважинных сейсмических исследований базируется на целом ряде новейших разработок. Свой вклад в успешное проведение сейсмических исследований в скважинах вносят: тщательно сконструированный многокомпонентный прибор VSI и сопутствующая технология наблюдений; углубленное понимание процесса распространения волн в анизотропных средах и возможность моделирования трехмерного отклика геологической модели на сейсмическое воздействие. В некоторых областях все еще возможны усовершенствования. Одной из тем продолжающихся работ является характеристика сейсмического источника. Некоторые эксперты в обла- сти скважинных исследований считают, что для обеспечения полного сохранения амплитуд при последующей обработке скважинных сейсмических наблюдений необходима цифровая регистрация полной формы импульса источника при каждом возбуждении. Контроль за формой исходного импульса при каждом возбуждении позволяет отряду регистрации исправлять любые изменения в источнике или его поломки. Сохранение постоянства формы импульсов источника особенно желательно при обработке тех уровенных наблюдений, которые будут использоваться в качестве эталона для калибровки зависимостей амплитуды от удаления. Время, затраченное на тщательное проектирование скважинных сейсмических работ, на их производство и на обработку полученных данных, окупается путем достижения таких главных целей, как точные глубинные построения, создание высокоразрешающих сейсмических изображений, выявление тонких особенностей геологического разреза, надежная количественная оценка анизотропии, более уверенная интерпретация данных AVO относительно содержания флюидов и литологического состава, т.е. всего того, что направлено на снижение уровня риска при поисках нефти и газа. 71
