Применение магнитотеллурических исследований для прогноза нефтенасыщенности и коллекторов Электроды Магнитометр Hx Hy Hz Электрические диполи Ex Ey Устройство сбора . Компьютер GPS антенна “Актуальная геология” г. Санкт-Петербург 2014 год Физико-математическое обоснование прогнозных возможностей методики КМТЗ Как геоэлектрический объект – нефтяная залежь является образованием с уникальными электромагнитными свойствами. Ее уникальность проявляется в аномальных характеристиках низкочастотной дисперсии диэлектрической проницаемости этого геоэлектрического объекта. Физическое обоснование возможности выполнения локального прогноза нефтенасыщенности по данным магнитотеллурических исследований может быть выполнено с использованием модели нефтяной залежи в виде нефтеводяной эмульсии. (физическое обоснование с аналогичным результатом, может быть выполнено и для модели нефтяной залежи как расслоенного объекта) К причинам, которые определяют возможность существования нефтяной залежи в виде нефтеводяной эмульсией, как устойчивого во времени объекта следует отнести следующие: 1. Существование структурно-механического слоя естественных эмульгаторов (природных ПАВ - асфальтены, смолы, нафтены и парафины), на межфазной границе глобул; Кинг Р., Смит Г. Антенны в материальных средах. М.:Мир, 1984. Т. 1. 416 с. Сидоров В.А. Об электрической поляризуемости неоднородных пород//Изв. АН СССР. Физика Земли. 1987. № 10, с. 58-64. Шейнманн С.М. Современные физические основы теории электроразведки. Л.:Недра, 1969. 222 с. Физико-математическое обоснование прогнозных возможностей методики КМТЗ 2. Образование двойного электрического слоя на поверхности раздела в присутствии ионизированных электролитов; Существование двойного электрического слоя на поверхности раздела элементов водонефтяной эмульсии, является определяющей предпосылкой возможности осуществления локального прогноза нефтенасыщенности Это связано с тем, что если приложить к данной ячейке электрическое поле, то ионы противоположных знаков сместятся и создадут индуцированный результирующий дипольный момент для всей частицы вместе с ее атмосферой. Этот индуцированный дипольный момент может существенно увеличить эквивалентную проницаемость горных пород в интервале продуктивных слоев разреза. Физико-математическое обоснование прогнозных возможностей методики КМТЗ Магнитотеллурическое поле, в виде квазиплоской волны, взаимодействует с проводящим полупространством (геологическим разрезом), который может быть описан с использованием эквивалентной электрической схемы, элементы которой следующим образом определяют электромагнитные параметры геоэлектрического разреза (комплексную диэлектрическую проницаемость и проводимость разреза) -соответственно части диэлектрической проницаемости, обязанных своим 1. происхождением инерционным и поляризационным эффектам; - соответственно диэлектрическая проницаемость при оптических частотах 2. и ее проводимость на постоянном токе; - соответственно постоянные 3. времени поляризационных и инерционных процессов; 4. g - затухание (добротность) в цепочке g Физико-математическое обоснование прогнозных возможностей методики КМТЗ Рассмотрение элементов эквивалентной схемы и их связь с электромагнитными параметрами геологического разреза, в соответствии с выше приведенными формулами, позволяет утверждать, что взаимодействие магнитотеллурического поля с нефтенасыщенными объектами формирует аномальные характеристики элементов эквивалентной электрической схемы, расположенных в цепочках p и g. Эти же цепочки во многом определяют и амплитудно-частотные характеристики, рассматриваемой эквивалентной схемы, которые в обобщенном виде представлены на следующем рисунке. На рисунке представлены теоретические амплитудно-частотные характеристики активной (а) и реактивной (б) составляющих адмитанса, рассматриваемой эквивалентной схемы. Физико-математическое обоснование прогнозных возможностей методики КМТЗ Учитывая то, что на резонансных частотах аномальные значения диэлектрической проницаемости, определяемые присутствием в разрезе нефтенасыщенных объектов могут достигать значений 10^4 и больше единиц, можно ожидать наличие локальных искажений спектра магнитотеллурического поля над прогнозируемыми объектами. Эти искажения спектра МТ-поля и являются собственно основным критерием выделения целевых объектов. Cледовательно аномальные особенности электромагнитных параметров зафиксированные над целевыми объектами, должны формировать различия в спектральных характеристик компонент МТ-поля, синхронно зарегистрированных над фоновым разрезом и над разрезами, содержащими углеводородные объекты. Поэтому решение геологической задачи по локальному прогнозу нефтегазонасыщенности требует проведение сравнительного анализа спектральных характеристик МТ-поля, синхронно зафиксированных на базовой и полевой станциях. Физико-математическое обоснование прогнозных возможностей методики КМТЗ Диэлектрическая проницаемость некоторых горных пород Горная порода Известняк Диэлектрическая проницаемость 7.5-8.5 обводненные до 40 Доломит 6.8-7.8 обводненные до 45 Песчаник 4.0-4.7 обводненные до 25 Глина 5-6 обводненные до 40 Базальт 10-15 Гранит 4.7-5.4 По данным измерений на образцах для f=0.5 MHz Если ориентироваться на стандартные значения диэлектрической проницаемости горных пород, приведенные в данной таблице, то представляется очевидным, что они не могут хотя бы в малейшей степени влиять на значения волнового числа среды и следовательно данные электромагнитных зондирований не могут служить индикаторами изменения диэлектрических характеристик разреза Физико-математическое обоснование прогнозных возможностей методики КМТЗ Относительная диэлектрическая проницаемость er = e'r - je''r нефтяной суспензии в растворе электролита; объемная концентрация 30 % . Данные Х.Швана и др.[ J. Phys. Chem.,66,2626 (1962)] 2500 2000 Низкочастотная дисперсия диэлектрической проницаемости, являющаяся отличительной чертой подобных нефтеводяных (композитных) объектов, приводит к аномальному увеличению ее значений, что иллюстрируется приводимыми графиками. При таких значениях волновое число среды должно определятся следующим выражением cos( arctg 'r 1500 'r,''r ''r 0 0.001 0.01 2 * ) exp i ( 4 0.5 arctg 2 ) где помимо таких характеристик разреза как удельная проводимость, магнитная проницаемость, в качестве значимого параметра выступает и коэффициент частотной дисперсии 1000 500 0.1 Частота Гц 1 10 Физико-математическое обоснование прогнозных возможностей методики КМТЗ Таким образом можно постулировать, что возможность прогноза нефтенасыщенности базируется на представлении нефтяного пласта как композиции проводящих и диэлектрических компонент. Наличие диэлектрических компонент, слабо влияя на среднее удельное электрическое сопротивление, может заметно удлинять релаксационные процессы.. С точки зрения особенностей электромагнитных параметров это определяет их сильную частотную дисперсию и гигантские значения низкочастотной диэлектрической проницаемости. Очевидно, что данные процессы должны проявится в различии спектральных характеристик компонент МТ-поля, синхронно зарегистрированных над фоновым разрезом и над разрезами, содержащими углеводородные объекты. Таким образом, присутствующие в разрезе углеводородные объекты, при их взаимодействии с низкочастотным магнитотеллурическим полем, должны формировать аномальные электромагнитные параметры характеризующие продуктивные интервалы разреза.. В реализованной нами методике электромагнитных зондирований, аномальные значения электромагнитных параметров выделяются по различию спектров соответствующих компонент магнитотеллурического поля, синхронно зарегистрированных над фоновым и изучаемым разрезами. Методика обработки данных КМТЗ с целью выполнения локального прогноза нефтенасыщенности 1. Этот этап обработки выполняется в следующей последовательности 1.Формирование пар синхронных временных рядов, на анализируемых интервалов которых отсутствуют не коррелируемые искажения МТ-поля. Ниже приведены типичные синхронные пары временных рядов, подготовленных для дальнейшей обработки 80 Zb Zf 60 40 20 0 -20 -40 -60 -80 -100 -120 0 100000200000300000400000500000 Синхронная пара временных рядов Z-компоненты МТ-поля Методика обработки данных КМТЗ с целью выполнения локального прогноза нефтенасыщенности 2. Спектральный анализ, подготовленных синхронных временных рядов, представленных дискретными значениями компонент электромагнитного поля. Ex Ey 6 4 5 3.33 4 2.67 3 2 2 1.33 1 0.67 0 0 20 40 60 80 0 100 0 20 40 H 3 2 2.5 1.75 2 1.5 1.5 1.25 1 1 0.5 0.75 0 0 20 60 80 100 D 40 60 80 Z 100 0.5 0 20 40 60 80 100 1.3 1.22 1.13 1.05 базовая станция полевая станция 0.97 0.88 0.8 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Пример синхронных спектров компонент МТ-поля в выбранном частотном диапазоне Методика обработки данных КМТЗ с целью выполнения локального прогноза нефтенасыщенности 3. Определение остаточных спектральных аномалий МТ-поля в системе наблюдений базовая – полевая станции. 4 3.43 2.86 2.29 1.71 1.14 0.57 0 0.57 1.14 1.71 2.29 2.86 3.43 4 0.01 0.01360.01720.02080.0244 0.028 0.03160.03520.03880.0424 0.046 0.04960.05320.05680.0604 0.064 0.06760.07120.07480.0784 0.082 0.08560.08920.09280.0964 Ex 6 5.29 4.57 3.86 3.14 2.43 1.71 1 0.29 0.43 1.14 1.86 2.57 3.29 4 0.01 0.01360.01720.02080.0244 0.028 0.03160.03520.03880.0424 0.046 0.04960.05320.05680.0604 0.064 0.06760.07120.07480.0784 0.082 0.08560.08920.09280.0964 Ey 5 3.93 2.86 1.79 0.71 0.36 1.43 2.5 3.57 4.64 5.71 6.79 7.86 8.93 10 0.01 0.01360.01720.02080.0244 0.028 0.03160.03520.03880.0424 0.046 0.04960.05320.05680.0604 0.064 0.06760.07120.07480.0784 0.082 0.08560.08920.09280.0964 H 5 3.93 2.86 1.79 0.71 0.36 1.43 2.5 3.57 4.64 5.71 6.79 7.86 8.93 10 0.01 0.01360.01720.02080.0244 0.028 0.03160.03520.03880.0424 0.046 0.04960.05320.05680.0604 0.064 0.06760.07120.07480.0784 0.082 0.08560.08920.09280.0964 D 4 3.43 2.86 2.29 1.71 1.14 0.57 0 0.57 1.14 1.71 2.29 2.86 3.43 4 0.01 0.01360.01720.02080.0244 0.028 0.03160.03520.03880.0424 0.046 0.04960.05320.05680.0604 0.064 0.06760.07120.07480.0784 0.082 0.08560.08920.09280.0964 Z Пример частотных зависимостей остаточных спектральных аномалий компонент МТ-поля Методика обработки данных КМТЗ с целью выполнения локального прогноза нефтенасыщенности 4. Факторный анализ статистик остаточных спектральных аномалий вариаций МТ-поля, определенных в системе наблюдений базовая – полевая станции С использованием значений факторных нагрузок выполняется районирование площади работ по ее общей целевой перспективности. В качестве информативных обычно используются факторные группы, включающие в себя статистики магнитной Z-компоненты МТ-поля. Выполненный анализ в ряде случаев позволяет установить достаточно надежные корреляционные зависимости между МТ-параметрами и геологическими характеристиками продуктивных интервалов разреза и использовать их для выполнения целевого районирования по нефтегазонасыщенным мощностям, определенных в геологическом задании, стратиграфических подразделений. Таким образом, рассмотренная методика реализует возможность магнитотеллурических исследований как инструмента прогноза нефтегазонасыщенных толщин с использованием корреляционных зависимостей между МТ-параметрами и прогнозируемыми геологическими характеристиками продуктивных интервалов разреза. Пример корреляционных зависимостей, формируемых по МТ-данным, для отдельных стратиграфических подразделений Примеры корреляционных зависимостей, формируемых по МТ-данным, для отдельных стратиграфических подразделений Пример использования удаленных корреляционных зависимостей, формируемых по МТ-данным Выполнение МТ-прогноза на площадях не обеспеченных параметрическими данными , предполагает использование корреляционных зависимостей, полученных на участках со сходным геологическим строением. Так например, для выполнения МТ-прогноза на Леушинской, были использованы обобщенные корреляционные зависимости, полученные по данным магнитотеллурических исследований на Западно-Тугровской и Токушинской площадях. Данные по единственной скважине, расположенной на Леушинской площади (452) , хорошо согласуются с синтезированными корреляционными зависимостями. Параметрические зависимости между прогнозируемыми характеристиками юрских пластов и факторными нагрузками целевой совокупности остаточных спектральных аномалий МТ-поля для нефтеводонасыщенных мощностей Диаграмма рассеяния Значения элементов корреляции Характеристика Геологические Электромагнитные №№ скважин электромагнитных параметров параметры данные Диаграмма рассеяния значений нефтеводонасыщенных мощностей по 2.710 0 452(Леуши) параметрическим данным и значений их МТ-индикатора 0.010 2.2 27(З-Тугры) -0.760 2.8 26(З-Тугры) факторные нагрузки совокупности -0.520 3 23(З-Тугры) целевых остаточных спектральных аномалий МТ-поля 0.630 0 22(З-Тугры) -2.430 3.6 19(З-Тугры) -3.880 8.2 18(З-Тугры) 2.350 0 17(Токуши) -2.130 3.4 16(З-Тугры) 2.780 0 16(Токуши) 0.770 1 14(З-Тугры) 2.160 0 13(З-Тугры) -2.340 4.2 11(З-Тугры) -0.240 0 10(Токуши) МТ- индикатор юрских нефтеводонасыщенных мощностей 2.160 0 9(Токуши) -0.140 0 7(Токуши) 1.650 0 4(Токуши) Параметрические 10,00 данные Аппроксимационная кривая (кубическая well18wt модель) 8,00 6,00 well11wt 4,00 well19wt well23wt well16wt well26wt well27wt 2,00 well14wt well16t well9t well452 well22wt well4t well17t well13wt well7t well10t 0,00 -4,00 -3,00 -2,00 -1,00 0,00 1,00 2,00 3,00 Пример районирования территории по целевым характеристикам с использованием корреляционных зависимостей. (Леушинская площадь) нефтенасы щ енны е мощ ности 78 76 74 75 6607500 79 73 6607000 72 71 77 6606500 70 68 69 66 6605500 í åô òå í à ñû ù å í í û å ì î ù í î ñòè ï î ãå î ë î ãè ÷å ñêè ì ä àí í û ì 6606000 67 65 62 6605000 58 57 64 63 61 59 60 6604500 54 53 49 6604000 56 55 52 50 51 48 47 6603500 41 42 44 43 46 45 6603000 38 40 39 6602500 6602000 36 34 35 452 82 6601500 L in e a r R e g r e s s i o n fo r D a ta 4 _ B : Y = A + B * X P a ra m e te r V a lu e E rr o r - - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -A 2 .5 4 4 2 3 0 .3 2 7 9 3 B -2 .1 0 3 9 2 0 .1 9 6 1 7 - - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- 10 с к в . 104 8 с кв. 6 3 6 R SD N P - - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- 0 .9 7 4 9 0 .9 2 7 5 8 < 0. 0001 - - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- - -- -- - -- - -- - -- - -- - с к в . 64 4 2 с к в . 49 с к в . 271 с к в . 1 ск 00в . 27 5 0 с к в . 274 с к в . 54, 65, 72, 2 78 33 32 31 -4 6601000 -3 -2 -1 0 1 Ì Ò- è í ä è êà òî ð î â í å ô òå í à ñ û ù å í í û õ ì î ù í î ñ òå é 6600500 29 30 81 28 6600000 25 27 26 6599500 6599000 18 23 19 24 20 21 22 6598500 12 6598000 11 13 17 16 14 15 6597500 7 6 9 10 8 4 6597000 6596500 5 1 2 80 3 635500 636000 636500 637000 637500 638000 638500 639000 639500 640000 640500 641000 641500 0 1 2 3 4 5 6 7 8 мощность, м. 9 10 11 12 2 Пример районирования территории по целевым характеристикам с использованием корреляционных зависимостей. (Усть-Котухтинское месторождение) (нефтенасыщенные мощности БВ-8) W-63 W-64 W-49 W-54 6903000 6902000 526 509 513 W-65 510 6901000 527 204 202 202 201 W-100 511 6900000 528 512 203 205 6899000 514 206 207 207 208 517 518 Linear Regression for Data4_B: Y=A+B*X 520 519 6898000 102 103 101 105 105 104 529 515 210 209 211 6897000 521 212 522 W-101 524 523 530 533 516 108 109 6896000 106 107 214 216 213 214 215 531 2 112 111 6895000 W-104 113 115 114 532 1 220 219 218 217 110 117 6894000 W-278 118 116 119 120 223 221 222 224 525 нефтенасыщенные мощности по геологическим данным 225 10 Parameter Value Error -----------------------------------------------------------A 2.54423 0.32793 B -2.10392 0.19617 ------------------------------------------------------------ скв. 104 8 скв. 63 6 R SD N P ------------------------------------------------------------0.9749 0.9275 8 <0.0001 ----------------------------------------------------скв. 64 4 2 скв. 49 скв. 271 скв. 275 скв. 100 0 скв. 274 скв. 54, 65, 72, 278 6893000 617 123 124 125 -4 121 122 6892000 610 6891000 613 614 6890000 612 6889000 605 604 603 602 W-275 621 620 622 624 627 628 626 609 615 601 623 619 618 611 606 504 508 635 633 W-72 507 506 505 632 631 630 629 6888000 625 503 502 501 608 607 W-274 634 6887000 W-271 531000 532000 533000 534000 535000 536000 537000 538000 539000 -3 -2 -1 0 1 МТ-индикаторов нефтенасыщенных мощностей 616 540000 0.4 1 541000 542000 543000 1.6 2.8 4 2.2 3.4 Мощность, м. 4.6 544000 5.2 5.8 545000 546000 547000 548000 549000 550000 551000 552000 553000 2 Пример районирования территории по целевым характеристикам с использованием корреляционных зависимостей. (Чатылькынское месторождение) Районирование площади работ по мощности нефтеводонасыщенных коллекторов для интервала глубин залегания юрских продуктивных пластов (по данным КМ ТЗ) Чатылкынское месторождение 2006 г. 698 7046500 7046000 Диаграмма рассеяния значений мощности юрских нефтеводонасыщенных коллекторов и их МТ-индикатора и график линейной регрессии Linear Regression for corrcor_C: Y=A+B*X 7045500 8 скв. 695 Parameter Value Error -----------------------------------------------------------A 2.10536 0.12591 B 1.89873 0.08226 ------------------------------------------------------------ 7045000 6 скв. 696 R SD N P -----------------------------------------------------------0.9935 0.37462 9 <0.0001 ------------------------------------------------------------ 7044500 4 7044000 7043500 2 7043000 0 скв. 683 скв. 691 7042500 -1.5 -1.0 -0.5 2 1 скв. 693 скв. 698 скв. 699 скв. 690 скв. 694 694 4 3 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 МТ-индикатор нефтеводонасыщенных мощностей 7041500 683 17 16 15 14 13 12 11 10 9 699 8 7 6 5 7042000 7041000 18 24 23 697 22 21 20 19 7040500 30 29 27 26 25 695 28 42 43 51 52 41 38 37 36 35 40 39 7040000 34 33 32 31 53 44 50 49 7039500 48 47 46 64 63 45 62 58 57 56 61 60 59 7039000 55 54 74 72 71 73 70 69 7038500 68 67 66 65 81 79 Условные обозначения 75 52 85 7038000 690 76 88 7037500 - точка КМТЗ и ее номер - буровые скважины 7037000 94 93 84 83 91 696 89 90 87 86 92 82 80 78 77 95 96 98 99 106 107 100 101 97 693 108 103 - предполагаемое, по МТ-данным, положение тектонических нарушений 7036500 102 109 7036000 105 104 110 111 112 - азимут большой оси эллипса импедансной полярной диаграммы 113 114 492000 492500 493000 493500 494000 494500 116 119 117 491500 115 691 495000 495500 0 1 496000 2 3 496500 4 5 497000 6 497500 7 мощность нефтеводонасыщенных коллекторов, м. 8 498000 498500 499000 499500 500000 118 500500 501000 501500 502000