Атрибутный сейсмический анализ применяется для получения карт эффективных нефтенасыщенных толщин пласта, коэффициентов пористости, проницаемости и других параметров при наличии результатов трёхмерной сейсмической съёмки и данных по скважинам для привязки [1]. Таким образом, с определённой долей вероятности удаётся спрогнозировать величину искомого параметра в межскважинном пространстве (при стандартной интерполяции эти данные математически сглаживаются).
Цель работы: получение карты эффективных толщин пласта БС102 с использованием анализа сейсмических атрибутов.
Актуальность работы: глубокое изучение геологической модели продуктивного пласта является необходимым при нефтегазодобывающих работах.
Научная новизна: автором была проделана серьёзная работа и создана оптимальная методика прогнозирования толщин конкретного пласта. Впервые на изучаемой территории был проведён анализ данных трёхмерной сейсморазведки.
Возможность внедрения результатов работы: проведённый анализ был выполнен в рамках составления сейсмического отчёта. По результатам работ обосновываются места заложения разведочных скважин.
Личный вклад автора: анализ был выполнен самостоятельно с использованием специальных и вспомогательных программных продуктов (Isoline, Statistica). Результаты работы были защищены и утверждены на научно-техническом совещании.
Работа проводилась с целью прогноза наиболее продуктивных зон и построения карт эффективных нефтенасыщенных толщин пласта БС102 Тевлинского месторождения на основе анализа сейсмических атрибутов.
На изучаемой площади имеется большой фонд разведочного и эксплуатационного бурения. Высокая степень изученности и сложность строения выявленных залежей нефти в неокоме и юре делает эту площадь привлекательным для освоения новых технологий. Одной из них является методика частотно-зависимой обработки (ФДСА), которая позволяет исследовать распространение волн в пористых средах.
При всём многообразии факторов, обуславливающих сейсмическую реакцию пласта-коллектора, наблюдается вполне определенная взаимосвязь между параметрами отраженного от пласта волнового поля и характером его флюидонасыщения. При наличии в тонком пористом слое свободного флюида наблюдаются аномальные отражения сейсмической энергии, выражающиеся в перераспределении энергии отражения в низкочастотную область и сопровождающиеся фазовой задержкой. При этом эффекты аномального отражения существенно зависят от характера насыщения слоя. В результате становится возможным разделение коллекторов по характеру флюидонасыщения, выделение и мониторинг залежей нефти и газа непосредственно по сейсмическим данным [2].
В административном отношении площадь работ расположена в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Стратиграфически пласт БС102 приурочен к верхней части Сортымской свиты (K1b+v1). Свита сложена аргиллитами темно-серыми, местами известковистыми, алевритистыми, с редкими прослоями алевролитов и песчаников серых и светло-серых, средне- и мелкозернистых. В ее верхней части выделяется пачка песчано-алевритовых пластов БС12 – БС10, имеющая повсеместное распространение в районе работ.
Песчано-алевритовые пласты БС12 – БС10 и выделяемые в их составе пропластки сильно изменяются по площади и разрезу. Зачастую они представляют собой отдельные линзы, с которыми связаны нефтяные залежи.
Непосредственно в пределах площади работ, проведенными ранее геологоразведочными работами, залежи нефти установлены в неокомском комплексе – пласт БС10.
Для получения карты эффективных толщин пласта БС102 был применён атрибутный анализ сейсмических данных. В качестве исходных материалов для сравнения были взяты 44 карты сейсмических атрибутов, а также данные по 219 скважинам, расположенным в переделах куба работ.
Суть анализа сводится к следующему. Находится линейная зависимость величины эффективной толщины пласта от каждого из атрибутов. Выбираются максимальные значения коэффициента корреляции между параметрами и строятся карты по соответствующим атрибутам.
Конечной задачей является построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин и линии глинизации пласта БС102, а также сопоставление их с вариантом прошлых лет.
Ввиду крайне неравномерного распределения скважин по площади коэффициент корреляции не может считаться достоверным – об этом свидетельствуют его низкие значения. Так, например, только по 5 из 44 атрибутов был получен коэффициент корреляции, больше 0,2. Подобную низкую величину мы не можем считать достоверной, связь практически отсутствует.
Для увеличения коэффициента корреляции и получения более достоверных данных было принято решение разделить изучаемую площадь на четыре участка. Деление было произведено согласно фациальной неоднородности, которая отчётливо прослеживается на карте временных дельт. Таким образом, были выделены участки, ограниченные величиной Δt: 0-10, 10-16, 16-34, 34-56 мс (рис.1)
Рис. 1. Выделение зон на участке согласно карте дельт.
Участок 0-10 мс характеризуется коэффициентом корреляции по всем атрибутом, равным 1. Это связано с тем, что на него попадают лишь 5 разведочных скважин, в каждой из которых эффективная толщина равна нулю.
Участок 10-16 мс характеризуется снижением коэффициента корреляции. В среднем он составляет 10-20%, однако по нескольким атрибутам его значение доходит до 43% (GRAD_avamp, ROOT23_eamp). Линия глинизации на данном участке проведена по изогипсе 3100 максимально коррелируемого атрибута GAMM35_avamp (коэффициент корреляции 50%, рис.2).
Участок 16-34 мс характеризуется крайне неоднородным распределением скважин по площади. На его территорию приходятся как разведочные скважины с нулевыми эффективными толщинами, так и эксплуатационные скважины с Нэф до 40 м и более (южный купол). Значение коэффициента корреляции по сейсмическим атрибутам редко превышает 30%. На данном участке линия глинизации проведена по карте атрибута TAVOAMP2_avamp (54%) вдоль изолинии 200 (рис.3).
Участок 34-56 мс является одним из самых хорошо коррелируемых. Во-первых, это объясняется фациальной однородностью пород и более равномерным распределением скважин по площади. Среднее значение коэффициента корреляции по всем атрибутам составляет 40%. Линия глинизации была проведена фрагментарно согласно картам сейсмических атрибутов FLUD10_eamp (72%, рис.4) и GRAD23_avamp (73%, рис.5).
Таким образом, в работе были получены четыре отдельных фрагмента участка работ, каждый из которых был построен с использованием максимально коррелируемого атрибута.
После наложения полученных фрагментов линии глинизации она была скорректирована с учётом сейсмических атрибутов и данных по скважинам – ввиду этого конечная картина может не точно совпадать с отдельными картами атрибутов.
Выводы: Проведённый сейсмический атрибутный анализ показал, что при большом количестве скважин и их неравномерном распределении по площади нахождение достоверного коэффициента корреляции является затруднительным. Однако разделение участка на зоны согласно карте дельт помогает точнее определить корреляционные зависимости.
Полученная карта эффективных нефтенасыщенных толщин заметно уточняет границу линии глинизации (по сравнению с картой прошлых лет) и обнаруживает в западной части пласта зону с увеличенными до 22 метров толщинами (рис. 6). Именно эта зона рекомендуется для бурения.
 |
Рис. 6. Сопоставление исходной и конечной карт эффективных толщин
Литература:
1. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы. - М.: Изд-во "Геоинформмарк", 2004.
2. Левянт В.Б. и др. Граничные условия, способы оптимизации и подтверждаемость атрибутного прогнозирования параметров продуктивных пластов по данным 3Д и ГИС. // «Геофизика» специальный выпуск «Технологии сейсморазведки -1», 2002.
