Известно, что нефтегазовые залежи, будучи неустойчивыми

УДК 550.834
Г.В. Ведерников1, Е.А. Хогоев2
1
ОАО «Сибнефтегеофизика», 2ИНГГ СО РАН им. А.А. Трофимука, Новосибирск
ПРОГНОЗ ЗАЛЕЖЕЙ УВ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ МИКРОСЕЙСМ ПРИ
СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ МОГТ
Известно, что нефтегазовые залежи, будучи неустойчивыми
термодинамическими системами, являются источниками повышенного
уровня геодинамических шумов[1,2,6,7]. Первые упоминания о том, что это
явление можно использовать в качестве поисково-разведочного критерия,
приводятся в работе М.А.Садовского и А.В.Николаева [8].
Методы исследований, основанные на регистрации спонтанных
сейсмических излучений от внутренних источников среды и построении по
ним этих источников, получили название эмиссионной томографии. В
последние годы эти исследования начали интенсивно развиваться и за
рубежом [9].
Нами в качестве попутного метода прямого прогнозирования залежей
УВ при сейсморазведочных работах МОГТ (2D и 3D), был предложен способ
анализа геодинамических шумов по участкам сейсмограмм свободных от
записи полезных волн, т.е. без проведения специальных наблюдений [3].
Суть предложенного способа заключается в том, что для анализа
микросейсм, выделения в них локальных участков аномально повышенной
интенсивности, которые могут быть связаны с эндогенным излучением
глубинных источников (геодинамические шумы), используются участки
сейсмограмм, свободные от записи регулярных волн (до вступления первых
волн) (рис.1).
По этим записям
вначале
формируют
монтажи, составленные
из
совокупности
записей трасс равных
удалений от пункта
взрыва
t(x, l = const),
затем сводных трасс,
составленных
из
сейсмограмм
многократных
перекрытий,
Рис. 1. Схема выбора окна анализа микросейсм
объединенных единым
пунктом приема. По полученным монтажам определяются энергетические и
частотные характеристики записей, которые сопоставляются с временными
разрезами (рис. 3,4). Технология анализа микросейсм по сейсмограммам
МОГТ реализована в виде самостоятельного программного комплекса SAM,
работающего в среде программирования C++Builderпод операционными
системами семейства Windows. Входными данными служат первичные
материалы – сейсмограммы, полученные при работах МОВ – ОГТ. Формат
данных SEGY. Необходимым является наличие в заголовках трасс данных о
геометрии системы наблюдений – физические координаты группы приема и
точки взрыва, удаление. Есть возможность использования данных в формате
SDS.
Начальное и конечное удаление и время отсечения задаются на основе
визуального контроля сейсмограмм, на промежуточных удалениях время
отсечения определяется линейной интерполяцией из крайних точек. Времена
отсечения записи во многом определяются региональными особенностями
геологической среды. Так, в частности, для регионов Восточной Сибири и
Русской платформы, характеризующихся высокоскоростным разрезом, время
отсечения может быть в два раза меньше, чем указанные времена для Западной
Сибири (рис. 1).
Исследование тонкой структуры микросейсмического шума невозможно
без тщательного отбора данных. Для решения задачи отбраковки
применяется процедура обхода трасс, среднеквадратичная амплитуда которых
Е превышает критическую, определяемую по гистограмме распределения Е
(рис. 2), рассчитанной для всех трасс на профиле наблюдения в выбранном
окне анализа. После завершения отбраковки вычисляются амплитудные
спектры для каждой трассы.
Далее
следует привязка
координат
пунктов приема
к номерам
общих
глубинным точек
(ОГТ), так как и
линия профиля
на карте и
результаты
(временной
разрез)
Рис. 2. Фильтрация по среднеквадратичным амплитудам
представляются
в координатах
номеров (пикетов) ОГТ.
В результате таких расчетов получаем массив, в котором одной точке
профиля соответствует несколько спектров, рассчитанных по записям на
различных удалениях и при возможно различных по длине выборках,
S0 (k , l , n) , здесь k PB ...PE – номер ОГТ, PB , PE – первая и последняя точки
профиля, l – номер удаления, n – номер частоты). На этом этапе можно
просматривать и отрисовывать как монтажи самих трасс фиксированного
удаления, так и монтажи спектров трасс фиксированного удаления, либо
усреднять
спектры
суммированием
по
номерам
удалений:
S1 (k , n)
1
Lk
Al S0 (k , l , n) . Здесь Lk – число суммируемых удалений в точке
l
k , Al нормирующий коэффициент, учитывающий длину выборки.
Далее переходим от двумерной картины, с координатами точки профиля
– частота, к одномерному распределению – спектру, осредненному в
заданном диапазоне (например, от 0 до 30 Гц), в зависимости от номера точки
1 N
S
(
k
)
S1 (k , n) , N– количество суммируемых частот. При
ОГТ,
N n1
построении графиков средней суммы или сечения спектров по частоте
применяется нелинейный фильтр, состоящий из медианной фильтрации и
последующего осреднения скользящим средним.
В качестве базовой информации кроме спектров вычисляются графики
энергии полного поля Е, низкочастотной (обычно 0–15гц) составляющей Еф и
их соотношение Еф/Е. Все это монтируется в сопоставлении с временным
разрезом (рис. 4, 5).
Кроме того, рассчитываются графики энергий в узких (5 гц) частотных
диапазонах (чтобы видеть какому диапазону принадлежит доминирующая
роль при формировании аномалии).
В рамках НИР по Программе Минприродресурсы (Проект 7.2-03/06)
проведено широкое тестовое опробование данной технологии на площадях
открытых
месторождений,
характеризующихся
различным
стратиграфическим диапазоном и фазовым состоянием залежей УВ на юговостоке ЗСП. Получены материалы по Казанскому, Северо-Останинскому
Рыбальному, Налимьему, Сильгинскому, Столбовому, Аленкинскому,
Толпаровскому и ряду других месторождений Томской области, по
Ракитинскому, Восточно-Тарскому и Восточному месторождениям
Новосибирской области. По ранее выполненным исследованиям имеются
достаточно представительные данные по месторождениям Красноленинского
НГР ХМАО и Пуровского НГР ЯНАО.[4]. Менее представительными пока
остаются материалы по Восточной Сибири: одна площадь в Красноярском
крае и несколько профилей на Верхнечонской площади в Иркутской
области.Полученные материалы позволяют утверждать следующее.
1. Все
известные
месторождения
отмечаются
аномальными
значениями поля микросейсм, что говорит о том, что такой анализ может
быть очень полезным и рекомендуется для тотального применения по
материалам всех региональных и поисковых работ МОГТ. На рис. 3
показаны спектральные характеристики поля микросейсм по одному из
профилей Ракитинского месторождения, где видно, что на участке самой
продуктивной здесь скважины 2 отмечается локальная наиболее интенсивная
аномалия интенсивности микросейсм.
2. На
основании
вышеизложенного
можно
рекомендовать
использование данного метода для дополнительных экспертных оценок и
уточнения точек заложения, планируемых поисково-разведочных скважин:
смещения точки в аномальную зону интенсивности микросейсм в пределах
однородной структурно-литолого-фациальной обстановки, отказ от бурения в
случае отсутствия аномалии.
Рис. 3. Профиль 139114, Ракитинскоеместорождение, временной разрези
характеристики микросейсм
3. На площадях сложно построенных залежей отмечаются локальные
участки повышенной интенсивности микросейсм, которые можно принимать
за блоки возможной по-вышенной продуктивности, т.е. задавать априорную
блоковую модель залежей [5] и планировать соответствующие детальные
работы поих доразведке.
Рис. 4 Профиль 990405, Толпаровская площадь
На рис. 4 показан пример по одному из профилей Толпаровской
площади, где скважина 1 дала непромышленный приток нефти из
нижнеюрских отложений. Юго-восточнее и северо-западнее от нее
отмечаются четкие аномалии интенсивности микросейсм, которые, на наш
взгляд, следует рассматривать в качестве перспективных поисковых объектов
для постановки детальных сейсморазведочных работ 3D.
Такой подход может сыграть большую роль при работах в Восточной
Сибири, где все залежи УВ относятся к сложно построенным, в основном,
неструктурным, и где любая независимая дополнительная информация
представляет несомненный интерес.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Явление генерации инфразвуковых волн нефтегазовой залежью / С.Л. Арутюнов
и др. // Научное открытие. – 1999. – № 109.
2. Ведерников Г.В. Опыты по регистрации геодинамических шумов от
нефтегазовых залежей / Г.В. Ведерников и др. // Геофизика. Спец. выпуск «30 лет ОАО
«Сибнефтегеофизика». – 2001. – С. 96-98.
3. Пат. РФ №2 263 932 C1 G 01 V/00 Российская Федерация. Способ сейсмической
разведки / Ведерников Г.В. – Заявл. 30.07.2004.
4. Ведерников Г.В. Новые возможности изучения геодинамических шумов от
нефтегазовых залежей / Г.В. Ведерников // Геофизика. – 2006. – № 5. – С. 9-12.
5. Ведерников Г.В. Уточнение блоковых моделей залежей углеводородов по
характеристикам микросейсм / Г.В. Ведерников, Е.А. Хогоев // Сб. матер. 10 научнопракт. конф. – Тюмень: Тюм. О ЕАГО. – 2006. – С. 17-22.
6. Анализ геоакустического излучения нефтегазовой залежи при использовании
технологии АНЧАР / Б.М. Графов и др. // Геофизика. – 1998. – № 5. – С. 24-28.
7. О возможности поиска газовых месторождений по спектральным отношениям
амплитуд микросейсмического шума / И.Л. Нерсесов // ДАН СССР. – 1990. – Т. 312., № 5.
– С. 1084-1086.
8. Садовский М.А. Новые методы сейсмической разведки. Перспективы развития /
М.А. Садовский, А.В. Николаев // Вестн. АН СССР. – 1982. – № 1. – С. 82-84.
9. HolznerR., EschleP., LambertM., GrafR., DangelS., MeierP. 2005. Applying microtremor analysis to identify hydrocarbon reservoirs. First Break. Vol. 23.
© Г.В. Ведерников, Е.А. Хогоев, 2007