Применение МТЗ для прогноза

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