ГЕТЭК
   Главная / Метод ПДС МЕТОД ПДС       КАМЕРТОН       ARCOPY       3C-INTERACT        

Интерпретационная модель метода ПДС
Примеры разведки нефти и газа,
использующей метод ПДС
Возможные механизмы аномального поглощения
и дисперсии скорости сейсмических
волн в залежах углеводородов


ИНТЕРПРЕТАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ МЕТОДА ПДС
 

Наши многочисленные эксперименты с использованием данных МОГТ и ВСП показали, что наличие углеводородов приводит к сильному частотно-зависимому поглощению сейсмических волн, достигающему по величине декремента значений более 0.1 (добротность менее 30). При этом во всех экспериментах аномальное поглощение отсутствовало в непродуктивных скважинах вне контура залежи, даже если коллекторские свойства оставались те же. Это позволило заключить, что наблюдаемое в природе аномальное поглощение сейсмических волн обусловлено наличием углеводородов.

Изучение поглощения и дисперсии скорости сейсмических волн по данным ВСП в продуктивной (красный цвет) и "пустой" (синий) скважинах (Западная Сибирь). (увеличить)
Независимо от механизма диссипации сейсмической энергии, повышенное поглощение должно сопровождаться дисперсией фазовой скорости сейсмических волн.
В литературе по сейсморазведке наличие дисперсии скорости на низких сейсмических частотах ранее не описывалось. Лишь сравнением измерений в скважинах на сейсмических и акустических частотах удавалось заметить небольшие различия (порядка 1%). R.E.Sherif и L.P.Geldart отмечают, что хотя "дисперсия объемных волн вытекает из большинства теорий, предложенных для учета поглощения волн, однако на практике она не наблюдается".

Нами обнаружена значительная дисперсия скорости продольных волн при анализе данных ВСП в продуктивных скважинах. Мы провели специальную обработку данных ВСП в 30 скважинах, из которых 26 были продуктивными.
Во всех продуктивных скважинах на глубинах залежей нефти и газа обнаружена сильная положительная (рост с частотой) дисперсия скорости величиной до 5% в диапазоне частот 10-70 Hz, которая хорошо коррелируется с интервалом повышенного поглощения. Вне продуктивных интервалов и в "пустых" скважинах наблюдался фоновый уровень дисперсии обоих знаков (до ±1%). Так как измерения скоростей были возможны при осреднении в интервале глубин не менее 80-100м, а мощности продуктивных слоев гораздо меньше, то реальная дисперсия в пласте должна быть еще сильнее.


Изучение параметров неупругости по данным ВСП в морской скважине (Вьетнам). Слева результаты фазового прослеживания первой падающей волны на разных фильтрациях. Из всех времен вычтены времена волны на частоте 20Гц. Последовательное расхождение веером годографов наглядно свидетельствует о росте скорости с частотой. На центральном рисунке рассчитано изменение скорости (в процентах) по отношению к частоте 20Гц. Справа график декремента поглощения. Интервалы аномальных значений совпадают по глубине.


Измерения в скважинах полезны как параметрические, но могут дать и ценную геологическую иеформацию, позволяя выделить пропущенные интервалы. Обработка данных ВСП в считавшейся "пустой" скважине (Латинская Америка) показана на рисунке. Кривые декремента затухания и дисперсии скорости выявили неожиданное увеличение обоих параметров на 300 м выше продуктвной толщи. Испытание скважины в этом интервале установило его продуктивность со значительными притоками.

Прогноз пропущенных продуктивных пластов по данным ВСП. Колумбия. (увеличить)
Сопоставление величин декрементов поглощения с петрофизическими характеристиками залежи на разбуренных месторождениях позволили определить, что основным фактором, влияющим на величину поглощения является количество углеводородного флюида в порах. Однако, связь не является линейной, при достижении нефтенасыщенной мощности и дебита скважин определенного значения величина декремента поглощения становится практически постоянной. Отсюда следует, что можно определить пороговый уровень поглощения выше которого можно ожидать промышленные притоки. Этот уровень различен для разных районов и определяется физическими свойствами углеводородного флюида. Поэтому, калибровку значений декремента к дебиту необходимо проводить в каждом новом районе исследований.


Временной разрез (слева) и разрез декрементов поглощения по профилю, проходящему через разрабатываемое месторождение и вертикальный график декремента поглощения, полученный по данным ВСП в скважине 693, расположенной на правом конце профиля. (Краснодарский край).

Зависимость декремента поглощения от нефтенасыщенной мощности.(Краснодарский край). (увеличить)
Таким образом, обнаруженное нами по реальным данным в различных геологических условиях высокое поглощение продольных сейсмических волн и дисперсия их скорости в области залежей углеводородов позволяют рассматривать эти параметры как диагностические признаки при поисках и разведки месторождений УВ по сейсмическим данным.

Основным мешающим фактором при изучении поглощения и дисперсии скорости сейсмических волн по данным ОГТ является слоистость реальной среды. Наличие в реальной среде пластов мощностью менее длительности зондирующего сейсмического сигнала приводит к интерференции однократных и многократных отражений.
Зависимость декремента поглощения дебита скважин.(Западная Сибирь). (увеличить)
Такая среда имеет неравномерную амплитудную и фазовую частотную характеристику, что является проблемой при определении частотно-зависимых поглощающих свойств среды по отраженным волнам. С целью ослабления влияния помех на оценки декремента поглощения в достаточно больших (300-500мсек) временных окнах применяются устойчивые методы спектрального оценивания и расчета параметров. При таком подходе изучаются интегральные эффекты влияния залежи углеводородов на волновое поле, приводящие к изменению частотного состава колебаний.

© НПП ГЕТЭК, 2003-2014