Выбор модификации скважинной сейсморазведки при изучении околоскважинного пространства

The choice of modification of borehole seismic exploration in the study of near wellbore space

A. ZHUZHEL,
«Bashneftegeofizika» JSC
V. LENSKY,
D. IRKABAEV,
T. SHAROVA,
SPC «Geostra» LLC

Применение скважинной сейсморазведки особенно актуально при уточнении геологической модели краевых частей залежей и ограниченных по площади залежей с целью снятия геологических рисков при бурении эксплуатационных скважин. В настоящее время активно применяются различные модификации сейсмических наблюдений в скважинах: непродольное вертикальное сейсмическое профилирование (НВСП), вертикальное сейсмическое профилирование с передвижным источником (ВСП-ПИ), метод обращенного годографа (МОГ), ВСП-3D. Нередко возникают затруднения при выборе наиболее оптимальной из них с учетом экономической эффективности, условий проведения работ и решаемых геологических задач в каждом конкретном случае. В данной статье рассмотрены особенности каждой из модификаций и проведено сопоставление результатов комплексных экспериментальных работ.

The use of borehole seismic survey is especially important when specifying the geological model of the marginal parts of the deposits and the limited deposits in order to remove geological risks while drilling production wells. Currently, there are various modifications of seismic observations in the wells: non-longitudinal vertical seismic profiling, vertical seismic profiling with a mobile source (VSP-PI), a reversed hodograph (MOG), VSP-3D. Often there are difficulties in choosing the most optimal of them, taking into account the economic efficiency, the conditions of work and the geological tasks to be solved in each particular case. In this paper, the features of each of the modifications are considered and a comparison of the results of complex experimental work is carried out.

Скважинные сейсморазведочные исследования занимают важную роль в процессе геологоразведочных работ. В условиях российских нефтегазовых месторождений успешно апробированы и адаптированы технологии НВСП, ВСП-ПИ, ВСП-МОГ и ВСП-3D [1, 2, 3]. Рассмотрим особенности каж­дой из модификаций.

Модификация НВСП
Модификация НВСП наиболее распространена в России. В НВСП, при фиксированном положении источника, сейсмоприемники (скважинный зонд) последовательно перемещаются по всему стволу скважины. Обычно используется многолучевое НВСП (с несколькими разноориентированными источниками).

НВСП является достаточно эффективным способом уточнения строения околоскважинного пространства.


Основные преимущества НВСП:
– возможность выполнения работ почти при любых поверхностных условиях;
– минимальные затраты средств и времени на проведение полевых работ и обработку данных;
– высокая разрешенность сейсмических записей (характерна для всех скважинных модификаций вследствие приема во внутренних точках среды);
– наиболее высокая точность результатов вследствие одного положения источника для всего вертикального профиля.
Основные недостатки НВСП:
– ограниченная область изучения околоскважинного пространства и ее зависимость от наклона скважины;
– постоянное изменение среды регистрации и углов отражения;
– наличие сейсмической тени под забоем, не позволяющей изучать горизонты, расположенные ниже забоя скважины.
К недостаткам НВСП можно отнести и плохую увязку разноориентированных разрезов – причиной является резкое изменение строения верхней части разреза (ВЧР) вследствие большого расстояния между источниками возбуждения. На материалах других скважинных модификаций и наземной сейсморазведки из-за большой плотности источников те же изменения происходят постепенно, внимание на них не акцентируется. При распространении снизу вверх поле отраженных волн в НВСП постоянно изменяется вследствие прохождения резких сейсмических границ, интерференции со все новыми потоками кратных волн различного происхождения, неупругого частотно-зависимого поглощения средой и изменения углов отражения (уменьшаются с уменьшением глубины регистрации). Для учета этих факторов приходится использовать специальные интерпретационные приемы, существенно отличающиеся от принятых в наземной сейсморазведке. Интерпретация становится сложной, не всегда визуально очевидной, и может быть выполнена только подготовленным специалистом. Тем не менее НВСП является достаточно эффективным способом уточнения строения околоскважинного пространства [1].
Многолучевое НВСП может быть использовано для изучения азимутальной анизотропии среды (HTI среда).
Недостатки НВСП привели к созданию двумерных модификаций ВСП-ПИ и МОГ.

Модификация ВСП-ПИ
В ВСП-ПИ при установке приемного зонда на забое источник располагается у устья. С каждым перемещением зонда вверх по скважине одновременно увеличивается удаление источника от скважины. Получаемое волновое поле схоже с НВСП (рис. 1).
Основные преимущества по отношению к НВСП [3, 4]:
– отсутствие сейсмической тени под забоем скважины и возможность изучения подзабойного пространства;
– хорошая увязка разно ориентированных разрезов;
– меньшие углы падения волн на границу;
– ниже интенсивность обменных падающих и отраженных волн в нижней части вертикального профиля.
Основные недостатки ВСП-ПИ:
– зависимость возможности выполнения работ от поверхностных условий;
– постоянное изменение не только среды регистрации (аналогично НВСП), но и условий возбуждения.
На рис. 1 сопоставлены следящие компоненты монотипных продольных отраженных волн ВСП-ПИ и НВСП. В нижней части вертикального профиля при ВСП-ПИ восходящие отраженные волны прослеживаются лучше, чем при НВСП, вследствие малых углов падения волн на границы и ослабления потока падающих и отраженных обменных волн, являющихся помехами при прослеживании продольных волн. В верхней половине разреза восходящие отраженные волны существенно лучше прослеживаются при НВСП. Падающие обменные волны имеют резкие кинематические отличия от восходящих отраженных волн, их селекция при НВСП не представляет трудности, после чего информативность поля отраженных волн НВСП в целом по разрезу становится более однородной.
На рис. 2 приведено сопоставление разрезов ВСП-ПИ и НВСП. Результирующий разрез ВСП-ПИ на удалении более 200 м от скважины заметно уступает разрезу НВСП.
Вследствие ослабления обменных волн в нижней части профиля ВСП-ПИ не может быть использовано для изучения разреза в обменных отраженных волнах. Из-за одновременного изменения удаления источника и глубины приема ВСП-ПИ не может использоваться для изучения анизотропии среды.
Одной из проблемных задач при применении модификации ВСП-ПИ является определение статических поправок из-за изменения условий возбуждения и свойств ВЧР при перемещении источника. Статические поправки определяются по первым вступлениям как разница между реальным временем вступления и рассчитанным по заданной скоростной модели. Точность расчета понижается с удалением источника (и уменьшением глубины приема) из-за сложности учета траектории луча в верхней части разреза. С целью определения и учета анизотропии среды работы необходимо дополнять НВСП. При больших удалениях источника и больших колебаниях рельефа поверхности земли ввод расчетных статических поправок оказывается недостаточно эффективным. Приходится применять дополнительные приемы коррекции поправок.

Главными недостатками ВСП-ПИ являются невозможность достаточно точной коррекции статических сдвигов и изменения формы импульса, а также унаследованное от НВСП постоянное изменение среды регистрации.

Применение традиционной для НВСП деконволюции (обратной свертки) по форме падающего импульса ухудшает регулярность отражений на разрезе ВСП-ПИ. Причиной является постоянное изменение формы падающего импульса с глубиной и направлением распространения. В НВСП импульс для расчета оператора деконволюции определяется вблизи отражающих границ. В ВСП-ПИ такой возможности нет. При больших удалениях источника импульс определяется в верхней части разреза на большом удалении от отражающих границ и при очень больших углах распространения проходящей волны. Этот импульс не соответствует падающему на отражающую границу.
Модификация ВСП-ПИ не позволяет увеличить участок освещенности разреза по отношению к НВСП. Лучевая схема в верхней части вертикального профиля близка к НВСП, поэтому существуют те же ограничения на максимальное удаление источника и размер участка освещенности разреза.
Таким образом, модификация ВСП-ПИ не показывает явных преимуществ перед НВСП, за исключением отсутствия сейсмической тени под забоем. Главными недостатками ВСП-ПИ являются невозможность достаточно точной коррекции статических сдвигов и изменения формы импульса при изменении условий возбуждения и свойств ВЧР с перемещением источника, а также унаследованное от НВСП постоянное изменение среды регистрации.

Модификация МОГ
В отличие от ВСП-ПИ при перемещении источника на поверхности по линейному профилю положение приемного зонда в скважине остается фиксированным. Получаемое волновое поле представлено набором фрагментов НВСП. Помимо отсутствия сейсмической тени под забоем скважины МОГ позволяет получить ряд дополнительных преимуществ:
– выбор интервала глубин с наименьшим уровнем помех и постоянство среды регистрации без характерного для НВСП и ВСП-ПИ изменения волнового поля с глубиной регистрации;
– увеличение дальности изучения околоскважинного пространства по отношению к НВСП и ВСП-ПИ;
– независимость размера участка освещения околоскважинного пространства от наклона скважины;
– реализация кратности прослеживания.
В результате получаются сейсмические разрезы, свободные от основного недостатка НВСП и ВСП-ПИ (постоянного изменения среды регистрации) и близкие к разрезам МОГТ, которые могут интерпретироваться аналогично данным МОГТ. Качество материалов МОГ зависит от длины приемного зонда. Для успешного подавления падающих волн зонд должен иметь не менее 16 – 24 уровней приема. Появление в последние годы многоканальных зондов делает безальтернативным выбор между двумерными модификациями (ВСП-ПИ или МОГ) в пользу МОГ. Отсутствие сейсмической тени под забоем позволяет изучать горизонты ниже забоя скважины. В реальных условиях кратность прослеживания в МОГ обычно не превышает 10, учитывая регистрацию в интервале глубин с минимальным уровнем помех. Этого вполне достаточно для получения качественных сейсмических разрезов.
Основные недостатки МОГ:
– выполнение наблюдений не всегда возможно из-за поверхностных условий (залесенность, озера, болота, сельхозугодия, строения и т.д.);
– обязательное применение дорогостоящего многоприборного скважинного зонда (не менее 16 – 24 приемников);
– затраты средств и времени на проведение полевых работ и обработку данных примерно вдвое больше, чем при НВСП;
– из-за необходимости коррекции изменения строения ВЧР при перемещении источника точность изучения среды несколько ниже, чем в НВСП.
Вследствие постепенного увеличения углов отражения с удалением источника свойства отражений по разрезу также меняются, хотя и в меньшей степени, чем при НВСП, что ограничивает возможность применения широко используемых в МОГТ приемов динамической интерпретации отражений небольшой областью, примыкающей к скважине. Из-за относительно малой длины вертикальных годографов остается общий недостаток скважинных сейсмических методов – ограничение возможности кинематической селекции при подавлении восходящих кратных и обменных волн-помех.
Определение расчетных статических поправок выполняется аналогично ВСП-ПИ, но бо́льшая глубина установки зонда в МОГ обеспечивает корректный расчет поправок для существенно бо́льших удалений источника. Кроме того, фиксированное положение приемников в МОГ позволяет скорректировать остаточные сдвиги по осям синфазности отраженных волн на сейс­мограммах с общим пунктом приема.
В связи с установкой приемного зонда намного выше глубин образования целевых отражений применение деконволюции по форме падающего импульса в МОГ также является некорректным.
Пример глубинного сейсмического разреза МОГ приведен на рис. 3.
Дальность освещения разреза от скважины достигает 1350 м, что почти в два раза больше, чем в НВСП и ВСП-ПИ. Полученное волновое поле МОГ во временной области хорошо согласуется с разрезом МОГТ-3D. Таким образом, несмотря на трудности с определением статических поправок, модификация МОГ обеспечивает получение достаточно информативных сейсмических разрезов и позволяет существенно увеличить участок освещенности разреза по сравнению с НВСП и ВСП-ПИ.

Несмотря на трудности с определением статических поправок, модификация МОГ обеспечивает получение достаточно информативных сейсмических разрезов и позволяет существенно увеличить участок освещенности разреза по сравнению с НВСП и ВСП-ПИ.

МОГ может быть использовано для изучения анизотропии среды в вертикальной плоскости (VTI среда), но только на глубине установки приемного зонда.

Модификация ВСП-3D
Наблюдения аналогичны МОГ, но используется площадное расположение источников на дневной поверхности. В практике известны разнообразные схемы расположения источников, однако равномерную плотность освещения разреза обеспечивает только размещение источников по квадратной сетке [5]. ВСП-3D обладает теми же преимуществами и недостатками, что и МОГ, но позволяет получить объемное представление об околоскважинном пространстве. Следует отметить принципиальные отличия ВСП-3D от наземной сейсморазведки МОГТ-3D. Каждой общей средней точке (ОСТ) в ВСП-3D соответствует узкий диапазон суммируемых удалений источника (рис. 4), кинематический эффект суммирования отсутствует. Это исключает возможность применения таких распространенных в наземной сейсморазведке процедур, как кинематическая селекция кратных волн, AVO-анализ и инверсия. Несмотря на трехмерную систему наблюдений, суммирование практически всегда двумерное (в направлении удаления источника), что ограничивает набор кратности.
В России для сокращения затрат наблюдения ВСП-3D обычно выполняются в комплексе с МОГТ-3D при расположении скважины в центральной части участка [3]. Плотность источников определяется технологией МОГТ-3D и недостаточна для ВСП-3D. Пример полученного таким образом куба данных ВСП-3D, врезанный в куб МОГТ-3D, представлен на рис. 5. Материалы ВСП-3D обладают более высокой разрешенностью, но более чувствительны к плотности источников (на грани куба видно, что фактически получен набор двумерных наблюдений МОГ) и пропускам пунктов возбуждения по условиям местности (появление белых пятен с отсутствием информации). Полученные материалы ВСП-3D непригодны для детализации строения околоскважинного пространства. Для этого должна применяться специальная система наблюдений с более плотным размещением источников.

В связи с высокой стоимостью и остающейся зависимостью свойств отражений от удаления источника, ВСП-3D в ближайшие годы вряд ли сможет занять такое же лидирующее положение в скважинной сейсморазведке, как МОГТ-3D в наземной.

При комплексировании ВСП с МОГТ-3D скважинные данные могут использоваться для повышения качества обработки данных МОГТ. Обычно предполагается использование скважинных наблюдений для решения следующих задач:
– расчет статических поправок за изменение условий возбуждения и свойств ВЧР при перемещении источника;
– расчет амплитудных поправок за изменение условий возбуждения и свойств ВЧР при перемещении источника;
– деконволюция с расчетом оператора по форме реального падающего импульса.


ВСП-3D представляет наиболее полную возможность изучения анизотропии среды на глубине установки приемного зонда.
В связи с высокой стоимостью и остающейся зависимостью свойств отражений от удаления источника ВСП-3D в ближайшие годы вряд ли сможет занять такое же лидирующее положение в скважинной сейсморазведке, как МОГТ-3D в наземной. В отличие от наземной сейсморазведки основной задачей скважинной сейсморазведки является не подготовка объектов к бурению, а уточнение строения уже подготовленных наземной сейсморазведкой и разбуриваемых объектов с целью повышения результативности эксплуатационного и разведочного бурения. Эта задача вполне успешно может быть решена с применением более дешевых двумерных систем наблюдений (НВСП, МОГ) в основных направлениях, прежде всего в направлении проектных скважин. При сопровождении бурения скважинной сейсморазведкой немаловажным фактором является высокая экспрессность представления результатов работ, обеспечивающая своевременное их использование. Двумерные систе­мы наблюдений здесь обладают неоспоримым преимуществом. Выбор между НВСП и МОГ должен определяться с учетом экономической целесообразности, поверхностных условий, необходимой дальности освещения, глубины и точности изучения среды. Скорее всего, применение ВСП-3D в настоящее время целесообразно в виде отдельных экспериментов для отработки технологии, а также при изучении наиболее сложнопостроенных объектов, особенно в случае крутых углов наклона границ, когда при использовании двумерных систем возможны большие ошибки структурных построений вследствие бокового сноса. Даже за рубежом, при более благоприятной экономической ситуации, спрос на ВСП-3D пока невелик [6].
Резюмируя вышесказанное, можно сформулировать следующие рекомендации к выбору модификации скважинных сейсмических исследований:
1. Если поверхностные условия не позволяют применить МОГ и ВСП-3D, или необходимо обеспечить максимальную точность структурных построений, или уменьшить затраты, то в случае, когда траектория ствола скважины и сейсмогеологические условия позволяют проследить разрез в нужных направлениях и на необходимое расстояние, для изучения околоскважинного пространства следует выбирать НВСП.
2. Если поверхностные условия позволяют применить МОГ, а НВСП не обеспечивает прослеживание разреза в нужных направлениях на необходимое расстояние, или необходимо изучить горизонты под забоем скважины, то для изучения околоскважинного пространства следует выбрать МОГ. Не исключено и комбинирование НВСП и МОГ: для изучения среды в одних направлениях используется НВСП, а в других – МОГ. Возможно одновременное применение НВСП и МОГ в одном направлении. При этом модификацией НВСП более точно изучается ближняя к скважине область среды и получается информация об анизотропии скорости, а МОГ используется для увеличения дальности прослеживания.
3. Если поверхностные условия позволяют и существует необходимость объемного изучения околоскважинной среды вследствие сложного строения или больших углов наклона границ, а дальность освещения достаточна для решения стоящих задач, то для изучения околоскважинного пространства следует выбрать ВСП-3D. Вопросам расчета необходимой системы наблюдений ВСП-3D и МОГ посвящена работа [5].
При любой выбранной модификации обязательным является стандартное продольное ВСП (для изучения скоростной характеристики разреза и стратиграфической привязки отражений).

Литература

1. Ленский В.А., Адиев А.Я., Иркабаев Д.Р., Шарова Т.Н. Скважинная сейсморазведка: цели, решаемые задачи и геологическая эффективность // Технологии сейсморазведки. 2014. № 2. С. 117–124.
2. А.А. Табаков, К.В. Баранов, Н.В. Рыковская, А.В. Копчиков. Методика и некоторые результаты обработки данных МОГ и 3D ВСП // Технологии сейсморазведки. 2006. № 2. С. 8–13.
3. Шехтман Г.А., Кузнецов В.М., Попов В.В. Модификации метода ВСП: какую предпочесть // Технологии сейсморазведки. 2004. № 1. с. 75–79
4. Шехтман Г.А. Вертикальное сейсмическое профилирование. М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2017. 284 с.
5. Ленский В.А., Жужель А.С., Адиев А.Я., Иркабаев Д.Р., Шарова Т.Н. Выбор системы наблюдений ВСП-3Д для уточнения геологического строения околоскважинного пространства // Международная геолого-геофизическая конференция «ГЕОЕВРАЗИЯ-2018. Современные технологии изучения и освоения недр Евразии» / сб. материалов. Москва, 2018.
6. James Andersen, Bill Bartling, H. Roice Nelson, Jr. Borehole seismic defines reservoirs at point of extraction // Oil & Gas Journal. 2014. Pр. 50–57.

References

1. Lenskiy V.A., Adiyev A.Ya., Irkabayev D.R., Sharova T.N. Skvazhinnaya seysmorazvedka. Tseli, reshayemyye zadachi i geologicheskaya effektivnost’ [Downhole seismic prospecting: objectives, solved problems and geological efficiency]. Tekhnologii seysmorazvedki [Technologies of seismic prospecting], 2014, no. 2, pp. 117–124.
2. Tabakov A.A., Baranov K.V., Rykovskaya N.V., Kopchikov A.V. Metodika i nekotoryye rezul’taty obrabotki dannykh MOG i 3D VSP [Methodology and some results of data processing for MOG and 3D VSP]. Tekhnologii seysmorazvedki [Technologies of seismic prospecting]. 2006, no. 2, pp. 8–13.
3. Shekhtman G.A., Kuznetsov V.M., Popov V.V. Modifikatsii metoda VSP. Kakuyu predpochest’ [Modifications of the VSP method What to prefer]. Tekhnologii seysmorazvedki [Technologies of seismic prospecting]. 2004, no. 1, pp. 75–79.
4. Shekhtman G.A. Vertikal’noye seysmicheskoye profilirovaniye [Vertical seismic profiling]. Moscow, OOO «YEAGE Geomodel’» Publ., 2017. – 284 p.
5. Lenskiy V.A., Zhuzhel’ A.S., Adiyev A.Ya., Irkabayev D.R., Sharova T.N. [The choice of the VSP-3D observation system for clarifying the geological structure of the near wellbore space]. Materialy mezhdunarodnoy geologo-geofizicheskoy konferentsii «GEOYEVRAZIYA-2018. Sovremennyye tekhnologii izucheniya i osvoyeniya nedr Yevrazii» [Materials of the international geological and geophysical conference «GEOEVRAZIA-2018. Modern technologies of studying and developing the bowels of Eurasia»]. Moskow, 2018. (In Russian).
6. James Andersen, Bill Bartling, H. Roice Nelson, Jr. Borehole seismic defines reservoirs at point of extraction. Oil & Gas Journal, 2 Jun 2014, pр. 50–57.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Жужель А.С.

    Жужель А.С.

    первый заместитель директора дирекции разведочной геофизики

    АО «Башнефтегеофизика»

    Ленский В.А.

    Ленский В.А.

    д.г-м.н., главный геолог отдела скважинной сейсморазведки

    ООО НПЦ «Геостра» ОАО «Башнефтегеофизика»

    Иркабаев Д.Р.

    Иркабаев Д.Р.

    начальник отдела скважинной сейсморазведки

    ООО НПЦ «Геостра» ОАО «Башнефтегеофизика»

    Шарова Т.Н.

    Шарова Т.Н.

    геофизик 1-й категории отдела сейсморазведки

    ООО НПЦ «Геостра»

    Просмотров статьи: 78

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru