Role of seismogeological modeling in the attribute analysis of seismic data using the example of the forecast of the thickness of the Yu3t formation of the southwestern Kazakhatsan oil field

Full Text

Введение

Существующие программные комплексы интерпретации сейсмических данных значительно расширили атрибутный спектр прогнозных параметров геологической среды. Наиболее распространёнными являются: спектральная декомпозиция [1–3], инверсионный анализ [4], когерентность [5], мгновенная частота [6], амплитудно-фазовый анализ [7–9] и другие.

В качестве основы для сейсмогеологической интерпретации используются временные разрезы, полученные после определённого графа обработки полевых сейсмических материалов [10].

Достоверность атрибутного прогноза целевого объекта зависит от качества обработки первичной информации, частотной характеристики сейсмического разреза и оценки влияния интерференции вмещающих целевой объект толщ на его волновую характеристику. При этом если две первых составляющих прогноза хорошо контролируются современными методами анализа сейсмической записи, то последняя (оценка влияния интерференции) при атрибутном анализе не рассматривается, что снижает качество сейсмогеологической интерпретации, а в ряде случаев приводит к ошибочному прогнозу.

Оценку влияния вмещающих толщ на интерференцию волновой характеристики целевого объекта наиболее целесообразно проводить на базе двухмерного сейсмогеологического моделирования [11–15]. Основа моделирования – анализ частотной характеристики сейсмической записи во временном окне целевого горизонта и особенность акустической неоднородности тонкослоистой осадочной среды анализируемого интервала разреза. В качестве примера оценки влияния вмещающих толщ на волновую картину целевого объекта рассмотрен атрибутный прогноз толщины высокопродуктивного верхнеюрского пласта Ю3т месторождения нефти юго-западного Казахстана, формирование которого связано с жидким конусом выноса.

Геологические особенности строения верхнеюрского пласта Ю3т нижнекумкольской свиты

В тектоническом отношении анализируемое поднятие осложняет зону сочленения Аксайской горст-антиклинали и Акшабулакской грабен-синклинали, которые выделяются в пределах Южно-Торгайского нефтегазоносного бассейна Казахстана [16].

Основные запасы нефти рассматриваемого месторождения сосредоточены в верхнеюрском пласте Ю3т нижнекумкольской свиты [17].

Продуктивный коллектор залегает на метаморфических породах фундамента, представленных гнейсами, глинистыми сланцами и кварцитами [18, 19]. В литологическом отношении пласт слагают слабосцементированные песчаники преимущественно грубозернистого состава. Преобладание в составе цемента каолинита от 50 до 90 % указывает на континентальную обстановку осадконакопления. Отмечается бессистемное распределение крупных агрегатов кварца по разрезу пласта, что свидетельствует о его транспортировке совместно с более тонкозернистыми осадками (рис. 1, Г).

 

Рис. 1. Сейсмогеологический прогноз эффективной толщины пласта Ю3т (1 – тектонические нарушения (а) и внешний контур нефтеносности (б); 2 – области выклинивания коллектора на эрозионную поверхность фундамента; 3 – скважины; 4 – тектоно-палеогеоморфологические зоны искажения динамики фазового пакета А–C; 5 – полигоны сейсмогеологического прогноза толщины пласта Ю3т; 6 – изогипсы кровли пласта Ю3т; 7 – сейсмические профили)

Fig. 1. Seismogeological forecast of the effective thickness of the Yu3t formation (1 – tectonic disturbances (a) and the outer contour of the oil content (b); 2 – areas of reservoir wedging onto the erosive surface of the foundation; 3 – wells; 4 – tectonic-paleogeomorphological zones of distortion of the dynamics of the phase package A–С; 5 – polygons of seismogeological prediction of the thickness of the formation Yu3t; 6 – isohypses of the Yu3t formation roof; 7 – seismic profile)

 

Рис. 2. Атрибутный прогноз толщины пласта Ю3т по результатам двухмерного сейсмогеологического моделирования (1 – фазы волнового пакета целевого объекта при двухмерном сейсмогеологическом моделировании; 2 – серые, тёмно-серые аргиллиты перекрывающей толщи; 3 – известняки, известковистые песчаники с прослоями кварцевых песчаников; 4 – серо-зелёные илистые пиритизированные глины; 5 – песчаники серые грубозернистые кварцевые слабоуплотнённые с включением кварцевой гальки; 6 – метаморфизованные породы фундамента (гранито-гнейсы); 7 – индекс литологической неоднородности и её скоростная характеристика, принятые при моделировании)

Fig. 2. Attribute forecast of Yu3t reservoir capacity based on the results of two-dimensional seismogeological modeling (1 – рhases of the target object wave packet in two-dimensional seismogeological modeling; 2 – grey, dark grey mudstones of the overlying thickness; 3 – limestones, calcareous sandstones with interlayers of quartz sandstones; 4 – grey-green silty pyriticized clays; 5 – sandstones grey coarse-grained quartz slightly compacted with the inclusion of quartz pebbles; 6 – metamorphosed basement rock (granite-gneiss); 7 – index of lithological heterogeneity and its velocity characteristic adopted in modeling)

 

На диаграммах Пассеги основной массив данных гранулометрических исследований свидетельствует о формировании отложений в условиях активного заполнения канала и частично илистых стоков [20], что не противоречит модели пролювиально-аллювиального конуса выноса, формирование которого обусловлено наличием совокупности активных потоковых систем, изменяющих своё положение во времени и пространстве. На карте акустического импеданса пласта Ю3т это отмечается полосовидной системой пониженных и повышенных значений рассматриваемого параметра (рис. 1, А).

Близкая к прямолинейным конфигурация русловых потоков в сочетании с грубой сортировкой и слабой окатанностью кварцевых обломков характерна для жидких конусов выноса [21–24].

Несмотря на грубую сортировку обломочного материала, пласт обладает высокими фильтрационно-емкостными свойствами, что характерно для жидкого конуса выноса. Так, при значениях пористости от 16 до 18 % проницаемость может изменяться от 10 мД до 10 Дарси и более. Минимальные зоны толщин (до 2 м), осложнённые участками выклинивания коллектора на эрозионно-тектонические выступы, характерны для западной части структуры, а участки наращивания мощности свойственны центральной и восточной части поднятия. Нефтеносность пласта Ю3т контролируется как структурным планом, так и наличием литологических экранов и тектонических нарушений северо-восточной ориентировки.

Сейсмогеологическое моделирование

Сейсмогеологическое моделирование (одномерное и двухмерное) базируется на формировании априорной акустической модели анализируемого интервала разреза и подборе стандартного элементарного импульса (например, импульса Берлаги или Рикера), параметры которого могли бы соответствовать или быть близкими реальному импульсу.

В основу построения априорной акустической модели положены конкретные скоростные характеристики анализируемого интервала разреза по скважинам (рис. 2, Г). В кровле интервала выделяется значительная по мощности (60 и более метров) толща серых, тёмно-серых аргиллитов (Р1). Ниже следует пласт Ю3а, сложенный известняками и известковистыми песчаниками, далее – межрезервуарная покрышка Р2, представленная серо-зелёными илистыми пиритизированными аргиллитами, затем продуктивный коллектор Ю3т – грубозернистый слабоуплотнённый песчаник, и завершает интервал толща метаморфизованных пород фундамента (Pz). Cкоростная характеристика рассматриваемых толщ была осреднена и получила следующие значения: толща Р1 – 3,6 км/с, пласт Ю3a – 4,8 км/с, покрышки Р2 – 2,8 км/с, пласт Ю3т – 3,4 км/с, породы фундамента (Bas) – 5,0 км/с (рис. 2, Г).

Далее на участках временных разрезов, где расположены пробуренные скважины, в программном продукте SPS-PС (полевой обрабатывающий пакет сейсмической информации) определялся реальный элементарный импульс во временном окне анализируемого интервала, его спектральная и частотная характеристики (рис. 3).

В соответствии с частотной характеристикой реального импульса формировался модельный импульс, параметры которого представлены на рис. 3. На основе полученного импульса и осреднённой акустической модели рассматриваемого интервала разреза в скважинах проводилось одномерное моделирование.

В последующем полученная при одномерном моделировании синтетическая трасса сопоставлялась с реальным сейсмическим разрезом. Выполнялся анализ идентичности временных интервалов между фазами отражения на синтетических трассах и реальных сейсмотрассах разреза, и проводилось фазовое сопоставление модельной и реальной трассы (рис. 3, инлайн 1617 – скв. 346 и инлайн 1463 – скв. 330).

Исходя из анализа проведённого сопоставления можно сделать вывод, что информация строения пласта Ю3а отражается в положительной фазе А, пласта Р2 и Ю3т – в отрицательной фазе В, а пород фундамента – в фазе С волнового пакета АВС.

 

Рис. 3. Импульсная характеристика целевого объекта по сейсмическим разрезам инлайн 1463 и 1617 в районе скважин (1 – модельный волновой пакет анализируемого интервала разреза; 2 – обозначение фаз волнового пакета; 3 – зоны влияния на динамику волнового пакета пласта Ю3т тектонических нарушений (1) и эрозионных останцов фундамента (2))

Fig. 3. Impulse response of the target object according to seismic sections of inlines 1463 and 1617 in the borehole area (1 – model wave packet of the analyzed section interval; 2 – designation of the phases of the wave packet; 3 – zones of influence of tectonic disturbances (1) and erosive remnants of the foundation (2) on the dynamics of the wave packet of the Yu3t formation)

 

В соответствии с данными бурения по скважинам толщина пласта Ю3а в пределах месторождения изменяется от 0 до 15 м, покрышки Р2 от 1 до 16 м и пласта Ю3т – от 0 до 36 м.

Двухмерное сейсмогеологическое моделирование с целью оценки формы и динамики волнового пакета АБВ было выполнено при следующих параметрах анализируемого интервала разреза:

1)  постоянных толщинах пласта Ю3т (5 м) и межрезервуарной покрышки Р2 (5 м), мощность пласта Ю3а изменяется от 0 до 16 м (рис. 2,А);

2)  постоянных толщинах пласта Ю3а (5 м) и межрезервуарной покрышки Р2 (5 м), мощность пласта Ю3т изменяется от 0 до 15 м (рис. 2, Б);

3)  постоянных толщинах пластов Ю3а (5 м) и Ю3т (5 м), мощность межрезервуарной покрышки Р2 изменяется от 1 до 16 м (рис. 2, В).

Как следует из рис. 2, Б, для прогноза толщин пласта Ю3т можно анализировать как динамику выделяемой фазы В, так и временной интервал между фазами А и С. Однако для однозначного прогноза толщин пласта Ю3т по данным сейсморазведки предпочтителен анализ динамики фазы В с учётом влияния на неё фазы А, увеличение которой пропорционально усиливает и фазу В (рис. 2, А).

Связано это с тем, что с возрастанием толщины пласта Ю3т увеличивается как амплитуда фазы В, так и межфазовый временной интервал А–С (рис. 2, В). В то же время расширение межфазового временного интервала А–С отмечается и в случае изменения толщин покрышки Р2 (рис. 2, В), что приводит к неоднозначности прогноза толщины пласта Ю3т по анализу временного интервала фаз А–С.

При этом, рассматривая амплитудный фактор фазы В, можно отметить, что изменение толщины покрышки Р2 слабо отражается на изменении её амплитуды (рис. 2, В).

Вследствие этого более точный прогноз толщины Ю3т можно осуществлять по амплитуде фазы В с учётом влияния на неё фазы А. Для этого из значения амплитуды фазы В необходимо вычесть абсолютное значение амплитуды фазы А. Результаты такого вычитания представлены на рис. 1, Б.

Результат

Рассматривая корреляционные зависимости полученного атрибута разности амплитуд фаз А и Б волнового пакета АВС с данными толщины пласта Ю3т в пробуренных скважинах (рис. 1, Д-1), следует отметить отсутствие корреляционной связи между рассматриваемым параметром и данными эффективных толщин пласта Ю3т в скважинах. Обусловлено это влиянием на интервально-динамическую выразительность сейсмических фаз АВС тектонических нарушений и крутопадающих склонов эрозионно-тектонической поверхности фундамента. Достаточно хорошо элементы тектонической неоднородности отражаются в атрибуте «дисперсия» по кровле пласта Ю3т (рис. 1, В), что позволяет территориально ограничить область сейсмогеологической интерпретации и выделить участки (полигоны), где влияние дисперсии минимально.

Выполненное сопоставление рассчитанного атрибута разности амплитуды фазы А и В со значениями эффективных толщин пласта Ю3т по скважинам выделенных полигонов показало хорошую корреляционную зависимость (рис. 1, Д-2).

Прогноз толщины пласта по данным сейсморазведки проводился в пределах северного и южного полигонов, для которых отмечается низкая плотность эксплуатационного бурения и сокращённые толщины пласта Ю3т по данным интерполяции пробуренных скважин.

Как следует из карты (рис. 1, Г), при интерполяции эффективной мощности пласта по скважинам она в пределах южного и северного полигонов может составить 5–8 м. На основе данных сейсмогеологического прогноза на полигонах выделяются зоны увеличения эффективной толщины продуктивного коллектора до 18 м, что позволяет оптимизировать фонд эксплуатационного бурения с целью увеличения добычи нефти на месторождении.

Выводы

1. Выполненное двухмерное сейсмогеологическое моделирование показало, что на амплитудную характеристику отрицательной фазы волнового пакета целевого объекта, характеризующую эффективную мощность пласта Ю3т, в различной степени оказывают влияние перекрывающие его толщины пласта Ю3а и межрезервуарной покрышки Р1.
2. По результатам моделирования сделаны выводы, что основой прогноза толщины пласта Ю3т следует считать карту атрибута разности амплитуд верхней положительной (А) и средней отрицательной (В) фаз рассматриваемого волнового пакета АВС.
3. Корреляционные зависимости полученного атрибута со значениями эффективной толщины пласта Ю3т в пробуренных скважинах необходимо рассматривать в пределах участков (полигонов) вне зоны влияния других элементов, осложняющих волновую картину целевого объекта (тектонические нарушения и эрозионные выступы фундамента).
4. Зона влияния тектонических нарушений и эрозионных выступов фундамента определялась по атрибуту «дисперсия».
5. Прогноз эффективной толщины коллектора Ю3т по данным сейсморазведки, выполненный в пределах северного и южного полигонов, для которых отмечаются сокращённые мощности пласта по данным пробуренных скважин (5–8 м), показал её увеличение до 18 м, что позволяет оптимизировать фонд эксплуатационного бурения с целью увеличения добычи нефти на месторождении.

About the authors

Vladimir В. Belozerov

National Research Tomsk Polytechnic University

Author for correspondence.
Email: BelozerovVB@hw.tpu.ru

Dr. Sc., Head of the Laboratory of Geology

Russian Federation, Tomsk

Alekandra A. Volkova

National Research Tomsk Polytechnic University

Email: volkovaa@tpu.ru

Engineer, Senior lecturer

Russian Federation, Tomsk

References

Supplementary files