М.Е.Старобинец

Использование сейсморазведки 2D для прослеживания фронта заводнения 
и картирования изолированных фрагментов залежи, образовавшихся после прорыва воды

 Контроль за процессом заводнения при разработке нефтяных месторождений является очень важной и весьма сложной для решения задачей. Нередки случаи деформации фронта заводнения, прорыва воды по наиболее проницаемой части коллектора и образования изолированных фрагментов залежи, которые выпадают из разработки.

В настоящее время в практике нефтедобывающих компаний широко используется так называемая сейсморазведка 4D. Сейсмические работы 4D представляют собой повторение съемок 3D на одной и той же площади нефтяной или газовой залежи. Сейсморазведка 4D проводится с целью картирования перемещений флюидов, локализации скважин для извлечения остатков нефти и выполнения дальнейшего нагнетания, уточнения гидродинамической модели залежи. В конечном итоге это приводит к повышению эффективности работ по увеличению нефтеотдачи пластов.

Повторное проведение съемок 3D позволяет отличить постоянные во времени сейсмические отклики, связанные с геологическим строением месторождения, от сейсмических откликов переменных во времени, связанных с изменением характера насыщения пород флюидами в процессе эксплуатации месторождения (замещение нефти водой и т.п.). Естественно, поэтому, что методика и техника проведения повторных съемок должна быть идентичной исходной. Это же относится и к графу обработки полевых сейсмических материалов.

Интервал времени между съемками 3D может изменяться от нескольких месяцев до нескольких лет и определяется интенсивностью процесса добычи и активностью воздействий на залежь. Фактическое значение интервала времени повторения определяется величиной изменений амплитуды сейсмического сигнала, которые еще могут быть зарегистрированы при данной технике и методике проведения сейсмических работ. При этом нередки случаи, когда повторная съемка не выявляет никаких изменений в амплитуде сейсмического сигнала.

Сейсморазведка 4D в ее современной модификации имеет три существенных недостатка.

1. Она «работает» для достаточно толстых коллекторов. Надо отдавать себе отчет, что возможности сейсморазведки не безграничны. Если толщина коллектора составляет первые метры, а глубина его залегания превышает 2-3 км., практически невозможно увидеть изменение амплитуды сейсмического сигнала, вызванное заменой нефти на воду. Это изменение настолько мало, что его нельзя зафиксировать современными техническими средствами.

2. Сейсморазведка 4D – достаточно дорогостоящая съемка. В настоящее время стоимость отработки в поле 1км2 съемки 3D со стандартной кратностью 48 составляет 50 000 – 90 000 $ и выше в зависимости от района работ. Таким образом, даже двукратная съемка, например, сравнительно небольшого участка 10х10 км (100 км2) обойдется владельцу месторождения в 10 - 18 миллионов долларов. Для геологических условий Западной Сибири это эквивалентно бурению 7 – 15 эксплуатационных скважин. А ведь кратность и площадь часто гораздо больше!

3. Сейсморазведка 4D очень критична к изменению условий возбуждения и приема упругих колебаний. Неидентичность этих условий при проведении повторных съемок 3D может привести к серьезным ошибкам в интерпретации. А выдержать идентичность условий возбуждения и приема упругих колебаний при повторении съемки через несколько лет весьма проблематично.

Предлагается технология, повышающая достоверность регистрации изменения сейсмической записи при замещении нефти водой при заводнении и позволяющая существенно снизить затраты на полевую сейсморазведку.

Сущность этой технологии состоит в следующем:

1. На нефтяных месторождениях, где уже выполняется заводнение, как правило, имеется достаточно густая сеть сейсмических профилей 2D, отработанных на ранних стадиях разведки и разработки месторождения. На момент отработки этих профилей нефтяные залежи практически еще не были деформированы за счет заводнения. Поэтому содержащаяся на временных разрезах по этим профилям сейсмическая информация характеризует исходное, первичное состояние залежи. Все более поздние сейсмические съемки на данном месторождении (неважно, 3D или 2D) регистрируют сейсмическую запись уже изменившуюся из-за выполненного заводнения.

Совместная обработка материалов старых и более поздних сейсмических съемок позволяет выявить эти изменения и проследить фронт заводнения, а также оконтурить фрагменты исходной нефтяной залежи, которые могли остаться изолированными в результате прорыва воды.

Важно отметить, что при данной технологии не нужны затраты на проведение новых дорогостоящих полевых работ, поскольку речь идет об извлечении дополнительной информации из данных уже выполненных съемок. Затраты же на переобработку данных всех этих сейсмических профилей и интерпретацию полученных материалов составляют 10-15% от стоимости одной эксплуатационной скважины.

Конечно, если возникает необходимость проследить фронт заводнения на еще более поздней стадии разработки, потребуется проведение новых сейсмических полевых работ. Однако, и повторные полевые работы 2D на порядок дешевле площадной сейсморазведки 3D. Для того же участка 10х10 км при расстоянии между профилями 200-300 м стоимость повторной съемки 2D с аналогичной сейсморазведке 3D кратностью не превысит 600 – 900 тысяч долларов. Это меньше стоимости бурения одной скважины.

При этом, для решения конкретной задачи прослеживания фронта заводнения точность получаемых результатов будет как минимум не ниже (а часто и гораздо выше), чем у сейсморазведки 3D.

2. При обработке и интерпретации сейсмических данных анализируется не изменение формы сейсмического сигнала (как это сейчас делается при проведении сейсморазведки 4D), а особенности изменения его спектра. Это позволяет выявить гораздо более тонкие эффекты, чем при простом сравнении сейсмозаписей на старом и новом временных разрезах. Для анализа спектров используется так называемая частотно-зависимая фильтрация (ЧЗФ). Эта процедура обработки основана на установленной теоретически и неоднократно подтвержденной экспериментально закономерности изменения спектра сейсмического сигнала в зависимости от типа флюида, заполняющего коллектор. ЧВЗ является в данном случае наиболее эффективной, поскольку функционально она создавалась именно для разделения в волновом сейсмическом поле водо - и нефтенасыщенных коллекторов.

Кроме того, что очень важно, при такой обработке не требуется полная идентичность старой и новой методики и техники проведения полевых работ и обработки, необходимая при проведении сейсморазведки 4D.

Предлагаемая технология была опробована на нескольких нефтяных месторождениях Западной Сибири, находящихся в различных ее частях. Это Потанайское, Ай-Пимское и Восточно-Еловое месторождения. Они имеют различное геологическое строение, различный тип залежи, различную толщину и количество коллекторов в разрезе. Тем не менее, предлагаемая технология оказалась эффективной на каждом из них. На этих месторождениях по сейсмическим данным 2D прогнозировалось c использованием частотно-зависимой фильтрации:

-наличие и местоположение залежей при блоковом строении ловушки;

-наличие и местоположение залежей в литологически неоднородном коллекторе;

-положение контура ВНК.

Ниже приводятся примеры практического опробования описанной технологии. 

                                                                                             Рис.1.

 

На рис. 2. видно, что продуктивным скважинам отвечают низкочастотные аномалии, а скважины, в которых нефть не обнаружена, попадают в области более высоких частот, закрашенные зеленым цветом.

 

                                                                                             Рис.2.

 Пример успешного определения контура В Н К приведен на рисунках 3 и 4.

                                                                                         Рис.3.

                                                                                            Рис.4.

 Далее рассматривается пример практического опробования предлагаемой технологии на достаточно сложном для применения сейсморазведки Потанайском месторождении в Западной Сибири. Нефтеносными здесь являются песчаники абалакской свиты верхней юры. Толщина продуктивной части разреза очень невелика. При этом она резко и часто меняется по латерали - от 2 - 8м. до полного исчезновения.

Первоначально месторождение было чисто нефтяное, безводное. Опытно-промышленная эксплуатация Потанайского месторождения началась в 1997 году. В 2002 году для поддержания пластового давления было принято решение начать заводнение. Поскольку месторождение не имело ВНК, воду закачивали непосредственно в залежь, практически бессистемно. Зачастую в нагнетательные переводились добывающие скважины с фонтанными дебитами в 40 -60 м3/сутки.

 Рис.5 и 6 иллюстрируют состояние месторождения на разных стадиях освоения.

                                                                                                       Рис.5.

                                                                                                       Рис.6.

На рис. 7. приведена схема расположения скважин, площадей сейсмических работ 3D и линии профиля 2D, на котором выполнялось опробование технологии.

                                                                                                        Рис.7.

 На рис.8А приведен временной разрез по указанному профилю, отработанному в 1992 году.

 Три скважины, пробуренные вдоль этого профиля, оказались нефтеносными. Толщина продуктивной части разреза невелика, - от 2-х до 8м. Четвертая скважина попала в непродуктивную часть залежи.

На рис.8Б приведен временной разрез по этому же сейсмическому профилю, синтезированный из съемки 3D, выполненной в 2004 г. За это время, как указано выше, на месторождении было проведено интенсивное внутриконтурное заводнение. В результате скважина 1 стала нагнетательной, а скважина 2 оказалась полностью обводненной. Скважина 4 осталась нефтеносной, практически без наличия воды

                                                                                                      Рис.8.

Визуальное сравнение двух временных разрезов не позволяет выявить какие-либо закономерные расхождения в характере волной картины, связанные с замещением нефти водой. Тем более, что методика и техника съемок 2D и 3D и граф последующей обработки существенно не идентичны, поэтому и временные разрезы совпадают только качественно.

На рис.9 представлены те же временные разрезы после выполнения частотно-зависимой фильтрации. Красным цветом показаны низкочастотные аномалии, связанные с нефтенасыщенным коллектором. Можно констатировать наличие достоверного изменения сейсмической информации, связанного с замещением нефти водой.

                                                                                                   Рис.9.

 Низкочастотные аномалии в спектре сейсмического сигнала, соответствующие наличию нефти в коллекторе, полностью исчезли в районе скважин 1 и 2 после заводнения. Скважина 4 осталась нефтеносной, практически без наличия воды. И ей продолжает соответствовать низкочастотная аномалия. Отметим, что ее форма существенно изменилась, что естественно, поскольку скважина 4 свыше 7 лет работает на фонтане.

Таким образом, экспериментально доказано, что даже для маломощных (менее 10м) коллекторов эффект замещения нефти водой при заводнении может быть зафиксирован с помощью сейсморазведки 2D. Разумеется, при соответствующей обработке полевых сейсмических материалов.