4c

Arbeit macht frei

111

Использование 4-C для характеристики литологии и флюидов в кластических коллекторах Folke Engelmark, WesternGeco–Seismic Reservoir Services, Kuala Lumpur, Malaysia В течение длительного времени, многокомпонентные данные не получали широкого признания. Потенциальные выгоды от наличия информации продольных волн (P-волн) и поперечных волн (S-волн) никогда не обсуждались, но регистрация и обработка больших объемов данных характеризуется значительной стоимостью, и качество данных S-волн иногда было ниже ожидаемого. Однако недавние разработки в области источников, датчиков, телеметрии и обработки данных способствуют росту популярности многокомпонентных данных как способа обеспечения лучшего качества за меньшую стоимость. К информации поперечных волн можно обратиться посредством отклика AVO P-волн, но прямые поперечные (direct shear) (SS-волны) или обменные поперечные (PS-волны) дают более точные сведения о свойствах деформации сдвига разреза. Получение этой уточненной информации об упругих свойствах разреза является одной из основных причин регистрации многокомпонентных данных. Существуют два основных способа регистрации многокомпонентных данных. Наземные многокомпонентные сейсмические данные обычно регистрируются с применением источников с энергией, поляризованной по вертикали или по горизонтали, предназначенных для формирования падающих P- и Sволн. Сейсмические данные могут быть зарегистрированы в виде наборов трехкомпонентных (3-C) или девятикомпонентных (9-C) данных. В последнем случае происходят три последовательные 3-C регистрации прямых и обменных волн путем поочередного инициирования каждого источника (т.е. вертикальная составляющая – составляющая ин-лайн – составляющая кросс-лайн). Морские многокомпонентные данные, известные как 4-C, регистрируются с применением традиционных воздушных пушек с целью формирования PPволн, но сейсмоприемники расположены на морском дне для регистрации 3-D векторного поля. Четвертая составляющая – это гидрофон, регистрирующий поле давления, как обычные сейсмические стримеры. Располагая гидрофоны на морском дне, можно также регистрировать обменные поперечные волны, известные как PS-волны. Фронт распространяющейся волны, помимо отражения и прохождения, будет испытывать частичное преобразование сейсмической энергии при падении волны на границу раздела под углом, отличным от нормального падения (NI – normal incidence). Эти обменные волны также распространяются, отражаются и снова преобразуются, но при каждом преобразовании сопровождается значительной потерей энергии. Следовательно, если исключить ситуации, когда имеют место сильные ограничения скорости (например, на контактах с солью и базальтом – весьма эффективными преобразователями вида волн), мы находим, что только обменная волна первого порядка обладает интенсивностью, достаточной для успешной регистрации. Затем мы разыскиваем энергию падающей под углом P-волны, которая преобразуется в энергию S-волны на литологических границах, а затем поступает на датчик на дне моря. Тот факт, что эта обменная волна первого порядка часто обеспечивает морские данные очень высокого качества, стал условием, способствующим формированию в течение последних пяти лет совершенно нового рынка мор-

Arbeit macht frei

112

ских сейсмических данных. Опыт оказался настолько удачным, что сейчас является общепринятым выделение PS-волн и из сухопутных многокомпонентных данных, поскольку специально полученные поперечные волны часто имеют плохое качество. Поперечные волны очень сильно ослабляются зоной малых скоростей (в морских данных – неконсолидированными отложениями на морском дне), и, поскольку половина дистанции распространения прослеживается более устойчивыми P-волнами с большей длиной, полученное изображение данных PS-волн часто оказывается лучшего качества, нежели изображение данных прямых поперечных волн (SS-волн). При условии хорошего качества данных, предпочтительно работать с данными назначенных поперечных волн, нежели с данными обменных поперечных волн. Это связано с тем, что отражательная способность нормально падающей поперечной волны является единственным наиболее важным фрагментом информации поперечных волн, которую мы можем выделить. SS- и PSволны весьма сходны по составу информации, но доступ к информации в PSволнах не столь надежен. Причина популярности обменных поперечных волн заключается в том, что в настоящее время они являются лучшим средством регистрации морских данных поперечных волн – и к тому же неожиданно высокого качества. Применение 4-C. На рис.1 показаны различные области применения 4-C сейсмических данных. Желтым цветом обозначена область, где применяются только данные P-волн: устранение кратных волн PZ, где одновременная регистрация полей волн сжатия (P) и вертикальных составляющих скорости (Z) улучшает ослабление кратных волн путем их сочетания (известно как изображение PZ). Кроме того, сейсмоприемник вертикальной составляющей часто предлагает увеличенную ширину полосы и, следовательно, повышенную разрешающую способность. Другими важными факторами, которые улучшают изображение, являются более точные данные о координатах сейсмоприемников, повышенная кратность, и то, что 4-C дает лучшее освещение, поскольку регистрация производится по всем азимутам. Рис.1. Области применения 4-C. Желтым цветом обозначена одна область, основанная исключительно на данных P-волн, а синим цветом – области, основанные на обменных PS-волнах. Зеленым цветом отмечены области применения, включающие PP- и PS-волны. Характеристика литологии и характеристика флюидов выделены как специальная тема данной статьи. (1- PS-волны: Получение изображения в условиях незначительного различия по импедансу; 2- Получение изображения под отложениями соли и под базальтом; 3- Характеристика трещиноватости; 4- Характеристика литологии и флюидов; 5- 4-D: Количественное изменение насыщенности и давления; 6- Прогнозирование опасности при бурении: газ на малой глубине, потоки воды на малой глубине, газовые гидраты, поровое давление и механическая устойчивость породы; 7- Устранение кратных волн PZ; 8- PS-волны: разрешающая способность на малой глубине; 9- PS-волн: получение изображения через газ)

Синим цветом обозначены области применения, которые включают только обменные волны. Разрешающая способность данных PS-волн на малых глубинах превышает разрешающую способность данных PP-волн, посколь-

Arbeit macht frei

113

ку поперечные волны характеризуются меньшей длиной волны. Единственным наиболее успешным применением данных обменных волн до сих пор было получение изображения через области, скрытые газом. Получение изображения с помощью PS-волн коллекторов с малым различием по импедансу претендует на роль самой успешной альтернативы получению изображения данных P-волн, суммированных по выносам, где градиент AVO невелик (это соответствует случаю тяжелых нефтей в неконсолидированных кластических отложениях). Получение изображения под отложениями соли и под базальтом – это другая очень важная область применения обменных волн, поскольку значительная часть энергии, прошедшей через высокоскоростные слои, имеет форму обменных поперечных волн. Анализ разделения поперечных волн с применением обменных волн представляет собой наиболее точный способ характеристики трещин с точки зрения их направления и пространственной частоты. Зеленым цветом обозначены области применения, где требуется одновременный анализ PP-волн (желтый цвет) и PS-волн (синий цвет). Желтый и синий цвета дают зеленый цвет, не правда ли? Характеристика литологии и флюидов выделена, поскольку является темой данной статьи. Мы увидим, как объединенный анализ PP- и PS-волн снимает неоднозначность характеристики литологии и флюидов. Далее, «4-D: количественное изменение насыщенности и давления» становится возможным благодаря факту, что PP-волны чувствительны к изменению как эффективного давления, так и насыщения, тогда как PS-волны чувствительны почти исключительно к давлению. Прогнозирование опасности при бурении – другая важная область применения, где многокомпонентные сейсмические данные могут существенно снизить неоднозначность определения литологии и порового давления. Это связано с тем, что PP-волны чувствительны к изменениям текстуры породы и к поровому давлению, в то время как PS-волны чувствительны преимущественно к изменениям текстуры породы. Это позволяет более точно и однозначно оценить газ на малой глубине, потоки воды на малой глубине, газовые гидраты, избыточное поровое давление и механическую устойчивость пород. 4-C: характеристика литологии и флюидов. Данные P-волн известны своей неоднозначностью в том смысле, что изменения свойств флюида, пористости и пород-покрышек могут дать один и тот же коэффициент отражения при нормальном падении на границе покрышка/коллектор (рис.2,3,4). На рис.2 показан песчаниковый коллектор с пористостью 30% на глубине 7000 футов. Флюиды: рассол, нефть весом 40 ед. API и газ с удельным весом 0.75 относительно воздуха. Песчаник заключен в глинистом сланце. Свойства коллектора и покрышки перечислены в Таблице 1.

Рис.2. Песчаниковый коллектор с пористостью 30%, насыщенный рассолом, нефтью и газом и заключенный в глинистом сланце.

Таблица 1. Упругие параметры глинистого сланца, перекрывающего коллектор, насыщенный рассолом, нефтью и газом

Arbeit macht frei Литология Глинистый сланец В песчанике 100% рассола В песчанике 90% нефти В песчанике 90% газа

114 Коэфф-т Пуассона

Характ. сопротивление P-волн

Коэфф-т отражения глина/песок _

Скорость P-волн (фут/с) 9249

Скорость S-волн (фут/с) 4730

Плотность (г/см3) 2.359

0.323

21821

11155

6884

2.163

0.193

24131

0.050

10566

7045

2.065

0.116

21821

0.000

10613

7264

1.943

0.060

20633

-0.028

На рис.3 показано, как можно получить такие же изменения характеристического сопротивления P-волны в песчанике и, следовательно, коэффициент отражения при нормальном падении как функцию порового флюида, изменяя пористость насыщенного рассолом коллектора на основе входных параметров в Таблице 2.

Рис.3. Коллектор, насыщенный рассолом: изменения пористости таковы, что акустические импедансы совпадают с таковыми модели флюидов на рис.2. Модель пористости 30% идентична модели «глина над рассолом» на рис.2.

Таблица 2. Насыщенный рассолом песчаниковый коллектор с изменениями пористости, повторяющими модель с изменениями флюида* Литология

Скорость P-волн (фут/с) 9249

Скорость S-волн (фут/с) 4730

Плотность (г/см3)

Коэфф-т Пуассона

Характ. сопротивление P-волн

Коэфф-т отражения глина/песок _

Глинистый 2.359 0.323 21821 сланец Песчаник с 11155 6884 2.163 0.193 24131 0.050 пористостью 30% Песчаник с 10369 6265 2.105 0.213 21821 0.000 пористостью 33.6% Песчаник с 9954 5932 2.072 0.225 20633 -0.028 пористостью 35.6% *Модель пористости 30% идентична модели «глинистый сланец над рассолом» в Таблице 1

Возможна также ситуация, где пористость коллектора и насыщающий его флюид остаются постоянными, а наблюденное изменение коэффициента отражения обусловлено изменениями перекрывающей покрышки (рис.4). Соответствующие упругие параметры перечислены в Таблице 3. Определения мягкий, средний, твердый глинистый сланец относятся к степени консолидации глинистого сланца и, следовательно, к относительной величине его акустического импеданса.

Arbeit macht frei

115 Рис.4. Изменения в перекрывающем глинистом сланце, приводящие к таким же коэффициентам отражения при нормальном падении, как на рис.2 и 3. Модель «средний глинистый сланец» идентична модели «глинистый сланец над нефтью» на рис.2. (1- Мягкий глинистый сланец; 2- Средний глинистый сланец; 3- Твердый глинистый сланец; 4Нефтенасыщенный песок)

Таблица 3. Изменения в глинистом сланце, перекрывающем однородный нефтенасыщенный песчаниковый коллектор* Литология

Скорость P-волн (фут/с) 8528

Скорость S-волн (фут/с) 4164

Плотность (г/см3)

Коэфф-т Пуассона

Характ. сопротивление P-волн

Коэфф-т отражения глина/песок 0.050

Мягкий гли2.314 0.344 19732 нистый сланец Средний гли9249 4730 2.359 0.323 21821 0.000 нистый сланец Твердый гли9686 5074 2.384 0.311 23090 -0.028 нистый сланец В песчанике 10566 7045 2.065 0.116 21821 _ 90% нефти *Модель «средний глинистый сланец» идентична модели «глинистый сланец над нефтью» в Таблице 1

На рис.5, коэффициент отражения PP-волн показан для нормального падения и при угле падения 30° , вместе с коэффициентом отражения PS-волн при максимальной амплитуде, которая имеет место при угле падения около 30° для трех рассматриваемых случаев. Идентичные коэффициенты отражения выделены для всех трех моделей. Составляющая AVO данных PP-волн показывает высокую чувствительность к изменениям флюида,

Рис.5. Отражательная способность покрышка/коллектор для трех моделей, представленных на рис.2,3 и 4. Ее основой являются изменения свойств поровых флюидов, пористости и покрышки. Согласно проекту, отклики PP-волн при нормальном падении (темно-синий цвет), выделенные желтым, являются идентичными. Изменения флюида в модели «нефть» и изменения покрышки в модели «средний глинистый сланец» идентичны по всем упругим параметрам; следовательно, они

что является основой для использования AVO в качестве показателя флюидов. PS-волны содержат дополнительную информацию, которая снижает степень неоднозначности. Сильное изменение отражательной способности обменных волн указывает на изменение пористости, обусловленное литологическим фактором, и изменение твердости глинистого сланца; изменения в поровых флюидах оказывают весьма малое влияние на отражательную способность PS-волн. Отметим также, что модели «нефть» и «средний глинистый сланец» идентичны по всем упругим пара-

Arbeit macht frei

116

выделены зеленым цветом для всех трех видов волн. Красным цветом выделены модели «рассол» и «низкая пористость», которые также идентичны во всех отношениях. (1- Отражательная способность; 2- Рассол; 3- Нефть; 4- Газ; 5- Изменение флюида; 6- Изменение пористости; 7- Изменение покрышки; 8- Мягкий; 9- Средний; 10- Твердый)

метрам и, следовательно, также обозначены зеленым цветом для всех видов волн. Модели «рассол» и «низкая пористость» также идентичны во всех отношениях и выделены красным цветом.

Почему бы не использовать AVO для отделения изменений флюида от литологических изменений? Это как раз то, чем мы занимались с переменным успехом на протяжении последних 20 лет. Проблема состоит в том, что анализ AVO часто влечет за собой существенную неопределенность. Продемонстрируем это, изменяя только скорости поперечных волн для мягких и твердых глинистых сланцев в предыдущей модели варьирования покрышки (Таблица 4). Таблица 4. Изменения в глинистом сланце, перекрывающем однородный нефтенасыщенный песчаниковый коллектор* Литология

Скорость P-волн (фут/с) 8528

Скорость S-волн (фут/с) 5090

Плотность (г/см3)

Коэфф-т Пуассона

Характ. сопротивление P-волн

Коэфф-т отражения глина/песок 0.050

Мягкий гли2.314 0.223 19732 нистый сланец Средний гли9249 4730 2.359 0.323 21821 0.000 нистый сланец Твердый гли9686 4550 2.384 0.358 23090 -0.028 нистый сланец В песчанике 10566 7045 2.065 0.116 21821 _ 90% нефти *Скорости поперечных волн для мягкого и твердого глинистого сланца были модифицированы с целью создания такого же отклика AVO, как и в случае модели с изменениями пластовых флюидов без воздействия на уже идентичный отклик при нормальном падении. Модель «средний глинистый сланец» идентична модели «глинистый сланец над нефтью» в Таблице 1.

Результатом (рис.6) является то, что отклики AVO и PP-волн при нормальном падении сейчас являются идентичными в моделях «изменение флюида» и «изменение покрышки» (обе модели выделены желтым цветом). Отметим, что отклик PS-волн надежно выявляет изменения в глинистом сланце, тогда как изменения флюида регистрируются с трудом. Модели «нефть» и «средний сланец» снова идентичны по всем упругим параметрам и, следовательно, выделены для всех видов волн зеленым цветом.

Arbeit macht frei

117 Рис.6. Модификация скоростей поперечных волн за счет изменения свойств мягкого и твердого глинистого сланца для модели изменения покрышки: отклики PPволн при нормальном падании и AVO (соответственно темно-синий и светло-синий) идентичны модели с изменениями флюида и выделены желтым цветом. PS-волны (красный цвет) четко разделяет изменения в поровых флюидах и изменения в свойствах покрышки. Идентичные модели выделены зеленым цветом.

Очевидно, что эти глинистые сланцы весьма необычны, поскольку более твердые сланцы характеризуются коэффициентом Пуассона, повышенным сравнительно с более мягкими сланцами. Если предположить, что мягкий сланец – это сланец с очень низкой насыщенностью газом, сформировавшимся из внутреннего зрелого органического вещества, он характеризоваться необычно низким коэффициентом Пуассона. С другой стороны, твердый глинистый сланец может быть весьма богат глинистыми минералами и/или незрелым органическим веществом, что обуславливает большую величину коэффициента Пуассона. Важно не то, существуют ли такие глинистые сланцы. Важен факт, что в случае сомнений по поводу причины наблюдаемых изменений отражательной способности, комбинированная информация, содержащаяся в данных PP- и PSволн, разрешит неоднозначность. 4-C: средство на всех основаниях. В реальности, мы встречаемся с ситуациями, где наблюдаемые вариации отражательной способности PP-волн могут быть обусловлены любым сочетанием изменений в поровых флюидах и изменений в текстуре составляющих пород. Однако сохраняется важное свойство 4C: PP-волны будут регистрировать изменения в поровых флюидах и текстуре пород с равной «проницательностью», тогда как PS-волны регистрируют почти исключительно изменения в текстуре пород. Следовательно, в двух типах волн содержится комбинированная информация, которая может быть преобразована в единый набор упругих параметров, с точностью, ограниченной только неопределенностями изменения отражательной способности. Способность многокомпонентных данных обеспечивать однозначные или уточненные решения, в сущности, всех задач получения изображения и характеристики, делает их средством будущего, и в скором времени мы увидим долговременную установку многокомпонентных датчиков на морском ложе перед началом добычи. Интеграция общей модели разреза, модели потока и повторяющихся через определенное время 4-С сейсмических работ станет основой для окончательного средства управления коллектором. Это средство позволит оптимизировать траектории добывающих и нагнетательных скважин, исходя из порового давления, прочности пород и интенсивности трещин в перекрывающих отложениях, информация о которых выделена из сейсмических данных. Добыча углеводородов и окончательные извлекаемые объемы будут оптимизированы за счет более точной характеристики коллектора и мониторинга, обеспечиваемых постоянно установленными 4-C датчиками. Добавим к этому общепризнанную способность 4-C давать однозначные выводы об изменениях, наблюдаемых в 4-C отклике.

Arbeit macht frei

118

Прогнозирование порового давления перед бурением с помощью 4-C сейсмических данных Colin M. Sayers, Schlumberger, Houston, Texas, U.S. Marta J. Woodward, WesternGeco, Houston, Texas, U.S. Robert C. Bartman, Devon Energy, Houston, Texas, U.S. Знание пластового порового давления важно для успешной разведки месторождения и добычи углеводородов. Имея информацию о пластовом поровом давлении в процессе разведки, можно оценить гидравлическую связность и пути миграции флюидов в регионе. Возрастание порового давления ниже сейсмического горизонта может указывать на присутствие покрышки, тогда как различные поровые давления по обе стороны разлома позволяют предположить, что разлом образует барьер для потока. В глубоководных условиях возрастает стоимость скважин. Такая стоимость, ассоциированная с бурением в условиях избыточного давления, требует надежного прогнозирования пластового порового давления перед бурением. Слишком низкий удельный вес бурового раствора может стать причиной прорыва пластовых флюидов в скважину, что, в худшем случае, приведет к потере скважины. С другой стороны, излишне высокая плотность бурового раствора может существенно снизить скорость проникновения и привести к разрыву пласта. Использование сейсмических данных для прогнозирования порового давления хорошо известно (Pennebaker, 1970; Eaton, 1975; Bowers, 1995), но используемые интервальные скорости сейсмических волн часто выводились из скоростей суммирования, которые локально осредняют скорость по апертуре, используемой в анализе. Эти скорости могут оказаться неподходящими для прогнозирования порового давления в присутствии латеральных изменений, обусловленных наклонными структурами, изменениями литологии, наличием соляных слоев переменной мощности, блоками или непостоянством уплотнения и порового давления. Томография данных МОВ (reflection tomography) дает улучшенную пространственную разрешающую способность и, следовательно, позволяет получить более точную оценку порового давления перед бурением (Lee и др., 1998); Sayers и др., 2000). Однако на скорости сейсмических волн могут оказывать влияние изменения литологии и содержания флюидов, а также изменения порового давления. При проведении морских работ, скорости P- и Sволн можно получить, используя многокомпонентные сейсмоприемники на морском дне (рис.1).

Рис.1. Регистрация данных PP- и PS-волн в морских условиях.

Arbeit macht frei

119

Дополнительная информация, которую можно получить из скорости Sволн, может уменьшить неоднозначность между изменениями порового давления и изменениями в литологии и содержании флюидов. Использование совместной томографии данных P- и S-волн демонстрируется с применением примера из Мексиканского залива. Избыточное давление в глинистых сланцах. В процессе захоронения пористость глинистых сланцев уменьшается, т.к. пластинки (platelets) глины становятся выровненными под действием поля напряжений in-situ (Sayers, 1999). Это сопровождается ростом скорости упругих волн, как показывают кривые нагрузки на рис.2 и 3. Если эффективное давление, действующее на глинистый сланец, уменьшается, например, вследствие падения полного вертикального давления, обусловленного поднятием, или вследствие возросшего под действием повышенной температуры порового давления, обезвоживания глины или формирования углеводородов, остается изменение в микроструктуре. Следовательно, пористость и скорость после снятия нагрузки, располагаются на кривой, которая отличается от кривой нагрузки. Поскольку имеет место сочетание быстрого захоронения и низкой проницаемости, считается, что недоуплотнение, являющееся результатом неспособности поровых флюидов к дренированию в процессе захоронения, представляет собой основную причину избыточного давления, наблюдаемого в поздних, быстро отложенных осадках.

Эффективное давление = полная нагрузка – поровое давление

Рис.2. Изменение пористости в процессе нагрузки и снятия нагрузки в функции эффективного давления.

Рис.3. Изменение скорости сейсмических волн в процессе нагрузки и снятия нагрузки в функции эффективного давления.

Arbeit macht frei

120

Для аргиллитов, лежащих на кривой нагрузки (т.е. для аргиллитов, которые никогда не испытывали разгрузки), ожидается, что скорость S-волн линейно связана со скоростью P-волн в приемлемом приближении. Например, Castagna и др. (1985) выводят следующее эмпирическое соотношение между скоростями P- и S-волн по АК:

V s = aV p − b

(1)

где a = 0.862, b = 1.172 км/с для аргиллитов. Следовательно, уменьшение скорости P-волн вследствие избыточного давления, должно сопровождаться уменьшением скорости S-волн, если избыточное давление обусловлено недоуплотнением, в течение которого осадочный материал следует кривой нагрузки на рис.2 и 3. Если уменьшение скорости P-волн вызвано присутствием газа, следует ожидать, что на скорость S-волн не будет оказано большого влияния. В качестве примера, рассмотрим скорости P и S-волн, измеренные Tosaya в функции ограничивающего давления для сухого (газонасыщенного) образца при атмосферном давлении, и для образцов глинистого сланца Pierre, насыщенных флюидом, при поровом давлении 10 и 400 бар. На рис.5 показана аппроксимация уравнением (1) скоростей P- и S-волн, и график VP/VS в функции VP. Если поведение двух образцов, насыщенных флюидами при различных поровых давлениях, является сходным, то поведение газонасыщенного образца коренным образом отличается – отношение VP/VS увеличивается с ростом VP, в отличие от образцов, насыщенных флюидами.

Рис.4. Скорости P- и S-волн, измеренные Tosaya (1982) в функции ограничивающего давления для сухого образца при атмосферном давлении, и для образцов глинистого сланца Pierre, насыщенных флюидом при поровом давлении 10 и 440 бар.

Arbeit macht frei

121

Рис.5. Аппроксимация уравнением (1) скоростей P- и S-волн, измеренных Tosaya (слева). График зависимости VP/VS от VP для этих же данных (справа).

Томография данных МОВ. Общепринятый анализ скоростей суммирования предполагает медленное изменение скоростей, как в латеральном направлении, так и по глубине. Полученная разрешающая способность обычно слишком мала для точного прогнозирования порового давления. Томография данных МОВ (Stork, 1992; Wang и др., 1995; Woodward и др., 1998) заменяет предположения низкой разрешающей способности в слоистой среде и гиперболического нормального приращения в общепринятом методе, более точным подходом, основанным на моделировании с построением лучей. Там, где анализ скоростей суммирования оценивает приращение на записях ОСТ во временной области, томография оценивает приращение на записях общей точки изображения (CIP), мигрированных по глубине перед суммированием. Томография CIP работает на простом принципе: когда скоростная модель является правильной, приращение отсутствует, и миграция глубин перед суммированием распределит отражающую поверхность на общую глубину для всех выносов, на которых она освещается. Метод использует построение лучей для формирования системы уравнений остаточной миграции, связывающих изменения в приращении с изменениями в модели скоростей, которая может иметь произвольную степень пространственной сложности. Выбрана начальная эталонная модель, сформированы записи CIP, пикированы отклонения глубины по выносам, и решены томографические уравнения. Получаем уточнения модели на основе ячеек (cell-based model updates), которые минимизируют остаточное приращение при заданных ограничениях гладкости. Затем процесс повторяется до схождения. Ограничения гладкости ослабевают от итерации к итерации; при наиболее жестких ограничениях решаются длинноволновые элементы на первой итерации, и при наименее жестких ограничениях решаются коротковолновые элементы на последней итерации (рис.6).

Arbeit macht frei

122

Пример из Мексиканского залива. На рис.7 показаны изображения данных PP- и PS-волн для 4-C профиля, отработанного в Мексиканском заливе. На рис.8 показаны те же изображения, с наложением скорости P–волн на изображение данных PP-волн, и наложением скорости S-волн на изображение данных PS-волн. Сначала была использована томография данных МОВ для построения модели скоростей Pволн с применением данных отраженных PP-волн. Затем, при фиксированной скорости P-волн, Рис.6. Схема томографического уточнения скорости томография данных МОВ была (по Woodward и др.). использована для построения модели скоростей S-волн с применением данных отраженных PS-волн. Обращает на себя внимание качественное совпадение скоростей P- и S-волн. Модели скоростей P- и S-волн демонстрируют инверсии скоростей, обусловленные присутствием ЗМС в середине профиля. Это предполагает, что реверсирование скорости P-волн не может быть объяснено присутствием другого порового флюида (например, газа), поскольку ожидается, что изменение порового флюида оказывает на скорость S-волн значительно меньшее влияние, чем на скорость P-волн. Данные АК и информация о плотности буровых растворов, использованных при бурении, имелись для вертикальной скважины (слева от основного разлома на рис.7), и для отклоненной скважины, расположенной приблизительно на одной трети профиля от левой границы рисунка. Для отклоненной скважины имелись также пары время пробега/глубина, полученные по результатам контрольного отстрела.

Arbeit macht frei

123

На рис.9 сравнивается скорость P-волн, полученная путем томографии на вертикальной скважине, с интервальной скоростью, полученной путем увеличения масштаба (upscaling) диаграммы АК. Сопоставление скорости Pволн, полученное в результате томографии на отклоненной скважине, с интервальной скоростью, полученной путем инвертирования данных контрольного отстрела, и путем увеличения масштаба диаграммы АК, имеющейся по этой скважине, показано на рис.10. Наблюдается хорошее совпадение, с заметным реверсированием скорости на глубине около 2 км. Показана также скорость S-волн, полученная в результате томографии данных МОВ на скважине, в сравнении со скоростью S-волн, предсказанной по томографической скорости P-волн с использованием линии аргиллитов. Скорость S-волн демонстрирует реверсирование, хотя и не столь выраженное, как Рис.7. Изображения данных PP-волн (вверху) и предсказывалось по скорости PPS-волн (внизу) для 4-C профиля, отработанного над участком с избыточным давлением в Мексиволн с использованием линии арканском заливе. гиллитов. В соответствии с рис.8, это предполагает, что реверсирование скорости P-волн не может быть объяснено присутствием другого порового флюида (например, газа), поскольку ожидается, что изменение порового флюида оказывает на скорость S-волн значительно меньшее влияние, нежели на скорость P-волн. Скважины, пробуренные на взброшенном крыле основного разлома (рис.7), указывают на стратиграфический разрез, сложенный преимущественно глинистым сланцем на уровне глубин, который на рис.8 обозначен низкими скоростями P-волн и S-волн. Рис.9 и 10 показывают, что скорости Sволн, полученные в результате томографии, несколько больше скоростей, предсказанных с использованием линии аргиллитов. Одна из возможных причин заключается в том, что в томографической инверсии была допущена анизотропия. Сейсмическая анизотропия (если она присутствует) повышает величину отношения скоростей приращения для S- и P-волн (Sayers, 1999), и может объяснить, почему скорости S-волн, полученные с помощью томографии данных МОВ, больше скоростей, предсказанных с использованием линии аргиллитов. В ходе дальнейшей работы, анизотропия будет включена в инверсию, что позволит количественно оценить этот эффект.

Arbeit macht frei

124

Рис.8. Скорость P-волн (вверху) и скорость Sволн (внизу), полученные с помощью томографии данных МОВ для 4-C профиля, отработанного над участком с избыточным давлением в Мексиканском заливе. Низкие скорости обозначены красным цветом; высокие скорости – синим цветом.

Рис.9. Сравнение скорости P-волн, полученной путем томографии на вертикальной скважине, с интервальной скоростью, полученной путем увеличения масштаба диаграммы АК с помощью осреднения Backus (слева). Томографическая скорость S-волн на скважине в сравнении с предсказанием по линии аргиллитов с применением томографических скоростей P-волн (справа).

Прогнозирование порового давления было сделано с использованием скоростей P-волн, полученных в результате томографии, с помощью метода Eaton (Eaton, 1975), при показателе степени n=4 и линии нормального тренда, заданной уравнением: V ( z ) = V0 + kz

Рис.10. Сравнение скорости P-волн, полученной путем томографии на отклоненной скважине, с интервальной скоростью, полученной в результате инвертирования данных контрольного отстрела и увеличения масштаба диаграммы АК с помощью осреднения Backus (слева). Томографическая скорость S-волн на скважине в сравнении с предсказанием по линии аргиллитов с применением томографических скоростей P-волн (справа).

Преобразование скорость – поровое давление калибровалось с использованием весов аргиллитов в вертикальной скважине, что дало параметры V0=1.507 км/с и k=0.793 с-1. На рис.11 показаны томографическая скорость, нормальный тренд, предсказанное поровое давление и удельные веса растворов, использованных при бурении вертикальной скважины. При фиксированных параметрах, было предсказано поровое давление в отклоненной скважине. На рис.12 показаны томографическая скорость, нормальный тренд, предсказанное поровое давление и удельные веса растворов, использованных при бурении наклонной скважины.

Arbeit macht frei

125

Заключение. Оценка пластового порового давления перед бурением является необходимым условием безопасного и экономичного бурения глубоководных скважин. Хотя использование скоростей сейсмических волн для прогнозирования порового давления хорошо известно, необходимо вывести интервальные скорости, используя метод, который способен дать пространственное разрешение, достаточное для проектирования скважины. Скорости ОГТ осредняют скоРис.11. Скорость P-волн на вертикальной скважине, рость по апертуре сейсмических полученная путем томографии, сопоставленная с данных. Следовательно, эти сконормальным трендом (слева). Поровое давление, рости могут не подойти для пропредсказанное по методу Eaton (справа). гнозирования порового давления при их значительных изменениях в латеральном направлении. Томография данных МОВ дает улучшенное пространственное разрешение поля скоростей сейсмических волн и, следовательно, позволяет получить более надежную оценку куба порового давления перед бурением. Однако на скорости сейсмических волн могут влиять изменения литологии и содержания флюидов, а также изменения порового давления. Данные P- и Sволн могут быть зарегистрированы в морских условиях с помоРис.12. Скорость P-волн на отклоненной скважине, полученная путем томографии, сопоставленная с щью многокомпонентных сейснормальным трендом (слева). Поровое давление, моприемников, расположенных предсказанное по методу Eaton (справа). на дне моря. Дополнительная информация, предоставляемая скоростью S-волн, может уменьшить неоднозначность между изменениями порового давления и изменениями литологии и содержания флюида.

Arbeit macht frei

Рекомендуемая литература.

126