Способ скважинной сейсморазведки для прямого прогноза нефтегазовых месторождений

Способ скважинной сейсморазведки для прямого прогноза нефтегазовых месторождений

Реферат

 

Использование: при скважинной сейсморазведке для прямого прогноза нефтегазовых месторождений. Сущность изобретения: при возбуждении упругих колебаний бурильной колонны в процессе бурения скважины регистрируют колебания при разных удалениях точек приема от устья скважины, выделяют полезные сигналы путем формирования взаимнокорреляционных функций, осуществляют регистрацию волновых полей в инфранизкочастотном диапазоне от 1 до 10 Гц, излучаемых месторождениями нефти и газа собственных квазигармонических колебаний наведенной сейсмоакустической эмиссии (САЗ), инициируемых воздействием на них бурового инструмента, проводят спектральный анализ сейсмозаписей, определяют наиболее интенсивные монохроматические составляющие компоненты наведенной САЗ, выделяют их путем монохроматической корреляции, накапливают монокоррелограммы единичных последовательных воздействий на интервале проходки : D /4, где - длина волны монохроматической компоненты наведенной САЗ, и по динамике изменения амплитуд во временном интервале, соответствующем накоплению инфранизкочастотных составляющих зарегистрированного волнового поля, определяют время прихода максимальных значений амплитуд аномальных сигналов, превышающих в 1,5 - 2 раза фоновые значения, по которым судят о наличии и нефтегазовых месторождений. Для повышения точности и достоверности определения глубины залегания нефтегазовых месторождений.

Изобретение относится к сейсмической разведке и может быть использовано для прямого прогноза залежей нефти и газа в околоскважинном пространстве в процессе бурения скважин.

Известен способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений [1].

Согласно данному способу в качестве источника регистрируемых сигналов используют естественный сейсмический фон на частотах от 1 до 20 Гц с длительностью регистрации 20 - 30 мин. О наличии месторождения судят по сдвигу в сторону низких частот максимума частотного спектра сейсмического сигнала, зарегистрируемого на исследуемой площади по сравнению с максимумом частотного спектра, полученного на бесперспективной площади.

К недостаткам этого способа можно отнести: невозможность управления и регулировки источника - естественного сейсмического фона, что обуславливает эмпирический характер исследований и необходимость изучения эталонов; отсутствие в результатах исследований информации о глубинности расположения нефтегазовых залежей в разрезе.

Это приводит к вероятностному подходу к прогнозу месторождений нефти и газа без сведений о глубине, характере и мощности залежи.

Известен способ определения параметров разреза, основанный на изучении околоскважинного пространства, при котором размещаемые на поверхности наблюдения сейсмоприемники регистрируют сейсмические волновые поля, возбуждаемые в скважине с различных глубин специальным источником, размещаемым в скважине в перерывах между бурением. Определение параметров разреза осуществляется по кинетическим и динамическим характеристикам прямых, отраженных и преломленных волн [2].

Недостатками этого способа являются: необходимость применения скважинного источника, работающего при остановке процесса бурения, что приводит к снижению скорости бурения, росту затрат на проведение работ.

Известен способ определения контуров нефтегазоносности пластов, основанный на использовании явления аномального поглощения высокочастотных составляющих спектров упругих волн в слоях с промышленными содержаниями нефти и газа, при котором вдоль профилей сейсмоприемников на поверхности наблюдения регистрируются прямые, проходящие через залежь волны, возбуждаемые взрывами ниже залежи в скважине [3].

Недостатками этого способа являются: необходимость применения взрывов в исследуемой скважине; использование для исследования только прямых волн; невозможность проведения работ без приостановки бурения.

Это заметно снижает эффективность работ на скважине и предполагает априорное знание местоположения залежи, исключает использование для анализа отраженных и других типов волн, что заметно ограничивает возможности прогноза залежей нефти и газа ниже забоя исследуемых скважин и в разрезах, где ее наличие неизвестно.

Наиболее близким к заявленному техническому решению, прототипом, является способ скважинной сейсморазведки [4]. Он базируется на возбуждении упругих колебаний на различных глубинах путем воздействия бурового инструмента на забой скважины в процессе бурения, предусматривает многоканальную трехкомпонентную регистрацию колебаний при различных удалениях точек приема от устья исследуемой скважины.

Выделение полезных сигналов основано на формировании взаимно корреляционных функций зарегистрированных сейсмозаписей и опорного сигнала, регистрируемого вблизи или на вертлюге скважины, по которым определяются сейсмические скорости и положение сейсмических границ, физические свойства горных пород пересеченных скважиной, а также расположенных глубже ее забоя. Процесс бурения на время регистрации колебаний переводят в нестационарный режим, который получают путем изменения частоты вращения бурового инструмента по известному закону в пределах, ограниченных частотным диапазоном сейсморегистрирующего канала и/или путем изменения силы давления на забой от нулевого значения до максимального, определяемого весом бурового инструмента при бурении.

Недостатками этого способа являются: необходимость изменения технологических параметров бурения в предварительно согласованные моменты времени, совпадающие с началом регистрации сейсмических колебаний; отсутствие направленности на прямой прогноз нефтегазовых залежей.

Экспериментальное опробование данного способа позволило убедиться в том, что и без управления процессом бурения при постоянной скорости вращения бурового инструмента, взаимодействие долота с породой приводит к возбуждению колебаний сложной формы. Образующиеся при этом сейсмические колебания содержат квазислучайную широкополосную составляющую, которая является наиболее информативной для способов решения задач, связанных с изучением геологического строения и физических свойств среды горных пород в процессе бурения, базирующихся на принципах корреляционного анализа.

Задачей заявляемого технического решения является повышение достоверности обнаружения, а также повышения точности и надежности определения глубины залегания нефтегазовых месторождений в околоскважинном пространстве при проходе его бурением.

Поставленная задача решается следующим образом.

В способе скважиной сейсморазведки для прямого прогноза нефтегазовых месторождений, включающим возбуждение упругих колебаний бурильной колонны путем воздействия бурового инструмента на забой скважины в процессе бурения, регистрацию колебаний при различных удалениях точек приема от устья скважины, выделение сигналов путем формирования взаимно корреляционных функций и последующую обработку полученных данных. Непрерывно, на протяжении всего процесса бурения осуществляют регистрацию волновых полей в инфранизкочастотном диапазоне от 1 до 10 Гц в области излучения месторождениями нефти и газа собственных квазигармонических колебаний наведенной сейсмоакустической эмиссии (САЭ), инициируемых воздействием на них источника колебаний в виде работающего на забое бурового инструмента, проводят спектральный анализ зарегистрированных сейсмозаписей, определяют наиболее интенсивные монохроматические составляющие компоненты наведенной САЭ, выделяют их путем монохроматической корреляции, накапливают монокоррелограммы единичных последовательных воздействий на ограниченном интервале проходки, соответствующем условию: D /4, где - длина волны монохроматической компоненты наведенной САЭ, и по динамике изменения амплитуд во временном интервале, соответствующем накоплению инфранизкочастотных составляющих волнового поля, определяют время прихода максимальных значений амплитуд аномальных сигналов, превышающих в 1.5 - 2 раза фоновые значения, по полученной информации судят о наличии нефтегазовых месторождений, а по скоростной характеристике разреза определяют глубину залегания и местоположение прогнозируемых месторождений в околоскважинном пространстве.

Существенными отличительными признаками в заявляемом техническом решении являются: регистрация волновых полей в инфранизкочастотном диапазоне от 1 до 10 Гц, что позволяет зарегистрировать информацию и монохроматические колебания наведенной сейсмоакустической эмиссии нефтегазовых месторождений; выделение из зарегистрированного волнового поля наиболее интенсивных квазигармонических составляющих компонент наведенной САЭ с использованием монохроматической корреляции; накапливание полученных монокоррелограмм для интервалов регистрации единичных воздействий, не превышающих четверти видимой длины исследуемых компонент наведенной САЭ, обработка и анализ результатов накапливания, позволяющих определить глубину и местоположение в околоскважинном пространстве нефтегазовых месторождений.

Предлагаемый способ прямого прогноза базируется на активной модели геологической энергонасыщенной среды, содержащей внутри себя собственные источники упругой энергии дискретно распределенные в пространстве разреза и локально приуроченные к его неоднородностям.

При этом, нефтегазовые месторождения рассматриваются как локализованные, энергонасыщенные неоднородности в среде, находящиеся в состоянии неустойчивого равновесия и обладающие способностью при внешнем воздействии любого типа источников упругих колебаний, излучать энергию в виде вынужденных сейсмических колебаний инфранизкочастотного диапазона от 1 до 10 Гц. Результаты экспериментального применения данного способа исследований свидетельствуют о том, что основная энергия излучаемых сейсмических колебаний наведенной САЭ различными источниками, в том числе и работающим на забое скважин породоразрушающим инструментом в процессе бурения, сосредоточена у нефтегазовых месторождений именно в указанном частотном диапазоне.

В качестве источника в способе рассматривается квазигармонический процесс излучения энергии собственных колебаний упругих волн, вызванных непрерывным взаимодействием бурового долота с горными породами при их бурении. Образующиеся при этом упругие колебания распространяются в околоскважинном пространстве и служат источником наведенной сейсмоакустической эмиссии (САЭ) в месторождениях нефти и газа. Будучи зарегистрированными на поверхности наблюдения и выделенными по частотному признаку, эти квазигармонические колебания позволяют обнаруживать и выделять нефтегазовые месторождения в инфранизкочастотном диапазоне. Частота и амплитуда этих колебаний зависит от ряда факторов процесса бурения и физико-механических свойств горных пород. При этом исследования данным способом могут выполняться на любом этапе бурения при положении долота выше, внутри и ниже глубины залегания месторождений.

Из известной научно-технической и патентной литературы авторам не известно о существовании технического решения с перечисленной совокупностью признаков. Это дает основание сделать вывод о соответствии заявляемого объекта критериям изобретения.

Способ осуществляется следующим образом.

Возбуждаемые упругие колебания бурильной колонны регистрируют на различных удалениях точек приема от устья скважины трехкомпонентными сейсмоприемниками, располагаемых вдоль линий профилей, протяженность и конфигурация которых определяются конкретными задачами и условиями проведения работ. Датчики опорного сигнала располагают на верхней части бурильной колонны - вертлюги скважины.

В различные интервалы времени при непосредственном бурении, независимо от глубины работающего породоразрушающего инструмента на забое, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в течение 20 - 30 с, и выделение сигналов путем расчета взаимнокорреляционных функций между опорными сигналами и зарегистрированными наземной расстановкой сейсмоприемников сейсмозаписями в инфранизкочастотном диапазоне от 1 до 10 Гц.

Полученные в результате коррелограммы содержат информацию о распределении в волновом поле излучений месторождений нефти и газа собственных квазигармонических колебаний наведенной сейсмоакустической эмиссии (САЭ), обусловленной воздействием на забой породоразрушающего инструмента. Для выделения из зарегистрированного волнового поля наиболее интенсивных монохроматических составляющих компонент наведенной САЭ, проводят спектральный анализ зарегистрированных сейсмозаписей.

Выбранные значения рабочих частот выделяют проведением монохроматической корреляции и формированием монокоррелограмм единичных последовательно зарегистрированных воздействий. Для повышения помехоустойчивости процесса выделения инфранизкочастотных компонент наведенной САЭ, осуществляют накапливание результатов преобразования на ограниченном интервале глубин проходки ствола скважин для всего временного интервала наблюдения таким образом, чтобы обеспечить повышение соотношения A сигнала/A помеха. Для этого выбирают базу (интервал возбуждения вдоль ствола скважины) накапливания из условия: D /4 (1) где - длина волны монохроматической накапливаемой компоненты наведенной САЭ составляющей.

В качестве примера определим допустимую базу накапливания для единичных монокоррелограмм зарегистрированных на глубинах проходки скважины от 1000 до 2000 м. Определим, что инфранизкочастотная компонента исследованной наведенной САЭ равна 4 Гц, средняя скорость распространения колебаний равна 3000 м/с. Отсюда длина волны составит величину = 750 м, и в соответствии с выражением 1 база накапливания не превышает: D187,5 м.

По накопленным монокоррелограммам рассчитывают динамику изменения амплитуд монохроматической составляющей наведенной САЭ вдоль времени регистрации, определяют времена прихода максимальных амплитуд или аномалий сигналов. При этом, аномальными могут считаться значения амплитуд моночастоты инфранизкого диапазона, которая в 1.5 - 2 раза превышает фоновые значения, определяемые на всем времени регистрации.

По полученной информации предоставляется возможность судить о наличии или отсутствии нефтегазовых месторождений. При наличии сведений о скоростной характеристике разреза и времени выделенных аномалий определяют глубину залегания и местоположение прогнозируемых месторождений в околоскважинном пространстве. Точность определения при этом зависит от точности расчета времени регистрации аномалий и точности расчета скоростной характеристики.

По сравнению с прототипом и другими известными аналогами, прелагаемый способ скважиной сейсморазведки для прямого прогноза нефтегазовых залежей месторождений позволяет повысить достоверность обнаружения, точность и надежность определения глубин и местоположения в околоскважинном пространстве месторождений нефти и газа.

Литература 1. Патент Российской Федерации N 2054697, кл. G 01 V 1/00. Способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений. Опубл. 20.02.96. Бюл. N 57.

2. Патент США N 4207619, кл. 367-36, опубл. 1980.

3. Авторское свидетельство СССР, N 270275, кл. G 01 V 1/00. Способ определения контуров нефтегазоносности пласта. Опубл. 8.05.70. Бюл. N 16.

4. Авторское свидетельство СССР N 1035549, кл. G 01 V 1/40. Способ скважинной сейсморазведки. Опубл. 15.08.83. Бюл. N 30.

Формула изобретения

Способ скважинной сейсморазведки для прямого прогноза нефтегазовых месторождений, включающий возбуждение упругих колебаний бурильной колонны путем воздействия бурового инструмента на забой скважины в процессе бурения, регистрации колебаний при различных удалениях точек приема от устья скважины, выделение сигналов путем формирования взаимно кореляционных функций и последующую обработку полученных данных, отличающийся тем, что осуществляют регистрацию волновых полей в инфранизкочастотном диапазоне 1 - 10 Гц в области излучения месторождениями нефти и газа собственных квазигармонических колебаний наведенной сейсмоакустической эмиссии (САЭ), инициируемых воздействием на них источника колебаний в виде работающего на забое бурового инструмента, проводят спектральный анализ зарегистрированных сейсмозаписей, определяют наиболее интенсивные монохроматические составляющие компоненты, наведенной САЭ, выделяют их путем монохроматической корреляции, накапливают монокоррелограммы единичных последовательных воздействий на ограниченном интервале проходки, соответствующем условию D < /4, где - длина волны монохроматической компоненты наведенной САЗ, а по динамике изменения амплитуд во временном интервале, соответствующем накоплению инфранизкочастотных составляющих волнового поля, определяют время прихода максимальных значений амплитуд аномальных сигналов, превышающих в 1,5 - 2 раза фоновые значения, по полученной информации судят о наличии нефтегазовых месторождений, а с учетом скоростной характеристики разреза определяют глубину залегания и местоположение прогнозируемых месторождений в околоскважинном пространстве.

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 29.04.2011

Дата публикации: 20.03.2012