Способ оценки нефтегазового месторождения

Способ оценки нефтегазового месторождения

Реферат

 

Использование: в геофизике при зондировании литосферы на нефть и газ. Сущность изобретения: при оценке нефтегазового месторождения производят возбуждение углеводородного вещества внешним виброполем и регистрацию спектра сигнала собственного отклика месторождения трехкомпонентным сейсмоприемником. Дополнительно измеряют время затухания сигнала отклика после отключения источника внешнего возбуждения и регистрируют амплитуду пространственной волны отклика в установившемся режиме в дискретные моменты времени крестообразной группой сейсмоприемников, равномерно разнесенных на измерительной базе. Формируют по каждой из измеряемых компонент последовательность дискретных отсчетов зависимости амплитуды пространственной волны от координат в виде строк. Вычисляют пространственные спектры сигнала отклика по каждой координате. Оценивают характеристики месторождения. Технический результат - повышение достоверности, оперативности и точности способа, снижение стоимости выполняемых работ. 6 ил.

Изобретение относится к области геофизики, в частности к взаимодействию энергетически слабых полей с веществом, и может быть использовано при зондировании литосферы на нефть и газ.

В настоящее время основной метод оценки нефтегазовых месторождений базируется на анализе отраженных волн, возникающих на границах раздела сред.

Известен стандартный метод сейсмического профилирования с использованием общей глубинной точки (ОГТ) (см., например, К. Уотерс, "Метод отраженных волн как инструмент для поисков нефти и газа" в книге "Отражательная сейсмология", перевод с англ., М.: Мир, 1981, стр. 162-167, рис. 5.5 - аналог). Он состоит в получении большого числа расположенных вертикально трасс (сейсмических записей), каждая из которых несет информацию об изменении интенсивности приходящих колебаний во времени. Для получения контура месторождения (аномалии) используют двумерные наблюдения по методу ОГТ с несколькими параллельными профилями.

Недостатками метода являются: необходимость использования большого числа групп приемников, большого числа трасс измерений, а также трудности равномерного размещения точек приема на сложных рельефах местности.

Ближайшим по технической сущности аналогом является "Способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений" (патент РФ N 2045079, G 01 V 1/00, 1995 г. - ближайший аналог). В способе ближайшего аналога осуществляют возбуждение сейсмических колебаний сейсмовибратором в диапазоне частот 1 - 20 Гц, регистрацию трехкомпонентным приемником спектра собственного отклика нефтегазового месторождения на внешнее вибровозбуждение и последующее сравнение сигнала отклика с сейсмическим фоном.

Недостатками ближайшего аналога являются: - малоинформативная схема пространственных измерений; - функциональная ограниченность по выделяемым параметрам.

Задача, решаемая заявляемым способом, заключается в расчете характеристик нефтегазового месторождения: размера подземного хранилища, гипоцентра, компонентного состава путем измерения дополнительных параметров сигнала отклика месторождения на внешнее виброполе накачки.

Поставленная задача решается тем, что в способе оценки нефтегазового месторождения, включающего возбуждение углеводородного вещества внешним виброполем, регистрацию спектра сигнала собственного отклика месторождения трехкомпонентным сейсмоприемником, дополнительно измеряют время затухания (_затух) сигнала отклика после отключения источника внешнего возбуждения, регистрируют амплитуду пространственной волны отклика в установившемся режиме в дискретные моменты времени со скважностью T 1/2F_max крестообразной группой сейсмоприемников, равномерно разнесенных на измерительной базе, формируют по каждой из измеряемых компонент последовательность дискретных отсчетов зависимости амплитуды пространственной волны от координат A(х), A(y), A(z) в виде строк, вычисляют пространственные спектры сигнала отклика по каждой координате F_x, F_y, F_z, а характеристики месторождения оценивают из соотношений: - размеры хранилища - направления на гипоцентр в соответствующих плоскостях, отсчитываемых от центра креста: _x,y= arctg(F_x/F_y); _x,z= arctg(F_x/F_z); _y,z= arctg(F_y/F_z); - компонентный состав месторождения - сравнением автокорреляционной функции сигнала отклика с эталонными значениями B₀(); где l - расстояние между двумя противоположными стенками хранилища месторождения; R - коэффициент отражения волн на границе вещество - стенки хранилища; K_o - волновое число K_o= 2/_o; ₀ - длина волны упругих колебаний в веществе хранилища; F_max - максимальная частота спектра сигнала отклика; S (F) - энергетический спектр сигнала отклика.

Сопоставительный анализ заявляемого технического решения с ближайшим аналогом показывает, что заявляемый способ отличается от известного введением новых технологических операций, обеспечивающих достижение свойств, закономерности которых проявились в заявляемом объекте впервые. Среди новых закономерностей такие как: зависимость времени затухания процесса релаксации от времени жизни частиц в возбужденном состоянии, зависимость спектра сигнала от ширины полосы квантовых переходов, пластового давления, эффекта Доплера, состава компонентов вещества залежи. Перечисленные свойства и закономерности, регистрируемые на макроуровне, обеспечивают достоверность идентификации месторождения. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Техническая сущность изобретения заключается в следующем. Физически собственные релаксационные колебания вещества залежи после отключения источника накачки объясняются остаточным количеством частиц, находящихся в возбужденном состоянии. Чем больше среднее время жизни частиц в возбужденном состоянии, тем больше интервал времени затухания (_затух). С другой стороны, процесс затухания зависит от качества (добротности Q) резонансной системы, в которой эти колебания происходят, т.е. количества энергии, теряемой за один цикл колебания. Подземное хранилище углеводородов выполняет роль объемного резонатора открытого типа, в котором аккумулируется энергия, излучаемая частицами при квантовых переходах. Качество любой резонансной системы связано с ее частотной характеристикой соотношением /_o= 1/Q; где - ширина полосы на уровне 0,5 от max; _o - резонансная частота системы. Известно (см. , например, Зернов Н.В., Карпов В.А. "Теория электрорадиоцепей", М.: Сов. Радио, 1964, стр. 623), что время установления (затухания) колебаний в резонансной системе зависит от полосы ее пропускания , а именно , откуда Q = _затухo. График процесса установления (затухания) колебаний в резонансной системе в зависимости от добротности (Q) иллюстрируется фиг. 1.

Добротность объемного резонатора открытого типа задается выражением где l - размеры хранилища, расстояние между двумя противоположными стенками; K_o - волновое число, K_o= 2/_o; R - коэффициент отражения упругих волн от стенок хранилища, V₁, V₂ - скорости упругих волн в веществе залежи и в породе стенок хранилища; (см., например, К. Уотерс, "Отражательная сейсмология", перевод с англ., М.: Мир, 1981, стр. 140).

Таким образом, для установившегося типа колебаний в подземном хранилище, расстояние между двумя противоположными стенками вычисляется по формуле Одновременно фронт сферической волны, распространяющейся от источника, содержит информацию о гипоцентре залежи. Упругие волны отклика месторождения существуют как во времени, так и в пространстве, причем установившийся волновой процесс имеет широкий пространственный размах. Чтобы определить направление на источник сферической волны предлагается регистрировать амплитуду (A) пространственной волны отклика крестообразной группой сейсмоприемников, равномерно размещенных на измерительной базе. С целью использования современных измерительных средств для автоматизации процесса обработки сигнала и выделения информативных признаков осуществляют преобразование сигнала отклика из аналоговой формы в цифровую путем дискретизации и квантования каждого измерения. В соответствии с теорией дискретизации (теорема Котельникова) непрерывная функция может быть точно восстановлена по дискретным точкам отсчета, если шаг дискретизации T не более 1/2F_max; F_max - максимальная частота спектра регистрируемого сигнала. На фиг. 2а иллюстрируется пространственная волна отклика и дискретные точки измерений ее амплитуды при условии равномерной через (l) расстановки сейсмоприемников на базе. Каждый цикл измерений амплитуды пространственной волны, осуществляемый крестообразной группой трехкомпонентных сейсмоприемников, представляется строкой (столбцом). Скомпонованная строка дискретных измерений из (m) элементов иллюстрируется фиг. 2б. Следующей задачей является обработка строк (столбцов) и выявление скрытых закономерностей, т.е. восстановление пространственных волн отклика по соответствующим координатам. По определению (см. , например, Дута Р., Харт П., "Распознавание образов и анализ сцен", перевод с англ., М.: Наука, 1976, стр. 272) двумерный пространственный спектр функции A(x, y) вычисляется как двойной интеграл Интеграл представляет обобщенную сумму экспоненциальных функций комплексного аргумента. Эту функцию трудно изобразить на плоскости графически, поскольку она является комплексной двух переменных. Некоторое представление о ее виде можно получить, если изобразить на плоскости (x, у) области, в которых эта функция вещественна и положительна. Это области нулевой фазы, которые можно найти, приравняв показатель экспоненты равным величине 2j для всех целых n. Это приводит к уравнению Вид этой функции представлен на фиг. 3, области нулевой фазы представляют собой параллельные линии. Наклон каждой линии равен F_x/F_y, их общая нормаль ориентирована под углом _x,y= arctg(F_x/F_y). Расстояние L между линиями соответствует пространственному периоду и вычисляется как Чем ниже пространственные частоты, тем реже расположены линии нулевой фазы и тем больше пространственный период L. При скорости продольных волн (зоны выветривания) 1 - 1,8 км/с и частоте сигнала отклика 2 - 4 Гц измеренное значение пространственного периода составит (0,3...0,9) км. Аналогично определяются направления на центр источника сферической волны в плоскостях (x, z) и ( y, z).

_x,z= arctg(F_x/F_z); _y,z= arctg(F_y/F_z); При известном расстоянии l между сейсмоприемниками в крестообразной группе (определяющем пространственное разрешение одного пиксела) математическими процедурами обработки измерительных данных вычисляются реальные параметры пространственных спектров. Так пространственные частоты F_x, F_y, F_z вычисляются прямым Фурье-преобразованием соответствующих строк (столбцов) стандартным программным расчетом на ПЭВМ (см., например, Программное обеспечение MATH САД. 6.0., PLVS, издание 2-е, стереотипное, М., Информ.-издат. Дом Филинъ. 1997, стр. 411).

По расчетным значениям параметров пространственной волны отклика определяют три направления _xy,_xz,_yz в пространстве. Пересечение трех направлений в пространстве однозначно определяет точку (x_o, y_o, z_o), отождествляемую как гипоцентр месторождения.

Ширина полосы квантовых переходов зависит от компонентного состава углеводородной залежи. Из-за флуктуаций, взаимного столкновения газовых молекул, Доплеровского эффекта изменяется среднее время жизни частиц в возбужденном состоянии. Поэтому спектр сигнала отклика газового месторождения шире спектра сигнала от нефтеконденсатного месторождения. Скорость флуктуаций какого-либо процесса оценивают по его автокорреляционной функции. По определению (см., например, Заездный А.М. "Основы расчетов по статистической радиотехнике", М.: Связь, 1969, стр. 93) автокорреляционная функция () процесса связана с его энергетическим спектром S(F) обратным преобразованием Фурье. Энергетический спектр сигнала S(F) связан с его амплитудным спектром A(j) соотношением где А, Б - интервал определения функции A(j). Следовательно, по зарегистрированным амплитудно-частотным характеристикам (АЧХ) откликов могут быть рассчитаны их автокорреляционные функции. Зарегистрированные АЧХ типовых залежей: а) газ; б) нефть, конденсат - представлены графиками на фиг. 4а. Процедура вычисления энергетического спектра S(F) по АЧХ состоит в следующем.

Зарегистрированные АЧХ сканированием вводятся в ПЭВМ, т.е. оцифровываются в стандартной шкале по амплитуде и частоте с шагом квантования 1/128. Затем оцифрованные значения амплитуды возводятся в квадрат и нормируются относительно максимума. Вычисленные значения энергетических спектров (распечатка с ПВЭМ) представлены графиками на фиг. 4б. Программный расчет Фурье-преобразования входит в комплект специального программного обеспечения (см. , например, MATH CAD. 6.0, PLVS издание 2-е стереотипное. М., Информ.-издат. Дом Филинъ. 1997, стр. 441).

Полученные программным расчетом на ПЭВМ автокорреляционные функции B () (по реализациям АЧХ, S(F) фиг. 4а,б) представлены на фиг. 5.

Значение автокорреляционной функции в нуле B( = 0) есть средняя мощность процесса. Чем больше флуктуации сигнала (шире спектр), тем больше величина дисперсии и средняя мощность переменной составляющей. Из графиков на фиг. 5 следует, что интервал автокорреляции сигнала от газового месторождения примерно в два раза уже, чем от нефтеконденсатного. Таким образом, по автокорреляционным функциям можно судить о компонентном составе месторождения. Самым распространенным методом идентитфикации является метод сравнения с эталоном (см. , например, Дута Р., Харт П., "Распознавание образов и анализ сцен", перевод с англ., М.: Наука, 1976, стр. 299). Располагая эталонными значениями автокорреляционных функций, можно с высокой достоверностью идентифицировать состав компонентов месторождения.

Пример реализации способа.

Заявляемый способ может быть реализован по схеме фиг.6. Функциональная схема устройства на фиг.6 содержит: источник внешнего, поверхностного вибровозбуждения 1, обеспечивающий накачку углеводородного вещества месторождения 2, подвижный пункт регистрации 3 данных от крестообразной группы 4 сейсмоприемников 5, размещенных на измерительной базе 6 и соединенных с подвижным пунктом регистрации 3 электроразведочными кабелями 7. Подвижный пункт регистрации 3 содержит канальный коммутатор 8, аналого-цифровой преобразователь 9, буфер-накопитель 10, программируемую схему выборки измерений 11, блок программируемых фильтров 12, усилитель 13. Синхронизацию работы элементов подвижного пункта регистрации обеспечивает ПЭВМ 14 в составе: процессора (вычислителя) 15, винчестера 16, оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) 17, клавиатуры 18, принтера 19, дисплея 20. Устройство функционирует в двух режимах: режим измерений по заявляемому способу; режим измерений по операциям ближайшего аналога. Оценка характеристик месторождения по заявляемому способу осуществляется в следующей последовательности. На ПЭВМ 14 формируется программа опроса сейсмоприемников 5 с параметрами: длительность канального интервала, частота повторений, количество циклов измерений в установившемся режиме, управляющий импульс отсечки источника накачки. Сформированная программа с синхронизирующими импульсами пересылки измерительных кадров из буфера-накопителя 10 в ОЗУ 17 записывается в программируемую схему выборки 11. Программируемая схема выборки управляет работой канального коммутатора 8, который обеспечивает установленную последовательность подключения трехкомпонентных выходов сейсмоприемников 5 на вход аналого-цифрового преобразователя 9. После каждого цикла опроса программа циклически воспроизводится программируемой схемой выборки с задержкой не более T = 1/2F_max до полного формирования измерительного кадра и заполнения буфера 8. После чего массив измерений пересылается в ОЗУ 17. На винчестере 16 записываются специализированные программы MATH САД 6.0 PLYS прямого и обратного Фурье-преобразования для расчета пространственных спектров F(x), F(y), F(z) и автокорреляционных функций B(). Вычислительные процедуры расчета перечисленных функций реализуются процессором-вычислителем 15 по сервисным программам, вводимым посредством клавиатуры 18, и отображаются на дисплее 20 с распечаткой на принтере 19. Для уменьшения среднеквадратической ошибки определения гипоцентра направления на гипоцентр определяются по нескольким массивам измерений, а затем усредняются. По окончании перечисленных процедур на экран дисплея выводится оцифрованное значение непрерывно измеряемой амплитуды сигнала отклика и выдается импульс отсечки источника накачки с одновременным отображением текущего времени от таймера ПЭВМ. Время затухания (_затух) отклика отсчитывается от момента отсечки до момента уменьшения амплитуды сигнала отклика до уровня сейсмического фона.

Режим измерений по операциям ближайшего аналога реализуется по схеме (см., например, Отчет по НИР N A-3/94 "О результатах опытно-методических работ по разработке теоретических основ, аппаратуры, технологии применения, программных средств обработки и методики интерпретаций данных низкочастотной акустической разведки (АНЧАР)", Оренбурггеолком., г. Оренбург, 1996). Наиболее технологичной признана схема из 3-х сейсмоприемников, расположенных на траверсе пространственной волны отклика. Режим реализуется по дополнительной программе, закладываемой в программируемую схему выборки измерений 11.

Оптимальный прием и регистрация спектра сигнала отклика обеспечивается путем согласования характеристик программируемых фильтров 12 с сигналом отклика. После усилителя 13 сигнал отклика поступает для записи в ОЗУ 17 с отображением на дисплее 20 и распечаткой на принтере 19.

Все элементы схемы фиг. 6 могут быть реализованы на существующей элементной базе. Трехкомпонентные сейсмоприемники представляют собой промышленную разработку авторов по патенту РФ N 2055352, 1996. Линейность частотной характеристики 0,1 - 100 Гц, быстродействие 10 мс. Источники внешнего сейсмического возбуждения - серийные вибраторы типа СВ-5/150, СВ-10/100. Подвижный пункт регистрации данных, серийная вахтовка системы "АНЧАР", размещенная на вездеходе типа "Джип", "Нива". Электроразведочные кабели типа (КС) 4-жильные. ПЭВМ типа IBM PC 486/487. Канальный коммутатор 8, АЦП 9, буфер 10 могут быть выполнены на стандартной, интегральной плате типа ЛА-20, совместимой с IBM PC/AТ, время преобразования 10 мкс (см., например, Якубовский Б. и др. "Цифровые аналоговые интегральные микросхемы". Справочник, М.: Радио и связь, 1990).

Программируемая схема выборки измерений 11 выполнена на стандартной плате ЛА- TMS-31, время формирования 32-разрядной посылки 20 нс.

Таким образом, используемая элементная база не накладывает ограничений на требуемое быстродействие измерений.

Эффективность способа определяется такими параметрами как достоверность, оперативность, точность разведки, а также стоимость выполняемых работ. Следует ожидать, что при массовом использовании способа удельная стоимость оценки единицы площади снизится на порядок. Точность оценки будет определяться уровнем квантования сигнала и размерами одного пиксела (расстоянием между сейсмоприемниками в группе) при достоверности, близкой к единице, и высокой оперативности.

Формула изобретения

Способ оценки нефтегазового месторождения, включающий возбуждение углеводородного вещества внешним виброполем, регистрацию спектра сигнала собственного отклика месторождения трехкомпонентным сейсмоприемником, отличающийся тем, что дополнительно измеряют время затухания (_затуx) сигнала отклика после отключения источника внешнего возбуждения, регистрируют амплитуду пространственной волны отклика в установившемся режиме в дискретные моменты времени со скважностью T1/2 F_max крестообразной группой сейсмоприемников, равномерно разнесенных на измерительной базе, формируют по каждой из измеряемых компонент последовательность дискретных отсчетов зависимости амплитуды пространственной волны от координат А(х), А(у), A(z) в виде строк, вычисляют пространственные спектры сигнала отклика по каждой координате F_x, F_y, F_z, а характеристики месторождения оценивают из соотношений размеры хранилища направления на гипоцентр в соответствующих плоскостях, отсчитываемых от центра креста компонентный состав месторождения - сравнением автокорреляционной функции сигнала отклика с эталонными значениями B₀(), где l - расстояние между двумя противоположными стенками хранилища месторождения; R - коэффициент отражения волны на границе вещество-стенки хранилища; К₀ - волновое число ₀ - длина волны упругих колебаний в веществе хранилища; ₀ - резонансная частота; F_max - максимальная частота спектра сигнала отклика; S(F) - энергетический спектр сигнала отклика.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6