Способ сейсмического анализа углеводородных систем

Способ сейсмического анализа углеводородных систем

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Для этой заявки испрашивается приоритет на основании предварительной заявки на патент США № 61/349534, поданной 28 мая 2010 г., которая имеет название "SYSTEM FOR SEISMIC HYDROCARBON SYSTEM ANALYSIS", и которая включена сюда в полном объеме путем ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Это изобретение относится, в общем, к области техники геофизической разведки и, в частности, к интерпретации сейсмических данных. В частности, в настоящем изобретении, сущность которого здесь раскрыта, описан способ обнаружения и классификации потенциальных возможностей добычи углеводородов с использованием сейсмических данных.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Активная углеводородная система определяется наличием пористой породы-коллектора, которая обеспечивает пространство для хранения углеводородов, литологического экрана, который препятствует просачиванию углеводородов из пласта-коллектора, хорошей геометрии ловушки и нефтематеринской породы, которая содержит высокий процент биогенетического материала. Под влиянием высокой температуры и повышенного давления биогенный материал созревает (или приготавливается), образуя углеводороды, включающие в себя газ, сырую нефть, нефтяные битумы и смолу. Под действием плавучести и перепадов давления углеводороды перемещаются, и часть этих углеводородов накапливается в ловушках, образованных случайными геометрическими компоновками пород-коллекторов (то есть геометриями ловушек) и литологических экранов. Однако ловушки имеют конечный объем, и может происходить просачивание или утечка некоторых накопленных углеводородов, часть из которых может затем собираться в других ловушках.

Сейсмические изображения недр позволяют интерпретаторам идентифицировать некоторые потенциально возможные ловушки на основании практического опыта и суггестивных геометрических конфигураций. Иногда сейсмические данные могут давать прямое указание наличия углеводородов. Однако применяемые на практике стандартные способы интерпретации являются трудоемкими и часто сосредоточенными на тех областях, где интерпретатором собраны некоторые признаки перспективности. Следовательно, многие потенциальные запасы остаются необнаруженными, поскольку эти признаки являются слишком малозаметными или скрытыми, например, сейсмическими шумами. Даже если наблюдаются намеки на перспективность, то они не могут быть исследованы в присутствии более очевидных потенциальных запасов, или когда интерпретатор ограничен временными рамками. Таким образом, некоторые залежи углеводородов обнаруживаются поздно или остаются неразведанными.

Публикации, в которых описаны попытки решения аналогичных задач, включают в себя следующие.

В публикации международной заявки на патент согласно PCT № WO 2010/053618 “Method for Seismic Interpretation Using Seismic Texture Attributes”, автором которой является Имхоф (Imhof), раскрыт способ вычисления характеристик текстуры, которые могут использоваться для классификации и сегментации сейсмических данных на основании их локального внешнего вида. Текстура может использоваться для определения сейсмических фаций.

В публикации международной заявки на патент согласно PCT № WO 2010/056424 “Windowed Statistical Analysis for Anomaly Detection in Geophysical Datasets”, авторами которой являются Кумаран и др. (Kumaran et al.), раскрыт способ исследования сейсмических данных для областей, которые являются статистически аномальными с точки зрения данных и, соответственно, служат для выделения статистически необычных или рельефных областей.

В публикации заявки на патент США № 2010/0149917 “Method For Geophysical and Geological Interpretation of Seismic Volumes In Depth, Time, and Age”, авторами которой являются Имхоф и др. (Imhof et al.), раскрыт способ преобразования сейсмических данных из геофизических глубинных разрезов или полного времени пробега в область геологического возраста, где все отраженные сейсмические волны являются приблизительно горизонтальными и сопоставимыми с их состоянием в геологическую эпоху их образования. Сейсмические характеристики, сформированные из этой области возраста, могут улучшать определение элементов углеводородной системы.

В публикации европейского патента № EP 1110103 B1 (“Method Of Seismic Signal Processing”), выданного Мелдалю и др. (Meldahl et al.), раскрыт способ обнаружения областей в сейсмических данных, которые являются сходными с областями, указанными интерпретатором. Кроме того, в ней раскрыто использование этого способа обнаружения сейсмических характеристик просачивающихся углеводородов.

В публикации патента США № 6226596 B1 (“Method for analyzing and classifying three dimensional seismic information”), выданного Гао (Gao), раскрыт способ генерации характеристик сейсмической текстуры, которые могут использоваться для сегментации, классификации или определения сейсмических фаций.

В публикации патента США № 6438493 B1 (“Method for seismic facies interpretation using textural analysis and neural networks”), выданного Весту (West) и Мэю (May), раскрыт способ генерации характеристик сейсмической текстуры, которые используются при управляемой классификации для установления характеристик сейсмических фаций.

В публикации патента США № 6516274 B2 (“Method for imaging discontinuities in seismic data using dip-steering”), выданного Ченгу и др. (Cheng et al.), раскрыт способ обнаружения границ или разрывов в сейсмических данных, которые часто указывают на наличие разломов, нарушающих и смещающих регулярную слоистость в подземных пластах.

В публикации патента США № 6725174 B2 (“Edge-preserving enhancement of seismic images by nonlinear anisotropic diffusion”), выданного Боутсу и др. (Bouts et al.), раскрыт способ обработки сейсмических данных, который улучшает сейсмические данные за счет устранения некогерентного шума при сохранении резких разрывов, соответствующих разломам или быстрым стратиграфическим переходам, таким как, например, глубокие русла.

В публикации патента США № 6850845 B2 (“System for multi-dimensional data analysis”), выданного Старку (Stark), раскрыт способ сейсмических данных, выполняющих обработку, который обеспечивает возможность вычисления признака геологического времени, используемого для сглаживания, и соответствующих производных характеристик.

В публикации патента США № 6850864 B2 (“Method for analyzing dip in seismic data volumes”), выданного Гилларду и др. (Gillard et al.), раскрыт способ обработки сейсмических данных для оценки наклонов отражающих границ, которые определяют локальную структуру.

В публикации патента США № 7203342 B2 (“Image feature extraction”), выданного Педерсену (Pedersen), раскрыт способ обработки сейсмических данных для обнаружения и улучшения отображения разломов или горизонтов в относительно зашумленных данных.

В публикации патента США № 7424367 B2 (“Method for predicting lithology and porosity from seismic reflection data”), выданного Сальтцеру и др. (Saltzer et al.), раскрыт способ прогнозирования литологии и пористости подземных пород по сейсмическим данным, и который, соответственно, позволяет проводить различия между породами-коллекторами и экранирующими породами.

В публикации патента США № 7454292 B2 (“Inverse-vector method for smoothing dips and azimuths”), выданного Вангу и др. (Wang et al.), раскрыт способ надежного вычисления наклонов и ориентаций горизонтов, которые определяют локальную структуру.

В публикации международной заявки на патент согласно PCT № WO 2009/011735 (“Geologic Features From Curvelet Based Seismic Attributes”), авторами которой являются Нееламани (Neelamani) и Конверс (Converse), раскрыт способ вычисления признаков наличия углеводородов или характеристик текстуры, которые могут использоваться для идентификации подземных тел.

В публикации международной заявки на патент согласно PCT № WO 2009/082545 A1 (“Detection Of Features In Seismic Images”), авторами которой являются Кумаран (Kumaran) и Ванг (Wang), раскрыт способ обнаружения разломов, русел и аналогичных объектов в сейсмических данных.

В публикации международной заявки на патент согласно PCT № WO 2009/137150 A1 (“Method For Geophysical And Stratigraphic Interpretation Using Waveform Anomalies”), автором которой является Имхоф (Imhof), раскрыт способ обработки сейсмических данных для отображения стратиграфических окончаний и выклиниваний на карте.

В публикации международной заявки на патент согласно PCT № WO 2009/137228 A2 (“Transport Property Data Calculated From Derivative Seismic Rock Property Data For Transport Modeling”), авторами которой являются Опперт и др. (Oppert et al.), раскрыт способ оценки таких свойств, как, например, тепловой поток или проницаемость породы для жидкости, которые оказывают влияние на элементы углеводородной системы.

В публикации международной заявки на патент согласно PCT № W02009/142872 A (“Seismic Horizon Skeletonization”), авторами которой являются Имхоф и др. (Imhof et al.), раскрыт способ автоматического извлечения информации о большом количестве горизонтов из массива сейсморазведочных данных. Кроме того, в ней раскрыта обширная последовательность операций по распознаванию образов, в которой массив данных разделяют, анализируют области и упорядочивают их в соответствии с их потенциалом содержания углеводородов.

В публикации Гесберта и др. (Gesbert et al.) “A New Class of Large-scale Attributes for Seismic Stratigraphy”, 71^st EAGE Conference & Exhibition, (2009) раскрыт набор стратиграфических характеристик, вычисленных по двумерным сейсмическим данным, которые выделяют региональные несогласия и региональные тренды выклинивания, и количественно оценивают региональные тренды сейсмических фаций.

В публикации Фомеля (Fomel) “Applications of plane-wave destruction filters”, Geophysics 67, 1946-1960, (2002) раскрыт способ оценки наклона и ориентации сейсмического горизонта, которые определяют локальную структуру.

В публикации Имхофа (Imhof) “Estimating Seismic Heterogeneity with the Structure Tensor”, 67^th EAGE Conference & Exhibition, (2005) раскрыт способ оценки наклона и ориентации сейсмического горизонта, которые определяют локальную структуру, и характеристик сейсмической текстуры, которые характеризуют локальную неоднородность.

В публикации Ломаска и др. (Lomask et al.) “Flattening without picking”, Geophysics 71, P13-P20 (2006) раскрыт способ обработки сейсмических данных для приближенного сглаживания данных, который позволяет определять характеристики некоторых элементов углеводородной системы.

В публикации Лозета и др. (Loseth et al.) “Hydrocarbon leakage interpreted on seismic data“, Marine and Petroleum Geology 26, 1304-1319, (2009) раскрыты управляемые интерпретатором способы обнаружения углеводородов, просачивающихся через подземные породы.

В публикации К.Т. Биддля (K.T. Biddle) и К.К.Вильчовского (C.C. Wielchowsky) “Hydrocarbon Traps, The Petroleum System - From Source to Trap", AAPG Memoir 60, pages 219-235, (1994) представлен набор типов ловушек углеводородов.

В публикации Кабрала (Cabral) и Лидома (Leedom) “Imaging Vector Fields Using Line Integral Convolution”, Proceedings of ACM SigGraph 93, 263-270, (1993) раскрыт способ визуализации векторных полей линий связи.

В публикации Опперта и др. (Oppert et al.) “Lithofacies Prediction in Deep Water Water Reservoirs”, Society of Exploration Geophysicists, Expanded Abstracts, 1708-1711, (2006) раскрыт способ оценки литологии подземных пород с использованием сейсмических данных и данных, полученных с помощью прибора на кабеле.

В публикации Ксу и др. (Xu et al.) “Seismic Rock-Property Inversion and Lithofacies Prediction at Erha Field, Nigeria”, Nigerian Association of Petroleum Explorationists (NAPE) 2008 conference proceedings раскрыт способ оценки литологии подземных пород с использованием сейсмических данных и данных, полученных с помощью прибора на кабеле.

В публикации Рандена (Randen) и Соннеланда (Sonneland) “Atlas of 3D Seismic Attributes”, в сборнике "Mathematical Methods and Modeling in Hydrocarbon Exploration and Production", под редакцией Иске (Iske) и Рандена (Randen), издательство "Шпрингер" (Springer), страницы 23-46 (2005)) представлен обзор трехмерных сейсмических характеристик, которые характеризуют сейсмическую текстуру или сейсмостратиграфические признаки.

Существует потребность в создании автоматизированной системы, которая осуществляет сканирование всего массива данных для поиска элементов углеводородной системы и выводит перечень перспективных объектов для их исследования интерпретатором. Предпочтительно этот перечень потенциальных объектов разведки упорядочен по ожидаемому объему, наличию и качеству элементов углеводородной системы, и достоверности их обнаружения и идентификации. Предпочтительно перечень перспективных объектов также снабжен комментариями. Настоящее изобретение удовлетворяет, по меньшей мере, этим требованиям.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В настоящем изобретении в одном из его аспектов предложен способ, в котором вычисляют многомасштабные и обычно структурно-ориентированные сейсмические характеристики, которые относятся к классическим элементам углеводородной системы, а именно к пласту-коллектору, литологическому экрану, ловушке, источнику, созреванию и миграции. Выполняют пространственную корреляцию этих характеристик и их сравнение с каталогом конфигураций ловушек углеводородов для определения возможного наличия углеводородных ловушек и оценки достоверности их существования.

В одном из вариантов осуществления изобретения предложен реализованный посредством компьютера способ анализа объема данных, составленного из вокселей сейсмических данных, который отображает подземную область, на наличие углеводородной системы или конкретного нефтегазоносного комплекса пород, содержащий следующие операции:

разделяют объем данных сейсмических данных, формируя множество сегментов; и ранжируют это множество сегментов по наличию углеводородной системы или конкретного нефтегазоносного комплекса пород, по меньшей мере, частично на основании количественных оценок перспективности для вокселей сейсмических данных в каждом сегменте;

причем эта количественная оценка перспективности основана на вычислении, по меньшей мере, двух признаков, относящихся к различным элементам углеводородной системы или конкретного нефтегазоносного комплекса пород.

Как и в любом способе обработки геофизических данных, способ из настоящего изобретения в областях его практического применения является в высокой степени автоматизированным, то есть выполняемым при помощи компьютера, запрограммированного в соответствии с раскрытой здесь сущностью изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Настоящее изобретение и его преимущества станут лучше понятными со ссылкой на приведенное ниже подробное описание и на приложенные чертежи, на которых изображено следующее:

на Фиг.1 проиллюстрированы элементы углеводородной системы для антиклинальной ловушки;

на Фиг.2 изображена схема последовательности операций, на которой показаны основные операции в одном из вариантов осуществления настоящего изобретения;

на Фиг.3 изображена принципиальная схема, на которой проиллюстрирован один из вариантов осуществления способа, предложенного в настоящем изобретении;

на Фиг.4 проиллюстрировано то, как шаблон фильтра из фильтра линейной интегральной свертки отслеживает направления касательной;

на Фиг.5 проиллюстрировано то, как фильтр линейной интегральной свертки может быть сделан более надежным;

на Фиг.6 проиллюстрировано, что шаблон фильтра линейной интегральной свертки может иметь увеличенную толщину;

на Фиг.7 показан пример преобразования локального признака в региональный признак (слева: сейсмические данные, слева в середине: локальный признак сходимости, справа в середине: поле вектора касательной и справа: региональная сходимость);

на Фиг.8 показан пример признака трехмерной сходимости с составляющей, характеризующей величину сходимости (светлым обозначена сильная сходимость, темным обозначено отсутствие сходимости), и составляющей, характеризующей ориентацию сходимости;

на Фиг.9 определены соотношения стратиграфического окончания;

на Фиг.10 изображена структурная ловушка, ограниченная складкой (антиклинальная ловушка);

на Фиг.11 изображена структурная ловушка, связанная с разломом;

на Фиг.12 показана структурная ловушка, связанная с солевыми отложениями;

на Фиг.13 проиллюстрирована стратиграфическая ловушка, связанная с выклиниванием пласта-коллектора;

на Фиг.14 показана стратиграфическая ловушка, связанная с несогласием;

на Фиг.15 изображена стратиграфическая ловушка, сформированная заглубленным эрозионным рельефом;

на Фиг.16 изображена стратиграфическая ловушка, сформированная вследствие диагенетических различий;

на Фиг.17 представлена схематичная модель осадочной последовательности напластования, то есть схема перемежающихся скоплений газа и жидкости (slug diagram);

на Фиг.18 проиллюстрировано то, как различные элементы могут быть объединены для оценки шансов на успех для залежей углеводородов;

на Фиг.19 схематично показано применение ранжирования четырех потенциальных объектов разведки; и

на Фиг.20 проиллюстрирован пример применения способа, предложенного в настоящем изобретении.

Ниже будет дано описание настоящего изобретения применительно к вариантам его осуществления, которые приведены в качестве примеров. Однако, поскольку приведенное ниже подробное описание относится к конкретному варианту осуществления изобретения или к конкретному использованию настоящего изобретения, то подразумевают, что оно приведено исключительно в иллюстративных целях, и его не следует истолковывать как ограничивающее объем патентных притязаний настоящего изобретения. Наоборот, подразумевают, что оно охватывает все возможные альтернативные варианты, видоизменения и эквиваленты, не выходящие за пределы объема изобретения, который определяется прилагаемой формулой изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ, КОТОРЫЕ ПРИВЕДЕНЫ В КАЧЕСТВЕ ПРИМЕРОВ

Настоящее изобретение в одном из его аспектов содержит следующие операции: вычисляют сейсмические характеристики, относящиеся к элементам углеводородной системы, анализируют данные для элементов углеводородной системы и/или распознают конкретные нефтегазоносные комплексы пород или концептуальные типы, и эти области ранжируют и снабжают комментариями на основании размера, качества, и достоверности перспективных объектов разведки. Некоторые определения приведены ниже.

Несмотря на то что в ином месте термин "нефтегазоносная или углеводородная система" может использоваться в более широком или в более узком смысле, здесь он обычно используется так, что означает естественную систему, которая охватывает собой коллектор из активной нефтематеринской породы и всю связанную с ним нефть и весь связанный с ним газ. Она включает в себя все геологические элементы и процессы, важные для существования залежи углеводородов, что проиллюстрировано на Фиг.1. Углеводороды, встречающиеся в природе, включают в себя высокие концентрации термического и/или биогенного газа, встречающегося в обычных пластах-коллекторах или в газогидратах, коллекторах с малой проницаемостью, трещинноватом сланце или угле; и конденсаты, сырую нефть, тяжелую нефть, нефтяные битумы и смолы. Термин "система" описывает взаимозависимые элементы и процессы, образующие функциональную единицу, которая создает залежи углеводородов. Важнейшими элементами являются, в том числе, нефтематеринская порода (источник), порода-коллектор (коллектор), порода литологического экрана (экран) и покрывающая порода (покрывающая толща). Процессами являются следующие: образование ловушки и созревание (генерация), миграция и накопление углеводородов. В этих процессах подразумевается последовательность или хронология событий.

Альтернативное определение углеводородной системы может включать в себя только нефтематеринскую породу, процессы созревания и миграции и их хронологию; в этом случае коллектор, литологический экран и ловушка могут быть определены для формирования нефтегазоносного комплекса пород. Для объяснения способа, предложенного в настоящем изобретении, термин "углеводородная система" определен так, что охватывает собой источник, коллектор, литологический экран, ловушку, созревание, миграцию и хронологию. Кроме того, термин "нефтегазоносный комплекс пород" (play) обычно используется здесь для обозначения конкретной комбинации и компоновки коллектора, литологического экрана и геометрической конфигурации ловушек.

Нефтематеринская порода представляет собой породу, богатую органическими веществами, которая при достаточном нагреве со временем генерирует нефть и/или газ. Обычные нефтематеринские породы включают в себя сланцы или известняки. Породы морского происхождения имеют тенденцию быть нефтеносными, тогда как наземные нефтематеринские породы (такие как, например, уголь) имеют тенденцию быть газоносными. Сохранение органического вещества без разложения является важным для создания хорошей нефтематеринской породы и является необходимым для полной нефтегазоносной системы.

Коллектор представляет собой подземное тело из породы, имеющей достаточную пористость и проницаемость для того, чтобы принимать, хранить и пропускать флюиды. Наиболее распространенными породами-коллекторами являются осадочные породы, поскольку они имеют более высокую пористость, чем большинство вулканических и метаморфических пород и форму в температурных условиях, при которых могут быть сохранены углеводороды. Коллектор является критическим компонентом полной нефтегазоносной системы.

Литологический экран представляет собой относительно непроницаемую породу, обычно сланец, ангидрит или соль, которая образует барьер или шапку над породой-коллектором и частично вокруг нее, так что флюиды не могут мигрировать за пределы коллектора. Литологический экран является критическим компонентом полной нефтегазоносной системы.

Покрывающая порода представляет собой породу, расположенную поверх источника и коллектора. Применительно к нефтегазоносной системе, ее основной функцией является формирование толстого покрова над источником, где он увеличивает температуру и давление до степени, необходимой для превращения органического вещества в углеводороды.

Ловушка представляет собой конфигурацию пород, пригодных для того, чтобы они содержали углеводороды, и экранированную относительно непроницаемым пластом, через который углеводороды не мигрируют. Ловушки описаны как структурные ловушки (в деформированных пластах, таких как, например, складки и разломы) или как стратиграфические ловушки (в областях, где изменяются типы пород, таких как, например, несогласия, выклинивания и рифы), или как их комбинации. Для структурных ловушек до миграции углеводородов должна произойти деформация, или не будет происходить накопление углеводородов. Ловушка является важным компонентом нефтегазоносной системы.

Генерация или созревание представляет собой образование углеводородов из нефтематеринской породы, как из керогена образуется битум и накапливается в виде нефти или газа. Генерация зависит от трех основных факторов: от наличия органического вещества, достаточно обильного для выработки углеводородов, от адекватной температуры и от времени, достаточного для доведения нефтематеринской породы до зрелости. Давление и наличие бактерий и катализаторов также влияют на генерацию. Недостаточное давление и недостаточная температура, вызванные, например, малым заглублением с тонкой покрывающей породой, приводят к незрелости источника, и генерация будет недостаточной или неполной. Избыточное давление и температура, вызванные, например, большим заглублением под толстой покрывающей породой, вызывают разложение сгенерированной нефти с превращением в газ и впоследствии на диоксид углерода и воду. Генерация является критической фазой в развитии нефтегазоносной системы.

Миграция представляет собой перемещение углеводородов из их источника в породы-коллекторы. Перемещение вновь сгенерированных углеводородов из их нефтематеринской породы представляет собой первичную миграцию, также именуемую вытеснением. Дальнейшее перемещение углеводородов в породу-коллектор в ловушке углеводородов или в другой области накопления представляет собой вторичную миграцию. Миграция обычно происходит из структурно низкой области в более высокую область вследствие относительной плавучести углеводородов по сравнению с окружающей породой. Миграция может быть локальной или может происходить на расстояния сотен километров в больших осадочных бассейнах и является критически важной для образования эффективной нефтегазоносной системы.

Термин "накопление" относится как к залеганию углеводородов, захваченных в ловушки, то есть к нефтегазоносному комплексу пород или к месторождению нефти или газа, так и к фазе развития нефтегазоносной системы, во время которой углеводороды мигрируют в породы-коллекторы и остаются захваченными в них.

Термин "хронология" относится к относительному порядку, в котором элементы формируются или видоизменяются, или к порядку, в котором происходят процессы. Ловушка может накапливать мигрирующие углеводороды только в том случае, если она сформирована до миграции. Ловушка может быть незаполненной, если миграция еще не достигла своего местоположения. Ловушка может потерять свое наполнение, по меньшей мере, частично, если после накопления литологический экран прорван.

Нефтегазоносный комплекс пород представляет собой концептуальную модель типа залежи углеводородов, часто используемую для разработки перспективных объектов разведки в бассейне, в районе или в зоне простирания, или используемую для продолжения разработки идентифицированного пласта в зоне его простирания. Нефтегазоносный комплекс пород (или группа взаимосвязанных нефтегазоносных комплексов пород) обычно встречается в одиночной углеводородной системе и может состоять из группы сходных перспективных объектов разведки.

Перспективный объект разведки представляет собой область, в которой было спрогнозировано существование углеводородов в экономически рентабельном количестве. Перспективный объект разведки часто представляет собой аномалию, например, геологического строения или аномалию амплитуды сейсмической волны, который рекомендован как место для бурения скважины для выявления экономически рентабельного количества углеводородов. Обоснование бурения перспективного объекта разведки делают путем сбора свидетельств о наличии активной углеводородной системы или путем демонстрации приемлемых значений вероятности обнаружения высококачественной породы-коллектора, ловушки достаточного размера, адекватной породы-экрана и надлежащих условий для генерации и миграции углеводородов для заполнения коллектора. В предложенном в настоящем изобретении способе термин "перспективный объект разведки" широко используют для обозначения области, рекомендованной для дальнейшего подробного анализа.

Как изложено выше, имеется потребность в способе, в котором автоматически анализируют сейсмические данные на наличие элементов углеводородной системы, помечают те области, где элементы нефтегазоносного комплекса пород расположены рядом в благоприятных конфигурациях или соответствуют известному или заданному нефтегазоносному комплексу пород, и упорядочивают эти перспективные объекты разведки по их потенциалу накопления углеводородов. Такая система сосредотачивает анализ и интерпретацию на большем количестве разведочных областей. Кроме того, эта система может распознавать тип нефтегазоносного комплекса пород и обеспечивать количественную оценку достоверности для отдельных элементов. Для каждого перспективного объекта разведки неидентифицированные элементы или элементы с низкой достоверностью являются важными и требуют особого внимания во время последующих анализов для уменьшения риска для этого перспективного объекта разведки. Система может использоваться несколько раз во время срока эксплуатации территории или объекта. Во-первых, система может использоваться для региональных, обычно двумерных, данных для идентификации разведочных областей; например, для подготовки заявки на участие в тендере на разработку территории или на проведение трехмерной сейсморазведки. На стадии разведки система может использоваться для определения задач для сосредоточения и направления внимания интерпретатора на меньшие, в большей степени поддающиеся контролю подмножества объема данных сейсмических данных. На этапе добычи эта система может использоваться для обнаружения местоположения меньших перспективных объектов разведки в пределах досягаемости уже размещенной инфраструктуры. Наконец, эта система может использоваться для гарантии того, что никакие перспективные объекты разведки не были пропущены до того, как объект будет оставлен или продан.

На Фиг.2 изображена схема последовательности операций, на которой показаны основные операции в одном из вариантов осуществления способа, предложенного в настоящем изобретении, который включает в себя две заданные операции (блоки, обозначенные сплошными линиями) и шесть необязательных операций (блоки, обозначенные пунктирными линиями), которые зависят от входов, предположения, делавшие, и режим, в котором используется система. При операции 2 генерируют признаки, относящиеся к элементам углеводородной системы или к конкретным элементам нефтегазоносного комплекса пород. При операции 5 выполняют анализ данных и ранжируют местоположения по признакам, идентифицируя, таким образом, потенциальные перспективные объекты разведки, сведения о которых затем сохраняют для дополнительно или визуализации.

При необязательной операции 1 определяют структурный рисунок подземных пород, то есть геометрические конфигурации подземных пластов и их деформации разломами и складками, которые образуют основу для вычисления некоторых признаков или могут быть необходимыми при других вычислениях для агрегирования информации из аналогичных пластов. Много признаков, которые являются полезными для системы, предложенной в настоящем изобретении, формируют путем интегрирования или усреднения более традиционных признаков по этой структуре. При необязательной операции 3 данные разделяют, по меньшей мере, на два сегмента или раздела для анализа и определения перспективного объекта разведки. Необязательной операцией 4 является формирование нормированных количественных оценок для элементов углеводородной системы с использованием одного или большего количества признаков. Необязательной операцией 6 является анализ сформированных и ранжированных перспективных объектов разведки; например, идентификация наименее выраженного элемента (наименее выраженных элементов), который подлежит (которые подлежат) дальнейшему исследованию. Необязательной операцией 7 является определение или выбор, по меньшей мере, одной конкретной концепции или, по меньшей мере, одного типа нефтегазоносного комплекса пород, который должен быть найден, вместо типового поиска соседних элементов углеводородной системы. Наконец, необязательной операцией 8 является определение, создание каталога типов нефтегазоносного комплекса пород и конфигураций их элементов, и управление им.

Применение способа, предложенного в настоящем изобретении, схематично представлено на Фиг.3, где сейсмические характеристики 32 вычисляют по сейсмическим данным 31. Признаки затем объединяют 33 для выделения тех областей (например, 36), из которых могут быть составлены стратиграфические нефтегазоносные комплексы пород, которыми в этом случае являются нефтегазоносный комплекс 34 пород с погребенной возвышенностью и стратиграфический нефтегазоносный комплекс 35 пород с выклиниванием.

Определение структурного рисунка

Признак представляет собой измеримую характеристику сейсмических данных, такую как, например, амплитуда, наклон, частота, фаза и полярность. Признаки могут быть измерены в один момент времени или во временном окне, и могут быть измерены на одиночной трассе или на наборе трасс, или на поверхности, интерпретированной на основании сейсмических данных, окна данных или даже множества объема данных сейсмических данных одновременно. В способе, предложенном в настоящем изобретении, используются многие из классических признаков, которые являются известными для специалистов в данной области техники анализа признаков или интерпретации данных сейсмической разведки. Однако для способа, предложенного в настоящем изобретении, некоторые из этих признаков видоизменены, например, путем интегрирования вдоль пластов или структуры, для выделения региональных изменений по сравнению с локальными. Кроме того, раскрыты новые геологические признаки (2), которые непосредственно относятся к элементам углеводородной системы или к элементам нефтегазоносного комплекса пород, и конкретные конфигурации этих элементов. Поскольку геологические признаки (характеристики) могут быть реализованы альтернативными способами, и различные геологические признаки могут относиться к одному и тому же элементу или конфигурации элементов, то могут быть вычислены количественные оценки (4), которые объединяют различные варианты осуществления изобретения и признаки друг с другом в один показатель, который оценивает вероятность обнаружения конкретного нефтегазоносного комплекса пород или элемента углеводородной системы, или конкретного геометрического расположения таких элементов. Эти количественные оценки затем объединяют (6) в вероятности для конфигураций, которые могут использоваться для визуализации, для анализа или для оценки и ранжирования.

Со ссылкой на Фиг.2, для реализации конкретного варианта осуществления настоящего изобретения могут потребоваться не все проиллюстрированные операции. Отдельные операции могут быть объединены или разделены на множество компонентов. Кроме того, в дополнительных и/или альтернативных методологиях могут использоваться дополнительные операции, не показанные здесь. Несмотря на то что на схеме последовательности операций проиллюстрированы различные действия, происходящие последовательно, также следует понимать, что некоторые действия могут происходить последовательно, по существу, параллельно и/или в существенно различные моменты времени. Операции также могут быть повторены. Одним из примеров этих изменений является операция 1 определения структурного рисунка, структуры или структуры слоистости.

Для некоторых признаков, используемых в изобретении, структурный рисунок может не требоваться, и поэтому при использовании только таких признаков определение структурного рисунка может быть проигнорировано. Однако для формирования большинства признаков, используемых для способа, предложенного в настоящем изобретении, требуется структурный рисунок. Структурный рисунок может быть оперативно вычислен для каждого признака по мере необходимости. Однако предпочтительно структурный рисунок генерируют только один раз, затем сохраняют и многократно используют для генерации, видоизменения или объединения признаков. Операция 1 формирования структурного рисунка показана как необязательная операция, поскольку в зависимости от признаков, используемых в различных вариантах осуществления способа, предложенного в настоящем изобретении, структурный рисунок может вычисляться один раз, многократно или вообще не вычисляться.

Преимущество однократной генерации структурного рисунка заключается в непротиворечивости различных признаков, поскольку все они основаны на одном и том же структурном рисунке. Недостаток генерации его только один раз состоит в том, что результирующий структурный рисунок необходимо отображать и сохранять некоторым способом, который может быть неэффективным или даже неподходящим для некоторых применений генерации, видоизменения или объединения признаков. В альтернативном варианте для каждого применения может быть сгенерирован свой собственный структурный рисунок в подходящем и эффективном представлении, что может вызвать неэффективность всей системы в целом, поскольку одни и те же структурные рисунки с одними и теми же самыми представлениями могут быть вычислены многократно. Еще один возможный вариант состоит в вычислении структурного рисунка несколькими выбранными способами и с несколькими выбранными представлениями, которые сохраняют, и которые, соответственно, могут быть повторно использованы. При использовании этого альтернативного способа недостатками являются требование увеличенного объема запоминающего устройства и требование многократного доступа к запоминающим средам. Практически, предпочтительный способ может состоять в вычислении и сохранении структурного рисунка или его компонентов для не