2.7. Флюидодинамическая интерпретация

Флюидодинамическая интерпретация выполняется в обязательном порядке и является неотъемлемым звеном полного цикла интерпретационных работ при создании геологических моделей залежей УВ, а также геомеханических моделей месторождений углеводородного сырья на севере Западной Сибири, как с целью повышения эффективности геологоразведочных работ, так и обеспечения газобезопасности.

Флюидодинамическая интерпретация включает анализ временных толщин целевых интервалов, детальный анализ интервальных скоростей сейсмических волн, динамических атрибутов, кубов когерентности с целью прогноза аномально высоких флюидальных давлений, картирования газовых труб и газовых пузырей, открытых трещин и разломных зон.

Флюидодинамические процессы проявляются в скоростях и частотах сейсмических волн, они формируют зоны повышенной рассеянной и азимутально ориентированной трещиноватости, с чем связаны аномалии рассеянных волн, нарушения в прослеживаемости отраженных волн с соответствующим откликом в параметрах когерентности, добротности, поглощения.

Прогноз аномально высоких флюидальных давлений на основе детального скоростного анализа включает выполнение следующих процедур:

- привязка интервалов распространения АВПД по ближайшим скважинам к данным сейсморазведки;

- интерпретация данных о давлениях по соседним скважинам с целью определения критериев выделения зон АВПД;

- интерпретация данных о сейсмических скоростях;

- литологическое расчленение разреза, выделение преимущественно глинистых интервалов. построение прогнозной кривой уплотнения;

- расчет поровых давлений по акустическим свойствам среды;

- определение нормального гидростатического тренда;

- расчет тренда горного давления;

- расчет градиента гидроразрыва;

- расчет профиля прогнозного давления;

- картирование зон распространения АВПД в пространстве;

- оценка рисков и неопределённостей.

Для контроля качества прогноза АВПД целесообразно с использованием скважинных данных и временных толщин оценить совпадение или несоответствие трендов, рассчитанных разными способами с выяснением причин несоответствия.

Прогноз аномально высоких флюидальных давлений по сейсморазведочным данным, хотя и позволяет получить представление о положении и параметрах зоны АВПД, не может обеспечить точность, обеспечивающую вскрытия резервуаров с АВПД бурением «на равновесии» по следующим причинам:

- прогноз выполняется для достаточно больших интервалов времен (не менее 100 мс);

- коэффициент песчанистости целевых интервалов разреза, в которых прогнозируется пластовое давление, всегда меньше 50%. Поэтому фактически прогнозируется не АВПД в конкретном резервуаре, а АВПоД в означенном интервале разреза;

- значения поровых и пластовых давлений совпадают далеко не всегда, поэтому точность прогноза составляет, как минимум ±10%. На основании вышеизложенного, бурение глубоких скважин в зоне АВПД необходимо сопровождать тщательным геолого-геофизическим (скважинным) контролем пластового давления.

Флюидодинамические процессы (естественный флюидоразрыв) определяют образование рассеянной, азимутально не ориентированной трещиноватости. Высокая концентрация энергии РВ на изучаемой территории является одним из важных поисковых критериев. Эти зоны также требуют детального изучения, а анализ рассеянной составляющей сейсмических колебаний – более широкого внедрения в практику обработки и интерпретации сейсморазведочных данных, поскольку он отражает флюидодинамические аспекты нафтидогенеза и формирования залежей УВ. При флюидодинамической интерпретации необходимо детальное картирование дизъюнктивных дислокаций, которые могут являться источником газопроявлений, и, следовательно, осложнений и аварий в процессе бурения глубоких скважин.

Флюидодинамические и тектонические неоднородности в сейсмическом волновом поле могут быть выявлены с использованием Гильберт-преобразований (кубы и разрезы мгновенных амплитуд, фаз).

Важным, но слабо используемым способом получения флюидодинамической информации являются горизонтальные и погоризонтные срезы амплитудных кубов. Трещинные дислокации в сочетании с низкоскоростными аномалиями могут являться как зонами разрушения залежей, так и путями миграции глубинных УВ. В качестве сейсмических признаков, указывающих на наличие вертикальной миграции УВ газов, и используемых как критерии для поисков залежей УВ, рассматриваются так называемые газовые трубы (Gas Chimney), VAMP-структуры. Такие объекты широко распространены в продуктивных отложениях нефтегазоносных бассейнов пассивных и активных континентальных окраин. Аналогичные объекты различных размеров и выраженности в сейсмическом поле в больших количествах установлены и в ЗС (рис. 2.38-2.40).

Существуют специальные технологии инверсии сейсмических данных в атрибуты газовых труб (Chimney cube), эффективность использования которых подтверждена данными бурения. Наличие или отсутствие газовых труб, их форма, протяженность и источник возникновения в соотношении с ловушками УВ позволяет классифицировать последние по продуктивности и перспективности.

Раздув временных толщин в ачимовской толще и вниз по разрезу связан с газонасыщением пород и гиперАВПД, что вызывает уменьшение Vинт. на 20-35%

Рис. 2.38 Ямбургская газовая труба (АКЗ, или VAM-структура). На врезке – карта интервальных скоростей в интервале ОГ Б – БУ₈⁰

Рис. 2.39 Небольшая газовая труба в юрских отложениях Ямсовейского НГКМ. Куб интервальных скоростей

Рис. 2.40 Композитная характеристика газовой трубы в районе скв. 13 Губкинского НГКМ. Наличие газовой трубы подтверждено положением ГВК сеноманской газовой залежи, который в скв. 13 опущен на 20 м относительно других частей залежи

На рисунке 2.41 (из работы Р. Хеггланда, 2005 г.), показано разделение газовых труб на три класса. К классу А отнесен нарушенный резервуар, где труба приурочена к разлому в сводовой части структуры. Класс В – это труба, приуроченная к разлому на периклинали поднятия. Газовые облака, или диффузные трубы, над залежью отнесены к классу С. Наличие газовых труб и VAMP-структур рассматривается как атрибут нефтегазоносных бассейнов с активным флюидодинамическим режимом, а типы газовых высачиваний, фиксируемые по данным сейсморазведки, позволяют судить о процессах формирования или разрушения залежей УВ, о продуктивности тех или иных ловушек УВ.

Рис. 2.41 Основные классы газовых труб в сочетании с ловушками и залежами УВ. По Р. Хеггланду, 2005 г.

Применение технологии газовых труб, реализованной нами в пакете Stratimagic (Paradigm) c использованием классификации отражений с помощью нейронных сетей, показало, что эта технология не имеет принципиальных преимуществ по сравнению с использованием обычных сейсмических атрибутов – когерентности, добротности, Гильберт – преобразований.

В определенных условиях и технология газовых труб (распознавание определенных зон сейсмозаписи с использованием нейронных сетей) может дать позитивный результат. В таком слабоизученном вопросе, как картирование объектов, связанных с флюидомиграцией, нельзя ограничивать круг используемых методов, для этого разумно анализировать все возможные трансформации волнового сейсмического поля.