Сейсмическая томография при поисках, разведке и эксплуатации месторождений нефти и газа.

ã Антон Колонин, 1987-2002 гг.

Резюме

Настоящий обзор посвящен возможностям применения сеймотомографического подхода для повышения надежности и снижения себестоимости прогнозирования месторождений нефти и газа, а также - повышению эффективности и рентабельности разработки нефтегазовых месторождений в процессе их эксплуатации. В обзоре рассматриваются базовые возможности сейсмотомографии, а также обсуждаются функции пакета программ “Геотомо” – как в части уже входящих в него алгоритмических модулей, так и в части разработанных алгоритмов, включение которых в пакет программ является делом близкого будущего.

Обзор включает в себя следующие разделы.

· История вопроса

· Решаемые задачи

· Методы наблюдений

· Геометрические схемы измерений

· Средства обработки и интерпретации

· Литература

История вопроса

Как направление, отечественная сейсмическая томография, как метод поисков и разведки, развивается в течении последних двадцати лет, начиная с работ Богданова, Шляхтера, Карасика, Ефимовой, Рудерман и Кьяртанссона [1,2,3,4]. Теоретические ее основы берут истоки в классических работах, посвященных полям времен, академика Пузырева [5], хотя современный математический аппарат в большей степени опирается на преобразование Радона [6] лежащее в основе рентгеновских, магниторезонансных и ультразвуковых промышленных томографах, используемых ныне в самых различных прикладных областях.

На сегодняшний день, существует ряд препятствий, затрудняющих распространение сейсмотомографического подхода в нефтегазовой отрасли. Прежде всего, как в отечественных, так и в зарубежных работах имеет место переоценка роли кинематической составляющей при восстановлении. То есть, преобладают попытки восстановления скоростных полей, что, во-первых, затруднительно по причине значительных вертикальных скоростных градиентов, а во вторых, малорезультативно по причине относительно слабой контрастности скоростных аномалий. Кроме того, консервативная ориентация промышленных графов обработки сейсмоданных на получение разрезов ОГТ обычно не позволяет практически реализовать эффективную сейсмотомографическую обработку.

История пакета программ «Геотомо» [7-10] берет свое начало в 1986 году в ВИРГ, где автор, под руководством Н.Н. Караева занимался физическим моделированием сейсмических полей применительно к задачам изучения сложнопостроенной ВЧР и локлизации кимберлитовых трубок. Первая версия пакета была разработана автором независимо в 1989 году и предназначалась для решения задач как сейсмической, так и электромагнитной геофизической томографии. В течении последующего ряда лет, пакет программ успешно применялся такими ведущими разведочными, горнорудными и изыскательскими организациями как Баженовская Геофизическая Экспедиция (п.Шеелит), НИИ Горного Дела им. Скочинского (г.Москва) и «АтомЭнергоПроект» (г.Москва). Пакет «Геотомо» использовался, прежде всего, для решения таких тонких задач, как обнаружение и локализация разломов и зон аномальной минерализации, мониторинг зон трещиноватости и дробления.

Можно перечислить достоинства пакета «Геотомо» определяющие его конкурентоспособность.

· Проработанные алгоритмический аппарат и методика позволяющие восстанавливать истинные значения коэффициента погложения-рассеяния сейсмических волн, увязывая его как с петрофизическими свойствами среды, так и с насыщенностью пласта водой или углеводородами.

· Ориентация на комплексный подход, позволяющий вести восстановление как кинематических, так и динамических параметров среды - в рамках одного технологического графа.

· Гибкость архитектуры пакета, позволяющая не только вести обработку данных полученных при самых различных схемах наблюдений, но и интегрировать вместе разнородные результаты.

· Отлаженный технологический граф, позволяющий проведение полного цикла исследований – начиная от редакции полевых сейсмограмм и кончая геологической интерпретацией.

Примечание: Исторически, следует иметь в виду, что сам термин «томография» часто использовался не вполне корректно – в частности когда под томографией подразумеваются определенные методы визуализации трехмерных сейсмических наблюдений или иных геолого-геофизических данных, например в известной технологии «томосейс» или программно-аппаратном комплексе «Геологический Томограф» разрабатываемом ВНИИнефть и NC Group.

Решаемые задачи

С учетом существующего мирового опыта применения геофизических методов при поисках, разведки и эксплуатации нефтегазовах месторождений, можно выделить следующие классы задач, решаемых сейсмотомографией. При рассмотрении, делаются ссылки на методы и схемы наблюдений обсуждаемые в последующих разделах.

1) На поисковой и разведочной стадиях, возможно применение статической «активной» сейсмотомографии для решения следущих задач.

· Выделение тектонических нарушений и оценка степени тектоничекой переработанности материала в пределах нарушений (применима схема поверхность-поверхность).

· Локализация горизонтально-локальных неструктурных залежей нефти и газа, таких как погребенные русла, тектонические ловушки и карсты (применима схема поверхность-поверхность).

· Определение параметров целевых горизонтов, с точки зрения степени и объема насыщения их водой или углеводородами (применимы схема скважина-скважина и другие схемы).

2) На стадии эксплуатации, возможно применение как статической, так и интервальной или разностной «активной» сейсмической томографии. Кроме того, может быть эффективно применена «пассивная» или эмиссионная сейсмотомография. При этом, решаются следующие задачи.

· Мониторинг изменений состояния продуктивных пластов на предмет изменения контуров залежей, насыщенностью коллекторов углеводородами, водой или паром, а также температуры и давления в пласте (применимы все схемы наблюдений).

· Прослеживание скоростей и путей миграции флюидов - углеводороов, воды или пара (применимы все схемы наблюдений).

Методы наблюдений

Методы проведения полевых наблюдений, в рамках любой из возможных геометрических схем размещения источникоа и приемников (обсуждается в следующем разделе), можно разделить на три группы приведенные ниже.

1) Статическаия сейсмотомография («активная»)

Классический «активный» способ наблюдений с использованием искусственных источников возбуждения сейсмических колебаний. При любой геометрии наблюдений, требуется организация методики многократных перекрытий (МПП). Возожны как двумерная (2D) так и трехмерные (3D) наблюдения и обработка.

2) Интервальная или разностная сейсмотомография («активная»)

Схема, крайне эффективная для мониторинга разрабатываемых месторождений и контроля за состоянием продуктивных пластов, заключается в обычных статических «активных» наблюдениях проводимых через определенные интервалы времени с момента начала разработки или закачки воды или пара в горизонт. Полученные в результате томограммы затем сопосталяются между собой на предмет изменений («разностей»), имевших место за прошедший интервал времени. Периодичность наблюдений зависит от конкретно стоящих задач и обычно составляет годы или месяцы. Данные вид наблюдений близок так надываемой четырехмерной сейсморазведкой (4D seismics) и допускает использование одних и тех же данных как для классической, так и томографической обработки. Вместе с тем, обычная четырехмерная сейсморазведка уступает интервальной или разностной сейсмотомографии постольку, поскольку в первой требуется высокая повторямость на уровне исходных сейсмотрасс, в то время как сейсмотомография оперирует с конечными разрезами скорости и коэффициента поглощения-рассеяния.

3) Пассивная или эмиссионная томография

Метод, изначально появившийся в сейсмологии и инжененрных изысканиях (микросейсмика), ныне является крайне перспективным для прослеживания путей миграции жидкостей (вода, нефть) и газов (углеводорода, пара) и контроля за изменением проницаемости ослабленных зон. Метод основан на изучении микроземлетрясений, происходящих как при формировании трещин и микроразломов под влиянием гидравлического давления при закачке жидкости в горизонт, так и при шумах, связанных непосредственно с движением флюидов по трещинам в процессе добычи углеводородов. Метод требует организации только двумерной или трехмерной сети наблюдений и регистрации естественных шумов горного массива в процессе разработки месторождения. Также, возожны как двумерная (2D) так и трехмерные (3D) наблюдения и обработка.

Геометрические схемы измерений

Ниже представлены основные из возможных «активных» схем получения сейсмических данных, предусматривающих томографическую обработку. Для «пассивных» наблюдений, схемы могут оставаться прежними, за исключением отсутствия искусственного источника возбуждеия сейсмических колебаний.

1) Скважина-скважина

Стандартная схема межскважинного просвечивания, позволяющая получить максимальное разрешение в вертикальном направлении, например - оконтуривание продуктивных пластов и мониторинг насыщености их жидкостью или газом.

2) Поверхность-скважина

Стандартная схема ВСП, наименее благоприятная для сейсмотомографических исследований в случае обычной вертикальной ориентации ствола. Однако, в случае наклонной или горизонтальной ориентации нижней части ствола, эта схема становится исключительно эффективной, позволяя получить высокое разрешение по горизонтали, выделяя тектонические нарушения и зоны миграции углеводородов.

3) Поверхность-поверхность

Оригинальная схема МОВ-ОГТ, позволяющая получить максимальное разрешение в горизонтальном направлении за счет использования «реперного» отражающего горизонта, «подсвечивающего» объект исследований отраженными волнами.

4) Комбинированная схема

Комплексирование схем измерений перечисленных выше, с целью получения максимального разрешения как по горизонтали, так и по вертикали – для решения максимально возможного числа задач одновременно.

Средства обработки и интерпретации

Алгоритмы и технологии обработки и интерпретации данных в сейсмической томографии, используемые в пакете прикладных программ «Геотомо», можно разделить на четыре группы – 1) предварительной, 2) томографической и 3) интерпретационной обработки, а также средств 4) визуализации.

Ниже мы обсуждаем функции пакета «Геотома» по названным группам. Получить более полное и наглядное предстваление о возможностях пакета можно в Интернете по адресу: http://www.geocities.com/akolonin/geotomo/ (большей частью - на английском языке).

1) Алгоритмы и технологии предварительной обработки, предназначенны как для извлечения входных данных для томографического преобразования из исходных сейсмических данных, так и необходимого расчета геометрии наблюдений. В эту группу можно отнести следующее.

· Считывание исходных сейсмотрасс в различных форматах записи.

· Предварительная редакция и фильтрация сейсмических трасс.

· Прослеживание волновых пакетов (первых вступлений или максимумов коррелограмм) на сейсмограммах.

· Определение динамических характеристик (амплитуд) упругих волн по исходным сейсмограммам.

· Построение разрезов ВЧР по данным КМПВ для ввода поправок и геометрических пересчетов при трассировке лучей.

· Трассировка сейсмических лучей при заданной геометрии наблюдений и (в случае схемы поверхность-поверхность) отражающего «реперного» горизонта.

· Расчет нормированных логарифмов амплитуд по лучевым траекториям для восстановления коэффициента поглощения-рассеяния.

· Получение исходных и вспомогательных данных (амплитуд, времен, геометрии наблюдений) из других пакетов стандартной сейсмической обработки (ОГТ, ПГР итд.).

В настоящее время, пакет «Геотомо» обеспечивает все перечисленное выше за небольшим исключением. Трассировка сейсмических лучей производится в приближении прямолинейных траекторий, что может быть исправлено в последующих версиях пакета программ.

2) Алгоритмы собственно томографической обработки включают в себя следующее.

· Получение менее разрешенных, но более устойчивых к помехам томограмм с использованием итерационных алгоритмов.

· Получение более разрешенных, но и более чувствительных к помехам томограмм с использованием алгоритмов основанных на методе свертки обратной проекции.

· Получение разрезов эмиссионного сейсмического излучения на базе обращенного продолжения волнового поля.

Из вышеперечисленного, первое и второе поддерживается существующей версией пакета «Геотомо», в то время как модуль постороения разрезов эмиссионного излучения существует в виде отдельной экспериментальной программы, не входящей в основной пакет.

3) Из возможных технологий интерпретационной обработки, можно выделить следующее.

· Многоуровневая пороговая дискриминация, основанная на методе классификации с «конторолируемым обучением» (supervised learning), позволяющая сведение сейсмотомограммы к псевдогеологическому разрезу.

· Многопараметрическая автоматическая классификация, основанная на «неконторолируемом обучении» (unsupervised learning) и кластерном анализе (cluster analysis), позволяющая формировать классы атрибутов для прогнозирования петрофизических свойств и насыщености горизонтов.

· Объемная интерполяция, позволяющая строить полноценные объемные модели нефтегазоносных структур по совокупности двумерных томограмм.

· Постороение «объемных клеток или ячеек» (voxels) по двумерным томограммам и объемным моделям, направленное на эффективный визуальный анализ и количественные расчеты перспектив нефтегазоносности.

Из вышенезванного, существующая версия пакета «Геотомо» поддерживает только многоуровневую дискриминацию, в то время как прочие технологии находятся в стадии текущей разработки.

4) Очевидным фактом является то, что современная геологическая интерпретация вообще, а в нефтегазовой отрасли – в особенности – просто немыслима без мощных средств трехмерной (объемной) визуализации. Пакет «Геотомо» имеет собственный модуль двумерной визуализации. Вместе с тем, система машинной графики «Spacework» (описанна в отдельном документе), разработанная специально для пакета «Геотомо», позволяет производить объемную визуализацию любых геофизических данных и геологических объектов практически любой степени сложности. При этом, возможность наложения различных параметров, предстваленных различными способами, позволяет достичь, по сути, четырехмерного представления.

Литература

1. Богданов М.С., Шляхтер Е.С. Изучение дизъюнктивных зон путем суммирования многократных перекрытий по общим точкам среды // Регион., развед. и промысл. геофизика.-М.-1980.-С.1-8.-(Экспресс-информация/ВИЭМС; №11).

2. Карасик В.И. Применение сейсморазведки при изучении локальных неоднородностей геологического разреза // Регион., развед. и промысл. геофизика.-М.(Обзор/ВИЭМС).-1981.-57с.

3. Ефимова Е. А., Рудерман Е. Н. Возможности применения цифровой томографии для интерпретации геофизических данных.- М.: ВИЭМС, 1982. 55 с., ил. - (Обзор ВИЭМС).

4. Кьяртанссон Э. Анализ вариации амплитуд и времен пробега в зависимости от удаления и положения срединной точки // Численные методы в сейсмических исследованиях. - Новосибирск: Наука, 1983,--с. 221--233.

5. Пузырев Н.Н. Временные поля отраженных волн и метод эффективных параметров.-Новосибирск:Наука, 1979.-294 с.

6. Хермен Г. Восстановление изображений по проекциям: Основы реконструктивной томографии. - М.: Мир, 1983. - 353 с.

7. Колонин А. Г. Возможности использования результатов сейсмического просвечивания для обнаружения локальных неоднородностей. // Геология и геофизика. - 1989.-N 3. - С. 101-110.

8. Колонин А.Г. Эмиссионная томография излучающих геологических объектов. // Сборник тезисов V Всесоюзного симпозиума по вычислительной томографии. Москва, НПО "ВНИИФТРИ", 1991 г., 2 стр.

9. Колонин А.Г. Пакет прикладных программ "Геотомо". Руководство для пользователя. Препринт. Чита: АО СТС, 1995г., 60 стр.

10. Колонин А.Г. Применение лучевой сейсмической томографии при поисках и разведке месторождений полезных ископаемых // Диссертация на соискание

ученой степени кандидата технических наук – Рукопись: Российская Академия Наук, Институт Математики Сибирского Отделения, Новосибирск, 1998