Нова технологія оцінки часових зрушень при сейсмічному моніторингу експлуатації нафтогазових родовищ і підземних газових сховищ
DOI:
https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v40i1.2018.124006Ключові слова:
seismic monitoring, time-lapse seismic, time shift, cross-correlation, cross-spectrumАнотація
1842/5000Protsess ekspluatatsii neftegazovykh mestorozhdeniy i podzemnykh khranilishch prirodnogo gaza i SO2 soprovozhdayetsya izmeneniyami vo vremeni fizicheskikh svoystv kak samogo rezervuara, tak i perekryvayushchey tolshchi. Izucheniye etikh izmeneniy s pomoshch'yu povtornykh (4D) seysmicheskikh nablyudeniy pozvolyayet kontrolirovat' effektivnost' ekspluatatsii neftegazovykh mestorozhdeniy i podzemnykh gazovykh khranilishch. Shirokiy klass metodov ispol'zuyet v kachestve promezhutochnoy informatsii vremennyye sdvigi, voznikayushchiye v povtornykh seysmicheskikh zapisyakh, pri izuchenii izmeneniya geomekhanicheskikh svoystv produktivnogo rezervuara. V stat'ye sformulirovany usloviya, pri kotorykh velichiny koeffitsiyentov otrazheniya granits v protsesse izmeneniya svoystv sredy sokhranyayutsya, no smeshchayutsya v novoye polozheniye vdol' osi dvoynogo vremeni probega voln. Dlya otsenki voznikayushchikh takim obrazom vremennykh sdvigov razrabotana novaya tekhnologiya. Ona osnovana na statisticheskikh svoystvakh funktsii vzaimnoy korrelyatsii dvukh ogranichennykh vo vremeni sluchaynykh protsessov, odin iz kotorykh predstavlyayet soboy sdvinutyy i rastyanutyy ili szhatyy vo vremeni variant vtorogo. Predlagayemaya tekhnologiya pozvolyayet odnovremenno opredelit' postoyannuyu i lineynuyu sostavlyayushchiye vremennykh sdvigov pri dostatochnom kolichestve nakoplennykh funktsiy vzaimnoy korrelyatsii takikh protsessov. Spravedlivost' teoreticheskikh osnov metoda podtverzhdena dvumya chislennymi eksperimentami. V kachestve istochnika vkhodnykh dannykh, neobkhodimykh dlya primeneniya dannoy tekhnologii na praktike, predlozheno ispol'zovat' sluchaynuyu komponentu seysmicheskikh izobrazheniy, porozhdennuyu khaoticheskimi fluktuatsiyami akusticheskogo impedansa v nizhnem poluprostranstve. Opisany nekotoryye metody approksimatsii regulyarnoy komponenty seysmicheskikh zapisey, vychitaniye kotoroy iz zapisey pozvolit poluchit' ikh sluchaynuyu komponentu, neobkhodimuyu dlya funktsionirovaniya predlagayemoy tekhnologii.Процес експлуатації нафтогазових родовищ і підземних сховищ природного газу і СО2 супроводжується змінами в часі фізичних властивостей як самого резервуара, так і перекриває товщі. Вивчення цих змін за допомогою повторних (4D) сейсмічних спостережень дозволяє контролювати ефективність експлуатації нафтогазових родовищ і підземних газових сховищ. Широкий клас методів використовує в якості проміжної інформації тимчасові зрушення, що виникають в повторних сейсмічних записах, при вивченні зміни геомеханічних властивостей продуктивного резервуара. У статті сформульовані умови, при яких величини коефіцієнтів відбиття меж в процесі зміни властивостей середовища зберігаються, але зміщуються в нове положення уздовж осі подвійного часу пробігу хвиль. Для оцінки виникаючих таким чином тимчасових зрушень розроблена нова технологія. Вона заснована на статистичних властивостях функції взаємної кореляції двох обмежених у часі випадкових процесів, один з яких представляє собою зрушений і розтягнутий або стиснений в часі варіант другого. Пропонована технологія дозволяє одночасно визначити постійну і лінійну складові тимчасових зрушень при достатній кількості накопичених функцій взаємної кореляції таких процесів. Справедливість теоретичних основ методу підтверджена двома чисельними експериментами. Як джерело вхідних даних, необхідних для застосування даної технології на практиці, запропоновано використовувати випадкову компоненту сейсмічних зображень, породжену хаотичними флуктуаціями акустичного імпедансу в нижньому півпросторі. Описано деякі методи апроксимації регулярної компоненти сейсмічних записів, віднімання якої із записів дозволить отримати їх випадкову компоненту, необхідну для функціонування запропонованої технології.Посилання
Avseth P., Skjei N., Skålnes Å., 2013. Rock physics modelling of 4D time-shifts and time-shift derivatives using well log data — a North Sea demonstration. Geophys. Prosp. 61(2), 380—390. doi: 10.1111/j.1365-2478.2012.01134.x.
Blanchard T. D., Clark R. A., van der Baan M., Laws E., 2009. Time-lapse attenuation as a tool for monitoring pore fluid changes in hydrocarbon reservoirs. 71st EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper PO52. doi: 10.3997/2214-4609-201400042.
Buland A., El Ouair Y., 2006. Bayesian time-lapse inversion. Geophysics, 71(3), R43—R48. doi: 10.1190/1.2196874.
Chadwick A., Williams G., Delepine N., Clochard V., Labat K., Sturton S., Buddensiek M., Dillen M., Nickel M., Lima A. L., Arts R., Neele F., Rossi G., 2010. Quantitative analysis of time-lapse seismic monitoring data at the Sleipner CO2 storage operation. The Leading Edge, 29(2), 170—177. doi: 10.1190/1.3304820.
Chen S.-Q., Chadwick A., Li X.-Y., 2010. CO2 injection induced dispersion and attenuation. 80th SEG Annual Meeting, Expanded Abstracts, 2527—2531. doi: 10.1190/1.3513363.
Davis T. L., Benson R. D., 2009. Tight-gas seismic monitoring, Rulison Field, Colorado. The Leading Edge, 28(4), 408—411. doi: 10.1190/1.3112753.
Dinh H., van der Baan M., Landrø M., 2015. Time-lapse processing strategies for detecting 4D attenuation changes and shallow gas movement. 77th EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper Th N101 08. doi: 10.3997/2214-4609-201413165.
Dupuy B., Balhareth H. M., Landrø M., Stovas A., 2014. Estimation of rock physics properties and gas saturation from time-lapse full waveform inversion data. 76th EAGE Conference, Extended Abstracts. Paper Tu P11 11. doi: 10.3997/2214-4609. 20140932.
Dybvik O. P., Gemmer L., Theune U., Østmo S., 2009. Establishing a geomechanical workflow for time-lapse modeling of an HPHT field. 71st EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper P343. doi: 10.3997/2214-4609.201400229.
Fomel S., Jin L., 2007. Time-lapse image registration using the local similarity attribute. 77th SEG Annual Meeting, Expanded Abstracts, 2979—2983. doi: 10.1190/1.2793090.
Fomel S., Landa E., Taner M., 2006. Post-stack velocity analysis by separation and imaging of seismic diffractions. 76th SEG Annual Meeting, Expanded Abstracts, 2559—2563. doi: 10.1190/1.2370052.
Franks L. E., 1969. Signal theory. Englewood Cliffs. New York: Prentice-Hall, 317 p.
Grana D., Mukerji T., 2015. Bayesian inversion of time-lapse seismic data for the estimation of static reservoir properties and dynamic property changes. Geophys. Prosp. 63(3), 637—655. doi: 10.1111/1365-2478.12203.
Grandi A., Rahmanov O., Neillo V., Bourgeois F., Deplante C., Ben-Brahim L., 2010. Time lapse monitoring of the Elgin HPHT Field. 72nd EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper B040. doi: 10.3997/2214-4609.201400648.
Grude S., Landrø M., Osdal B., 2012. Time lapse pressure-saturation discrimination for CO2 storage at the Snîhvit field. 82nd SEG Annual Meeting, Expanded Abstracts, 1—5. doi: 10.1190/segam2012-0841.1.
Guilbot J., Smith B., 2002. 4D constrained depth conversion for reservoir compaction estimation: Application to Ekofisk Field. The Leading Edge 21(3), 302—308. doi: 10.1190/1.1463782.
Hatchell P. J., van den Beukel A., Molenaar M. M., Maron K. P., Kenter C. J., Stammeijer J. G. F., van der Velde J. J., Sayers C. M., 2003. Whole earth 4D: Reservoir monitoring geomechanics. 73rd SEG Annual Meeting, Expanded Abstracts, 1330—1333. doi: 10.1190/1.1817532.
Hatchell P., Bourne S., 2005. Rocks under strain: Strain-induced time-lapse time shifts are observed for depleting reservoirs. The Leading Edge 24(12), 1222—1225. doi: 10.1190/1.2149624.
Lie E. O., 2011. Constrained timeshift estimation. 73rd EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper G038. doi: 10.3997/2214-4609.20149239.
Naeini E. Z., Hoeber H., 2008. Improved time delay estimation. 70th EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper B068. doi: 10.3997/2214-4609.20147879.
Nguyen P. K. T., Nam M. J., Park C., 2015. A review on time-lapse seismic data processing and interpretation. Geosci. J. 19(2), 375—392. doi: 10.1007/s12303-014-0054-2.
Remley W., 1963. Correlation of signals having a linear delay. J. Acoust. Soc. Am. 35(1), 65—69. doi: 10.1121/1.1918415.
Rickett J., Duranti L., Hudson T., Regel B., Hodgson N., 2007. 4D time strain and the seismic signature of geomechanical compaction at Genesis. The Leading Edge 26(5), 644—647. doi: 10.1190/1.2737103.
Røste T., Stovas A., Landrø M., 2006. Estimation of layer thickness and velocity changes using 4D prestack seismic data. Geophysics 71(6), S219—S234. doi: 10.1190/1.2335657.
Røste T., Landrø M., Hatchell P., 2007. Monitoring overburden layer changes and fault movements from time-lapse seismic data. 69th EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper HO19. doi: 10.3997/2214-4609.201401685.
Røste T., Dybvik O. P., Søreide O. K., 2015. Overburden 4D time shifts induced by reservoir compaction at Snorre field. The Leading Edge 34(11), 1366—1374. doi: 10.1190/tle34111366.1.
Schutjens P. M. T. M., Burrell R., Fehmers G., Hindriks K., Collins C., van der Horst J., 2007. On the stress change in overburden resulting from reservoir compaction: Observations from two computer models and implications for 4D seismic. The Leading Edge 26(5), 628—634. doi: 10.1190/1.2737121.
Skov T., Borgos H. G., Halvorsen K. Å., Randen T., Sønneland L., Arts R., Chadwick A., 2002. Monitoring and characterization of a CO2 storage site. 72nd SEG Annual Meeting, Expanded Abstracts, 1669—1672. doi: 10.1190/1.1816997.
Tiapkina O., Landrø M., Tyapkin Y., 2013. Ground-roll subtraction from common-shot gathers with significant trace-to-trace variations in the energy of random noise. J. Geophys. Eng. 10(6). doi: 10.1088/1742-2132/10/6/065001.
Tyapkin Y. K., Marmalyevskyy N. Y., Gornyak Z. V., 2004. Suppression of source-generated noise using the singular value decomposition. 66th EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper D028.
Yung S. R., Ikelle L. T., 1997. An example of seismic time picking by third-order bicoherence. Geophysics 62(6), 1947—1951. doi: 10.1190/1.1444 295.
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2020 Геофізичний журнал
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.
1. Автори зберігають за собою авторські права на роботу і передають журналу право першої публікації разом з роботою, одночасно ліцензуючи її на умовах Creative Commons Attribution License, яка дозволяє іншим поширювати дану роботу з обов'язковим зазначенням авторства даної роботи і посиланням на оригінальну публікацію в цьому журналі .
2. Автори зберігають право укладати окремі, додаткові контрактні угоди на не ексклюзивне поширення версії роботи, опублікованої цим журналом (наприклад, розмістити її в університетському сховищі або опублікувати її в книзі), з посиланням на оригінальну публікацію в цьому журналі.
3. Авторам дозволяється розміщувати їх роботу в мережі Інтернет (наприклад, в університетському сховище або на їх персональному веб-сайті) до і під час процесу розгляду її даними журналом, так як це може привести до продуктивної обговоренню, а також до більшої кількості посилань на дану опубліковану роботу (Дивись The Effect of Open Access).
