Синхронна сейсмічна інверсія для виявлення перспективних ділянок в карбонатних породах південно-східній частині Західно-Сибірської платформи
DOI:
https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v41i1.2019.158865Ключові слова:
simultaneous seismic inversion, acoustic impedance, shear impedance, carbonate rocks, fractured zonesАнотація
Описано технологію і результати виявлення і картування ділянок, перспективних на вуглеводні і пов'язаних із зонами підвищеної кавернотріщинуватої пористості у девонських карбонатних породах південно-східної частини Західносибірської платформи. Відсутність широкоазимутальних сейсмічних спостережень і реєстрація тільки вертикальної компоненти не дали змоги використовувати на досліджуваній площі прямі індикатори наявності систем тріщин, засновані на азимутальній анізотропії амплітуд поздовжніх хвиль або розщепленні обмінних хвиль на швидкі і повільні. Замість цього як непряму пошукову ознаку підвищеної тріщинуватості застосовано аномально низькі значення відношення швидкостей поширення поздовжніх і поперечних хвиль, розрахованого за допомогою детерміністичної синхронної сейсмічної інверсії до підсумовування. Вибір такого індикатора обґрунтований коротким оглядом публікацій, присвячених успішному його використанню при виявленні і оконтурюванні зон підвищеної тріщинуватості і кавернозності в карбонатних резервуарах. За поведінкою індикатора, що продемонструвала хороший збіг з продуктивністю свердловин на досліджуваній площі, передбачено перспективні продуктивні ділянки, ймовірно пов'язані з підвищеною тріщинуватістю. Водночас отримані за каротажними даними оцінки відношення швидкостей, що стосуються тріщинних колекторів, продемонстрували протилежну тенденцію, яка суперечить фактам, спостереженим на досліджуваній площі і опублікованим у літературі. Ця уявна невідповідність пояснюється впливом субвертикальної природної макротріщинуватості, яка через різний масштаб вимірювань могла значно знизити сейсмічні оцінки і не вплинути на каротажні оцінки. Для кількісного опису цього явища застосовано слабоанізотропну апроксимацію коефіцієнта відбиття Р-хвиль від горизонтальної межі, отриману Рюгером для трансверсально-ізотропних середовищ з горизонтальною віссю симетрії. Це рівняння записано в термінах імпедансів і щільності та проаналізовано аналітично. Для вираження впливу тріщин як функції їх щільності використано найпростішу модель вузьких, ізольованих, еліпсоїдальних (монетоподібних) тріщин.Посилання
Ampilov, Yu. P., Barkov, A. Yu., Yakovlev, I. V., Filippova, K. E., & Priyezzhev, I. I. (2009). Almost everything about seismic inversion. Part 1. Tekhnologii seismorazvedki, 6(4), 3—16 (in Russian).
Levyant, V. B., Khromova, I. Yu., Kozlov, E. A., Kerusov, I. N., Kashcheev, D. E., Kolesov, V. V., & Marmalevskiy, N. Ya. (2010). Methodical recommendations on the use of seismic data for the calculation of hydrocarbon reserves in conditions of carbonate rocks with porosity of a fracture-cavern type. Moscow: Central Geophysical Expedition, 250 p. (in Russian).
Romanenko, M. Yu., Kerusov, I. N., Miroshnichenko, D. E., & Masalkin, Yu. V. (2010). Estimation of the effectiveness of the method for synchronous inversion of seismic data with reference to models of low-contrast reservoirs. Tekhnologii seismorazvedki, 7(2), 55—61 (in Russian).
Tiapkina, A. N., Tyapkin, Yu. K., & Okrepkyj, A. I. (2015). Adequate velocity model as a basis for effective seismic imaging when mapping hydrocarbon traps associated with salt domes. Geofizicheskiy zhurnal, 37(1), 147—164. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v37i1.2015.111333 (in Russian).
Tiapkina, A. N., Tyapkin, Yu. K., & Okrepkyj, A. I. (2014). Advanced methods for seismic imaging when mapping hydrocarbon traps associated with salt domes. Geofizicheskiy zhurnal, 36(3), 86—104. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v36i3.2014.116055 (in Russian).
Tiapkina, A. N., Tyapkin, Yu. K., & Tiapkina, E. Yu. (2017). Combination of improved acquisition system, processing, velocity model and migration for seismic imaging in areas of intense salt tectonics. Geofizicheskiy zhurnal, 39(2), 3—21. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v39i2.2017.97347 (in Russian).
Anno, P. D. (1985). Exploration of the Hunton group, Anadarko basin, using shear waves. 55th SEG Annual Meeting, Expanded Abstracts, 345—348. doi: 10.1190/1.1892649.
Bakulin, A., Grechka, V., & Tsvankin, I. (2000). Estimation of fracture parameters from reflection seismic data — Part I: HTI model due to a single fracture set. Geophysics, 65(6), 1788—1802. doi: 10.1190/1.1444863.
Dong, W., Tura, A., & Sparkman, G. (2003). An introduction — Carbonate geophysics. The Leading Edge, 22(7), 637—638. doi: 10.1190/1.1599688.
Eberli, G. P., Baechle, G. T., Anselmetti, F. S., & Incze, M. L. (2003). Factors controlling elastic properties in carbonate sediments and rocks. The Leading Edge, 22(7), 654—660. doi: 10. 1190/1.1599691.
Fatti, J. L., Smith, G. C., Vail, P. J., Strauss, P. J., & Levitt, P. R. (1994). Detection of gas in sand-stone reservoirs using AVO analysis: A 3D seismic case history using the Geostack technique. Geophysics, 59(9), 1362—1376. doi: 10.1190 /1.1443695.
Gaiser, J., Loinger, E., Lynn, H., & Vetri, L. (2002). Birefringence analysis at Emilio Field for fracture characterization. First Break, 20(8), 505—514. doi: 10.1046/j.1365-2397.2002.00296.x.
Gray, D. (2008). Fracture detection using 3D seismic azimuthal AVO. CSEG Recorder, 33(3), 38—49.
Hampson, D. P., Russell, B. H., & Bankhead, B. (2005). Simultaneous inversion of pre-stack seismic data. 75th SEG Annual Meeting, Expanded Abstracts, 1633—1637. doi: 10.1190/1.2148008.
Hart, B. S., Pearson, R., & Rowling, G. C. (2002). 3D seismic horizon-based approaches to fracture-swarm sweet spot definition in tight-gas reservoirs. The Leading Edge, 21(1), 28—35. doi: 10.1190/1.1445844.
Khromova, I., Link, B., & Marmelevskyi, N. (2011). Comparison of seismic-based methods for fracture permeability prediction. First Break, 29(1), 37—44. doi: 10.3997/1365-2397.2011001.
Konyushenko, À., Shumilyak, V., Solgan, V., Inozemtsev, A., Solovyev, V., & Koren, Z. (2014). Using full-azimuth imaging and inversion in a Belarus salt dome tectonic regime to analyze fracturing in Upper Devonian intersalt and subsalt carbonate reservoirs. First Break, 32(9), 81—88.
Laubach, S. E., Marrett, R. A., Olson, J. E., & Scott, A. R. (1998). Characteristics and origins of coal cleat: A review. International Journal of Coal Geology, 35(1—4), 175—207. doi: 10.1016/S0166-5162(97)00012-8.
Li, Y., Dowton, J., & Goodway, B. (2003). Recent applications of AVO to carbonate reservoirs in the Western Canadian Sedimentary Basin. The Leading Edge, 22(7), 670—674. doi: 10.1190/1.1599694.
Mavko, G., Mukerji, T., & Dvorkin, J. (2009). The rock physics handbook, Second Edition: Tools for Seismic Analysis of Porous Media. Cambridge University Press.
Oliveira, L., Pimentel, F., Peiro, M., Amaral, P., & Christovan, J. (2018). A seismic reservoir characterization and porosity estimation workflow to support geological model update: pre-salt reservoir case study, Brazil. First Break, 36(9), 75—85.
Pardus, Y. C., Conner, J., Schuler, N. R., & Tatham, R. H. (1990). VP /VS and lithology in carbonate rocks: A case study in the Scipio trend in Southern Michigan. 60th SEG Annual Meeting, Expanded Abstracts, 169—172. doi: 10.1190/1.1890101.
Rafavich, F., Kendall, C. H. St. C., & Todd, T. P. (1984). The relationship between acoustic properties and the petrographic character of carbonate rocks. Geophysics, 49(10), 1622—1636. doi: 10.1190/1.1441570.
Rüger, A. (1998). Variation of P-wave reflectivity with offset and azimuth in anisotropic media. Geophysics, 63(3), 935—947. doi: 10.1190/1.1444405.
Rüger, A., & Tsvankin, I. (1997). Using AVO for fracture detection: Analytic basis and practical solutions. The Leading Edge, 16(10), 1429—1434. doi: 10.1190/1.1437466.
Sarg, J. F., & Schuelke, J. S. (2003). Integrated seismic analysis of carbonate reservoirs: From the framework to the volume attributes. The Leading Edge, 22(7), 640—645. doi: 10.1190/1.1599689.
Todorovic-Marinic, D., Mattocks, B., Bale, R., Gray, D., & Dewar, J. (2005). More powerful fracture detection: Integrating P-wave, converted-wave, FMI and everything. 67th EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper E038.
Treadgold, G., Campbell, B., McLain, B., Sinc-lair, S., & Nicklin, D. (2011). Eagle Ford shale prospecting with 3D seismic data within a tectonic and depositional system framework. The Leading Edge, 30(1), 48—53. doi: 10.1190/1.3535432.
Tsuneyama, F., Takahashi, I., Nishida, A., & Okamura, H. (2003). VP/VS ratio as a rock frame indicator for a carbonate reservoir. First Break, 21(7), 22—27. doi: 10.3997/1365-2397.2003011.
Vetri, L., Loinger, E., Gaiser, J., Grandi, A., & Lynn, H. (2003). 3D/4C Emilio: Azimuth processing and anisotropy analysis in a fractured carbonate reservoir. The Leading Edge, 22(7), 675—679. doi: 10.1190/1.1599695.
##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).
