Сучасні сейсмічні технології вивчення тріщинуватих карбонатних резервуарів нафти і газу
DOI:
https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v42i4.2020.210672Ключові слова:
карбонатні резервуари, тріщинуваті зони, азимутальна анізотропія, сейсмічні постстек-атрибути, детерміністична синхронна інверсія, міграція дуплексних хвильАнотація
Наведено огляд сучасних технологій сейсморозвідки, які використовують при вивченні карбонатних резервуарів нафти і газу. При цьому увагу акцентовано на зонах підвищеної щільності тріщин, оскільки саме з ними пов'язана переважна частина експлуатованих свердловин у таких резервуарах. Після аналізу просторової поведінки природних тріщин у карбонатних породах розглянуто прямі індикатори тріщинуватості. Вони ґрунтуються на азимутальній анізотропії амплітуд і швидкостей поширення поздовжніх і поперечних хвиль, яка породжується ідеалізованою моделлю тріщинуватості. Така модель передбачає наявність досить широкого набору плоских, паралельних і еквідистантних відкритих тріщин. Стисло проаналізовано непрямі індикатори тріщинуватості, які менш вимогливі до її закономірної поведінки у просторі. Це сейсмічні постстек-атрибути — кут нахилу, когерентність зображення, кривизна та інші характеристики відбивних горизонтів, а також підвищені значення непружного (зокрема, азимутально-залежного) поглинання і розсіювання сейсмічних хвиль. Розглянуто детерміністичну пружну (синхронну) сейсмічну інверсію, що дає змогу розрахувати відношення швидкостей поширення поздовжніх і поперечних хвиль. Згідно з численними літературними джерелами, зменшені значення цього параметра є індикатором наявності тріщин у карбонатних породах. Показано, що набір упорядкованих макротріщин може значно вплинути на сейсмічні оцінки цього параметра і ніяк не позначитися на його оцінках за свердловинними даними. Вплив цього механізму продемонстровано на одній з площ у південно-східній частині Західносибірської платформи. Наведено технологію побудови зображення субвертикальних тріщинуватих зон (тріщинуватих коридорів) за допомогою міграції дуплексних хвиль. Цей тип хвиль має переваги над традиційними відбитими хвилями при візуалізації субвертикальних об'єктів. Ефективність такої технології продемонстровано на двох площах Тимано-Печорської нафтогазоносної провінції.
Посилання
Gogonenkov, G.N., & Pleshkevich, A.L. (2012). Technology of azimuthal amplitude analysis of land 3-D seismic data in the search for fractured zones. Geofizika, (Special issue), 18—27 (in Russian).
Gornyak, Z.V., Kostyukevych, A.S., Link, B., Marmalevskiy, N.Ya., Mershchiy, V.V., & Roganov, Yu.V. (2008). Study of vertical heterogeneities using migration of duplex waves. Tekhnologii seismorazvedki, 5(1), 3—14 (in Russian).
Graf, S.Yu. (2012). Kinematic analysis of seismic velocity anisotropy in transversely isotropic media. Geofizika, (Special issue), 28—37 (in Russian).
Dugarov, G.A., Obolentseva, I.R., & Chichinina, T.I. (2011). Analysis of anisotropy of velocities and absorption of seismic waves in a medium with one set of parallel fractures. Tekhnologii seismorazvedki, 8 (3), 29—41 (in Russian).
Isenov, S., Kuznetsova, O., Karaulov, A., & Pelman, D. (2014). Technologies: multifocusing and diffraction multifocusing — new perspectives for a detailed study of pre-salt carbonate reservoirs in the Caspian basin. Nefteservis, (2), 32—34 (in Russian).
Stone Forest in Madagascar. (2020). Retrieved from https://bigpicture.ru/?p=296108 (in Russian).
Kozlov, E.A. (2006). Medium Models in Prospecting Seismology. Tver: GERS Publ., 480 p. (in Russian).
Landa, E. (2011). Fractured zone detection by diffraction multifocusing. Oil&Gas Journal Russia, (11), 48—51 (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).
Marmalevskiy, N.Ya., Khromova, I.Yu., Shafikov, R.R., Gornyak, Z.V., Dubrova, G.B., & Link, B. (2011). Examples of the use of duplex wave migration to study fractured zones. Zbirnyk naukovykh prats UkrDGRI, (4), 162—170 (in Russian).
Mendriy, I.V. & Tyapkin, Yu.K. (2014). Seismic coherence: an updated estimation method and use for studies of fractured zones in the Donets Basin. Tekhnologii seismorazvedki, 11(1), 84—97 (in Russian).
Pozdnyakov, V.A., Safonov, D.V., & Shilikov, V.V. (2009). Predicting fractured zones within the Yurubcheno-Tokhomskaya zone with the use of 3D seismic data. Tekhnologii seismorazvedki, 6(1), 85—90 (in Russian).
Tiapkina, O.M., & Tyapkin, Yu.K. (2019). Simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the West Siberian Platform. Geofizicheskiy zhurnal, 41(1), 76—94. doi: 10.24028/gzh.0203-3100.v41i1.2019.158865 (in Russian).
Tyapkin, Yu.K. Mendriy, I.V., Shchegolikhin, O.Yu., & Tiapkina, O.M. (2018). Seismic coherence in the presence of signal time-delay fluctuations. Geofizicheskiy zhurnal, 40(2), 30—47. doi: 10.24028/gzh.0203-3100.v40i2.2018.128878 (in Russian).
Fedotov, S.L., Babenko, I.A., Nekrasova, T.V., Zhemchugov, A.K., Afanasyeva, J.O., Vekshin, R.V., & Fedorov, A.I. (2009). Using simulation geostatistical inversion to create a model of complex carbonate reservoir on the Timan-Pechora basin oil field case study. International Scientific and Practical Conference Geomodel-2009, Extended Abstracts. doi: 10.3997/2214-4609.20147267 (in Russian).
Khromova, I.Yu. (2008). Duplex wave migration for mapping of fractured zones of tectonic genesis. Geologiya nefti i gaza, (3), 37—47 (in Russian).
Khromova, I.Yu. (2010). Practical comparison of fracture prediction methods from seismic data. Tekhnologii seismorazvedki, 7(2), 62—69 (in Russian).
Arndt, M. (2011). En echelon crack seal vein pavement. Retrieved from https://cdn.imaggeo.egu.eu/media/thumbs/previews/2011/03/11/836.jpg.280x280_q85_autocrop_crop-smart.webp.
Bakulin, A., Grechka, V., & Tsvankin, I. (2000). Estimation of fracture parameters from reflection seismic data — part I: НТІ model due to a single fracture set. Geophysics, 65(6), 1788—1802. doi: 10.1190/1.1444863.
Berkovitch, A., Belfer, I., Hassin, Y., & Landa, E. (2009). Diffraction imaging by multifocusing. Geophysics, 74(6), WCA75—WCA81. doi: 10.1190/1.3198210.
Cao, Z., Li, X.-Y., Liu, J., Qin, X., Sun, S., Li, Z., & Cao, Z. (2018). Carbonate fractured gas reservoir prediction based on P-wave azimuthal anisotropy and dispersion. Journal of Geophysics and Engineering, 15(5), 2139—2149. doi: 10.1088/1742-2140/aabe58.
Carbonate Reservoirs. (2020). Retrieved from https://www.slb.com/technical-challenges/carbonates.
Chopra, S., & Marfurt, K.J. (2010). Integration of coherence and volumetric curvature images. The Leading Edge, 29(9), 1092—1107. doi: 10.1190/1.3485770.
Gray, D., Roberts, G., & Head, K. (2002). Recent advances in determination of fracture strike and crack density from P-wave seismic data. The Leading Edge, 21(3), 280—285. doi: 10.1190/1.1463778.
Hall, S.A., & Kendall, J.-M. (2003). Fracture characterization at Valhall: Application of P-wave amplitude variation with offset and azimuth (AVOA) analysis to a 3D ocean-bottom data set. Geophysics, 68(4), 1150—1160. doi: 10.1190/1.15988107.
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). 3-D 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.
Hunt, L., Reynolds, S., Brown, T., Hadley, S., Downton, J., & Chopra, S. (2011). Quantitative estimates of fracture density variations: further perspectives. CSEG Recorder, 36(1), 9—18.
Hunt, L., Reynolds, S., Brown, T., Hadley, S., Downton, J., & Chopra, S. (2010). Quantitative estimate of fracture density variations in the Nordegg with azimuthal AVO and curvature: A case study. The Leading Edge, 29(9), 1122—1137. doi: 10.1190/1.3485773.
Khromova, I., Link, B., & Marmalevskyi, N. (2011). Comparison of seismic-based methods for fracture permeability prediction. First Break, 29(1), 37—44. doi: 10.3997/1365-2397.2011001.
Konyushenko, А., 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., Dawton, 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.
Loinger, E., Gaiser, J.E., Lucini, A., Prestori, M., & Walters, R. (2002). 3D/4C Emilio: azimuth processing for anisotropy analysis. 64th EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper F-23. doi: 10.3997/2214-4609-pdb.5.F023.
Lorenz, J.C., Warpinski, N.R., & Teufel, L.W. (1996). Natural fracture characteristics and effects. The Leading Edge, 15(8), 909—911. doi: 10.1190/1.1437388.
Marmalevskyi, N., Gornyak, Z., Kostyukevych, A., Mershchiy, V., & Roganov, Y. (2006). Method, system and apparatus for interpreting seismic data using duplex waves. Patent US 7, 110, 323 B2. 2006.
Marmalevskyi, N., Kostyukevych, A., & Dubrova, G. (2013). Duplex wave migration and corner reflector approximation. 75th EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper Th PO2 14. doi: 10.3997/2214-4609.20130243.
Marrett, R., Laubach, S. E., & Olson, J.E. (2007). Anisotropy and beyond: Geologic perspectives on geophysical prospecting for natural fractures. The Leading Edge, 26(9), 1106—1111. doi: 10.1190/1.2780778.
Marrett, R., Ortega, O.J., & Kelsey, C.M. (1999). Extent of power-law scaling for natural fractures in rock. Geology, 27(9), 799—802. doi: 10.1130/0091-7613(1999)027<0799:EOPLSF>2.3.CO;2.
McQuillan, H. (1985). Fracture-controlled production from the Oligo-Miocene Asmari Formation in Gachsaran and Bibi Hakimeh fields, Southwest Iran. In: P.O. Roehl, & P.W. Choquette, (Eds.), Carbonate Platform Reservoirs (pp. 513—523). New York: Springer Verlag.
Mueller, M. C. (1992). Using shear waves to predict lateral variability in vertical fracture intensity. The Leading Edge, 11(2), 29—35. doi: 10.1190/1.1436870.
Narhari, S.R., Al-Qadeeri, B., Dashti, Q., Silva, J., Dasgupta, S., Hannan, A., Walz, M., Lu, L., Wagner, C., & Sayers, C.M. (2015). Application of prestack orthotropic AVAz inversion for fracture characterization of a deep carbonate reservoir in nothern Kuwait. The Leading Edge, 34(12), 1488—1493. doi: 10.1190/tle34121488.1.
Parsons, R.W. (1966). Permeability of idealized fractured rock. SPE Journal, 6 (2), 126—136. doi: 10.2118/1289-PA.
Roberts, A. (2001). Curvature attributes and their application to 3D interpreted horizons. First Break, 19(2), 85—100. doi: 10.1046/j.0263-5046.2001.00142.x.
Russell, R., Hampson, D., & Logel, J. (2010). Applying the phase congruency algorithm to seismic data slices: a carbonate case study. First Break, 28(10), 83—90.
Sayers, C. M. (2009). Seismic characterization of reservoirs containing multiple fracture sets. Geophysical Prospecting, 57(1), 187—192. doi: 10.1111/j.1365-2478.2008.00766.x.
Singh, S.K., Abu-Habbiel, H., Khan, B., Akbar, M., Etchecopar, A., & Montagon, B. (2008). Mapping fracture corridors in naturally fractured reservoirs: an example from Middle East carbonates. First Break, 26(5), 109—113.
Skirius, C., Nissen, S., Haskell, N., Marfurt, K., Hadley, S., Ternes, D., Michel, K., Reglar, I., D’Amico, D., Deliencourt, F., Romero, T., D’Angelo, R., & Brown, B. (1999). 3D seismic attributes applied to carbonates. The Leading Edge, 18(3), 384—393. doi: 10.1190/1.1438303.
Sondergeld, C.H., & Rai, C.S. (1992). Laboratory observations of shear-wave propagation in anisotropic media. The Leading Edge, 11(2), 38—43. doi: 10.1190/1.1436870.
Sturzu, I., Popovici, A.M., Moser, T.J., & Sudhakar, S. (2015). Diffraction imaging in fractured carbonates and unconventional shales. Interpretation, 3(1), SF69—SF79. doi: 10.1190/INT-2014-0080.1.
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. doi: 10.3997/2214-4609-pdb.1.E038.
Toublanc, A., Clausen, C.K., & Hagen, N.E. (2004). Associating different curvatures with fracture distribution characterization. 66th EAGE Conference, Extended Abstracts, Paper C036. doi: 10.3997/2214-4609-pdb.3.C036.
Valle-Garsia, R., & Ramirez-Cruz, L. (2002). Spectral attributes for attenuation analysis in a fractured carbonate reservoir. The Leading Edge, 21(10), 1038—1041. doi: 10.1190/1.1518443.
Wang, Y., Li, X., Qian, K., & Li, X.-Y. (2013). P-wave anisotropic attenuation attribute: a potential tool to predict meso-scale fractures. 83rd SEG Annual Meeting, Expanded Abstracts, 330—334. doi: 10.1190/segam2013-0959.1.
Xu, S., & King, M.S. (1990). Attenuation of elastic waves in a cracked solid. Geophysical Journal International, 101 (1), 169—180. doi: 10.1111/j.1365-246X.1990.tb00766.x.
##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).
