Модификации метода всп реферат
Обновлено: 02.07.2024
Применение скважинной сейсморазведки особенно актуально при уточнении геологической модели краевых частей залежей и ограниченных по площади залежей с целью снятия геологических рисков при бурении эксплуатационных скважин. В настоящее время активно применяются различные модификации сейсмических наблюдений в скважинах: непродольное вертикальное сейсмическое профилирование (НВСП), вертикальное сейсмическое профилирование с передвижным источником (ВСП-ПИ), метод обращенного годографа (МОГ), ВСП-3D. Нередко возникают затруднения при выборе наиболее оптимальной из них с учетом экономической эффективности, условий проведения работ и решаемых геологических задач в каждом конкретном случае. В данной статье рассмотрены особенности каждой из модификаций и проведено сопоставление результатов комплексных экспериментальных работ.
The use of borehole seismic survey is especially important when specifying the geological model of the marginal parts of the deposits and the limited deposits in order to remove geological risks while drilling production wells. Currently, there are various modifications of seismic observations in the wells: non-longitudinal vertical seismic profiling, vertical seismic profiling with a mobile source (VSP-PI), a reversed hodograph (MOG), VSP-3D. Often there are difficulties in choosing the most optimal of them, taking into account the economic efficiency, the conditions of work and the geological tasks to be solved in each particular case. In this paper, the features of each of the modifications are considered and a comparison of the results of complex experimental work is carried out.
Скважинные сейсморазведочные исследования занимают важную роль в процессе геологоразведочных работ. В условиях российских нефтегазовых месторождений успешно апробированы и адаптированы технологии НВСП, ВСП-ПИ, ВСП-МОГ и ВСП-3D [1, 2, 3]. Рассмотрим особенности каждой из модификаций.
Модификация НВСП
Модификация НВСП наиболее распространена в России. В НВСП, при фиксированном положении источника, сейсмоприемники (скважинный зонд) последовательно перемещаются по всему стволу скважины. Обычно используется многолучевое НВСП (с несколькими разноориентированными источниками).
Модификация ВСП-ПИ
В ВСП-ПИ при установке приемного зонда на забое источник располагается у устья. С каждым перемещением зонда вверх по скважине одновременно увеличивается удаление источника от скважины. Получаемое волновое поле схоже с НВСП (рис. 1).
Основные преимущества по отношению к НВСП [3, 4]:
– отсутствие сейсмической тени под забоем скважины и возможность изучения подзабойного пространства;
– хорошая увязка разно ориентированных разрезов;
– меньшие углы падения волн на границу;
– ниже интенсивность обменных падающих и отраженных волн в нижней части вертикального профиля.
Основные недостатки ВСП-ПИ:
– зависимость возможности выполнения работ от поверхностных условий;
– постоянное изменение не только среды регистрации (аналогично НВСП), но и условий возбуждения.
На рис. 1 сопоставлены следящие компоненты монотипных продольных отраженных волн ВСП-ПИ и НВСП. В нижней части вертикального профиля при ВСП-ПИ восходящие отраженные волны прослеживаются лучше, чем при НВСП, вследствие малых углов падения волн на границы и ослабления потока падающих и отраженных обменных волн, являющихся помехами при прослеживании продольных волн. В верхней половине разреза восходящие отраженные волны существенно лучше прослеживаются при НВСП. Падающие обменные волны имеют резкие кинематические отличия от восходящих отраженных волн, их селекция при НВСП не представляет трудности, после чего информативность поля отраженных волн НВСП в целом по разрезу становится более однородной.
На рис. 2 приведено сопоставление разрезов ВСП-ПИ и НВСП. Результирующий разрез ВСП-ПИ на удалении более 200 м от скважины заметно уступает разрезу НВСП.
Вследствие ослабления обменных волн в нижней части профиля ВСП-ПИ не может быть использовано для изучения разреза в обменных отраженных волнах. Из-за одновременного изменения удаления источника и глубины приема ВСП-ПИ не может использоваться для изучения анизотропии среды.
Одной из проблемных задач при применении модификации ВСП-ПИ является определение статических поправок из-за изменения условий возбуждения и свойств ВЧР при перемещении источника. Статические поправки определяются по первым вступлениям как разница между реальным временем вступления и рассчитанным по заданной скоростной модели. Точность расчета понижается с удалением источника (и уменьшением глубины приема) из-за сложности учета траектории луча в верхней части разреза. С целью определения и учета анизотропии среды работы необходимо дополнять НВСП. При больших удалениях источника и больших колебаниях рельефа поверхности земли ввод расчетных статических поправок оказывается недостаточно эффективным. Приходится применять дополнительные приемы коррекции поправок.
Главными недостатками ВСП-ПИ являются невозможность достаточно точной коррекции статических сдвигов и изменения формы импульса, а также унаследованное от НВСП постоянное изменение среды регистрации.
Модификация МОГ
В отличие от ВСП-ПИ при перемещении источника на поверхности по линейному профилю положение приемного зонда в скважине остается фиксированным. Получаемое волновое поле представлено набором фрагментов НВСП. Помимо отсутствия сейсмической тени под забоем скважины МОГ позволяет получить ряд дополнительных преимуществ:
– выбор интервала глубин с наименьшим уровнем помех и постоянство среды регистрации без характерного для НВСП и ВСП-ПИ изменения волнового поля с глубиной регистрации;
– увеличение дальности изучения околоскважинного пространства по отношению к НВСП и ВСП-ПИ;
– независимость размера участка освещения околоскважинного пространства от наклона скважины;
– реализация кратности прослеживания.
В результате получаются сейсмические разрезы, свободные от основного недостатка НВСП и ВСП-ПИ (постоянного изменения среды регистрации) и близкие к разрезам МОГТ, которые могут интерпретироваться аналогично данным МОГТ. Качество материалов МОГ зависит от длины приемного зонда. Для успешного подавления падающих волн зонд должен иметь не менее 16 – 24 уровней приема. Появление в последние годы многоканальных зондов делает безальтернативным выбор между двумерными модификациями (ВСП-ПИ или МОГ) в пользу МОГ. Отсутствие сейсмической тени под забоем позволяет изучать горизонты ниже забоя скважины. В реальных условиях кратность прослеживания в МОГ обычно не превышает 10, учитывая регистрацию в интервале глубин с минимальным уровнем помех. Этого вполне достаточно для получения качественных сейсмических разрезов.
Основные недостатки МОГ:
– выполнение наблюдений не всегда возможно из-за поверхностных условий (залесенность, озера, болота, сельхозугодия, строения и т.д.);
– обязательное применение дорогостоящего многоприборного скважинного зонда (не менее 16 – 24 приемников);
– затраты средств и времени на проведение полевых работ и обработку данных примерно вдвое больше, чем при НВСП;
– из-за необходимости коррекции изменения строения ВЧР при перемещении источника точность изучения среды несколько ниже, чем в НВСП.
Вследствие постепенного увеличения углов отражения с удалением источника свойства отражений по разрезу также меняются, хотя и в меньшей степени, чем при НВСП, что ограничивает возможность применения широко используемых в МОГТ приемов динамической интерпретации отражений небольшой областью, примыкающей к скважине. Из-за относительно малой длины вертикальных годографов остается общий недостаток скважинных сейсмических методов – ограничение возможности кинематической селекции при подавлении восходящих кратных и обменных волн-помех.
Определение расчетных статических поправок выполняется аналогично ВСП-ПИ, но бо́льшая глубина установки зонда в МОГ обеспечивает корректный расчет поправок для существенно бо́льших удалений источника. Кроме того, фиксированное положение приемников в МОГ позволяет скорректировать остаточные сдвиги по осям синфазности отраженных волн на сейсмограммах с общим пунктом приема.
В связи с установкой приемного зонда намного выше глубин образования целевых отражений применение деконволюции по форме падающего импульса в МОГ также является некорректным.
Пример глубинного сейсмического разреза МОГ приведен на рис. 3.
Дальность освещения разреза от скважины достигает 1350 м, что почти в два раза больше, чем в НВСП и ВСП-ПИ. Полученное волновое поле МОГ во временной области хорошо согласуется с разрезом МОГТ-3D. Таким образом, несмотря на трудности с определением статических поправок, модификация МОГ обеспечивает получение достаточно информативных сейсмических разрезов и позволяет существенно увеличить участок освещенности разреза по сравнению с НВСП и ВСП-ПИ.
Несмотря на трудности с определением статических поправок, модификация МОГ обеспечивает получение достаточно информативных сейсмических разрезов и позволяет существенно увеличить участок освещенности разреза по сравнению с НВСП и ВСП-ПИ.
МОГ может быть использовано для изучения анизотропии среды в вертикальной плоскости (VTI среда), но только на глубине установки приемного зонда.
Модификация ВСП-3D
Наблюдения аналогичны МОГ, но используется площадное расположение источников на дневной поверхности. В практике известны разнообразные схемы расположения источников, однако равномерную плотность освещения разреза обеспечивает только размещение источников по квадратной сетке [5]. ВСП-3D обладает теми же преимуществами и недостатками, что и МОГ, но позволяет получить объемное представление об околоскважинном пространстве. Следует отметить принципиальные отличия ВСП-3D от наземной сейсморазведки МОГТ-3D. Каждой общей средней точке (ОСТ) в ВСП-3D соответствует узкий диапазон суммируемых удалений источника (рис. 4), кинематический эффект суммирования отсутствует. Это исключает возможность применения таких распространенных в наземной сейсморазведке процедур, как кинематическая селекция кратных волн, AVO-анализ и инверсия. Несмотря на трехмерную систему наблюдений, суммирование практически всегда двумерное (в направлении удаления источника), что ограничивает набор кратности.
В России для сокращения затрат наблюдения ВСП-3D обычно выполняются в комплексе с МОГТ-3D при расположении скважины в центральной части участка [3]. Плотность источников определяется технологией МОГТ-3D и недостаточна для ВСП-3D. Пример полученного таким образом куба данных ВСП-3D, врезанный в куб МОГТ-3D, представлен на рис. 5. Материалы ВСП-3D обладают более высокой разрешенностью, но более чувствительны к плотности источников (на грани куба видно, что фактически получен набор двумерных наблюдений МОГ) и пропускам пунктов возбуждения по условиям местности (появление белых пятен с отсутствием информации). Полученные материалы ВСП-3D непригодны для детализации строения околоскважинного пространства. Для этого должна применяться специальная система наблюдений с более плотным размещением источников.
В связи с высокой стоимостью и остающейся зависимостью свойств отражений от удаления источника, ВСП-3D в ближайшие годы вряд ли сможет занять такое же лидирующее положение в скважинной сейсморазведке, как МОГТ-3D в наземной.
При комплексировании ВСП с МОГТ-3D скважинные данные могут использоваться для повышения качества обработки данных МОГТ. Обычно предполагается использование скважинных наблюдений для решения следующих задач:
– расчет статических поправок за изменение условий возбуждения и свойств ВЧР при перемещении источника;
– расчет амплитудных поправок за изменение условий возбуждения и свойств ВЧР при перемещении источника;
– деконволюция с расчетом оператора по форме реального падающего импульса.
Читайте также: