117

Технологии сейсморазведки, № 2, 2014, с. 117–124 http://ts.sbras.ru

УДК 550.832.4

СКВАЖИННАЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКА:ЦЕЛИ, ЗАДАЧИ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

В.А. Ленский, А.Я. Адиев, Д.Р. Иркабаев, Т.Н. ШароваООО НПЦ “Геостра”, 450071, Уфа, ул. Луганская, 3, Россия; e-mail: vsp@bngf.ru, geostra@bngf.ru

В связи с вступлением большинства российских крупных нефтяных месторождений в позднюю стадию эксплуатации прирост добычи обеспечивается за счет месторождений, имеющих сложное геологическое строение. В этих условиях в дополнение к наземной сейсморазведке с целью обеспечить эксплуатационное и разведочное бурение более оперативным, детальным и точным инструментом изучения среды, а также для снижения рисков бурения применяется скважинная сейсморазведка. На результатах анализа бурения показывается, что скважинная сейсморазведка является эффективным средством повышения результативности бурения и прироста добычи, не имеющим альтернативы.

Скважинная сейсморазведка, нефтяные и газовые скважины, эксплуатационное бурение, проекти-рование точек бурения

EFFICIENCY OF BOREHOLE SEISMIC MEASUREMENTSIN OIL AND GAS FIELDS

V.A. Lenskiy, A.Y. Adiev, D.R. Irkabaev, T.N. SharovaLLC SPC “Geostra”, 450071, Ufa city, Luganskaya str., 3, Russia; e-mail: vsp@bngf.ru, geostra@bngf.ru

These days most of large oil fields in Russia are entering a phase of mature production when the production growth is achieved through developing of oil reservoirs with complex geological structure and moderate net oil thicknesses. Under these conditions, in order to provide production and exploration drilling with prompter, more detailed and precise tools of exploration and drilling hazard mitigation, borehole seismic is applied in combination with land seismic methods. This paper presents the results of drilling evaluation demonstrating that borehole seismic has been an effective tool for drilling success and production growth improvement having no alternative.

Borehole seismic, oil and gas fields, production drilling, drilling site planning

В настоящее время прирост добычи в старых неф-тегазоносных регионах обеспечивается преимущест-венно за счет флангов разрабатываемых и небольших новых месторождений, имеющих сложное геологи-ческое строение, что объясняется вступлением боль-шинства крупных нефтяных и газовых месторожде-ний России в позднюю стадию эксплуатации. В этих условиях наземная сейсморазведка зачастую не обес-печивает необходимую детальность представлений о структуре среды и свойствах коллекторов. Для сни-жения рисков бурения необходимо обеспечить экс-плуатационное и разведочное бурение более опера-тивным, детальным и точным инструментом изучения среды. Таким методом является скважинная сейсмо-разведка.

Не следует противопоставлять скважинную сейс-моразведку детальной наземной сейсморазведке МОГТ-3Д. Эти методы относятся к разным этапам геологических исследований. Наземная сейсморазвед-ка изучает большие площади и всегда предшествует скважинной, необходимость же последней появляется позднее, на локальных участках. Основной задачей скважинной сейсморазведки является уточнение гео-логического строения околоскважинного простран-ства эксплуатационных и разведочных скважин с це-лью проектирования точек бурения новых эксплуата-ционных скважин. Технология работ – чередующаяся

последовательность бурения, выполнения в скважине сейсмических работ, нового бурения по полученным результатам, сейсмических работ в новых скважинах и т. д. до полного оконтуривания залежи. То есть, в отличие от МОГТ-3Д, использующего наблюдения по геометрической сети, скважинная сейсморазведка яв-ляется технологией “щупальцев”. Метод решения за-дачи – оперативная геологическая интерпретация данных скважинной сейсморазведки в комплексе с результатами бурения, геофизическим исследованием скважин (ГИС) и наземной сейсморазведки.

Основными преимуществами скважинной сейс-моразведки являются высокая точность структурных построений, высокая детальность исследований и оперативность представления результатов.

Для изучения строения околоскважинного про-странства в России применяется преимущественно однократное непродольное вертикальное сейсмичес-кое профилирование (НВСП). Подтвержденная бу-рением дальность прослеживания околоскважинно-го пространства достигает 700–1000 м и более (около 0.4 м от глубины верхнего изучаемого горизонта). Ос-новными недостатками данной методики являются:

• зависимость от условий возбуждения, часто при-водящая к некоторому отличию сейсмических разре-зов, полученных из разных пунктов возбуждения (уда-ленных друг от друга на несколько километров);

© В.А. Ленский, А.Я. Адиев, Д.Р. Иркабаев, Т.Н. Шарова, 2014

118

• постоянное изменение среды регистрации, вызы-вающее ухудшение прослеживания отражений в верх-ней части разреза (на концах сейсмических разрезов);

• ограниченная область исследования, особенно в наклонных скважинах;

• более высокие требования к опыту интерпрета-тора в связи с пока еще недостаточно высоким уров-нем развития программного обеспечения для реализа-ции универсальных методических приемов.

Все перечисленные недостатки, за исключением ограничения области исследования, имеют времен-ный характер и будут устранены с развитием метода. Как и в случае борьбы с аналогичными недостатками при наземных наблюдениях, основной путь развития скважинной сейсморазведки – применение много-кратных наблюдений (ВСП-3Д), что сдерживается от-сутствием отечественных многоточечных скважинных сейсмических зондов, обеспечивающих приемлемые производительность (стоимость) и качество полевых работ. Какие-либо технические проблемы решения всех этих вопросов отсутствуют, необходимо лишь фи-нансирование. Как показывает опыт наземной сейс-моразведки, двумерные системы наблюдений в моди-фикации НВСП еще долгое время будут сосущество-вать с трехмерными ВСП-3Д. В одних случаях как

менее дорогостоящее средство решения основных за-дач, в других – как единственно возможная реализа-ция скважинных наблюдений из-за сложных поверх-ностных условий.

Основные геологические задачи, решаемые сква-жинной сейсморазведкой:

– уточнение структурного плана продуктивных отложений и выявление тектонических нарушений;

– прогноз развития и оценка коллекторов в око-лоскважинном пространстве;

– выявление и оценка ориентированной трещи-новатости, рекомендации по размещению точек по-следующего бурения.

При благоприятных условиях может быть выпол-нен прогноз геологического разреза, зон АВПД и ра-поопасных зон под забоем скважин. Одновременно ре шаются и традиционные задачи сейсмических наб-людений в скважинах, необходимые для успешной об-работки данных МОГТ:

– изучение скоростных характеристик разреза;– анализ природы образования волнового поля и

стратиграфическая привязка отражений;– оценка неупругого поглощения (Q-фактора);– оценка анизотропии скоростей суммирования

и др.

Рис. 1. Сводный глубинный разрез НВСП (вверху) и временной разрез МОГТ (внизу).

119

Рис. 2. Сопоставление фрагментов временных разрезов НВСП (слева) и МОГТ-3Д (справа) между двумя скважинами на расстоянии 670 м.

Методические приемы решения этих задач под-робно рассмотрены в многочисленных публикациях и обобщены в работах [Кузнецов и др., 2006; Ленский и др., 2012], причем последняя является современным учебным пособием для подготовки специалистов.

Вследствие наблюдений во внутренних точках среды сейсмические разрезы НВСП являются более разрешенными и детальными, чем разрезы МОГТ-3Д. Подтверждением тому служит сводный сейсмический разрез, построенный по материалам НВСП в трех сква жинах на одном из нефтяных месторождений Ура-ло-Поволжья (рис. 1); объектом исследований здесь является нефтенасыщенный пласт песчаников воро-бьевского горизонта. На разрезах НВСП отчетливо проявляются мелкие структурные особенности, неза-метные на разрезе МОГТ-3Д. Разрезы НВСП разных скважин во взаимных направлениях стыкуются между собой, что указывает на точное отражение структур-ных особенностей на разрезах НВСП. Это подтверж-дают и результаты бурения в местах стыковки разре-зов. Рисунок иллюстрирует также ухудшение просле-живания отражений на краях сейсмического разреза НВСП, вызванное усложнением волнового поля в верхней части разреза. Выполнение корреляции на этих участках отличается от общепринятого, требует более внимательного анализа волнового поля и иног-да перехода с фазовой корреляции на групповую.

Основная причина ошибок структурных построе-ний в наземной сейсморазведке – наличие локальных скоростных неоднородностей в средней части разреза. Материалы ВСП показывают, что различие средней скорости до прослеживаемой границы в близкораспо-ложенных (менее 1 км) скважинах может достигать 1 % и более. В результате даже на небольшом (500–600 м) расстоянии от опорных скважин ошибки опре-деления глубины границ по данным наземной сейсмо-

разведки могут достигать нескольких десятков метров. Анализ данных последующего бурения показывает, что вследствие более точного учета скорости, зависи-мости результатов от неоднородностей только очень малых размеров и лучшего прослеживания отражений структурный план, построенный по данным НВСП, дает более точное и детальное представление о разбу-риваемой структуре. Например, на рис. 2 показано сравнение фрагмента временного разреза МОГТ-3Д и временного разреза НВСП, полученного в одной из скважин (зеленым цветом), с результатами бурения новой скважины (черным цветом). Разрез НВСП при-веден к уровню моря. Сопоставление разрезов выпол-нено по времени регистрации отражения “Т”. Рас-стояние между скважинами 670 м. В первой скважине продуктивный пласт Т1 вскрыт на глубине –1831 м, что было учтено при интерпретации данных МОГТ-3Д. Новая скважина, пробуренная по результатам НВСП, вскрыла продуктивный пласт Т1 на глубине –1833 м, что практически совпало с данными НВСП (–1835 м). По данным МОГТ-3Д, пласт резко погружается в сто-рону новой скважины и достигает глубины –1865 м, на 32 м ниже реальной.

На рис. 3 для одного из месторождений приведе-но сравнение структурного плана кровли воробьев-ского песчаника по данным МОГТ-3Д (построения выполнены с опорой на две пробуренные скважины – № 325 и 329) и по данным многолучевого НВСП в трех скважинах – № 325, 329 и 4227 (пробурена по дан ным НВСП в скважине № 325). Cейсмические раз-резы проиллюстрированы на рис. 1. Ошибки струк-турных построений по материалам МОГТ составили: –24 м в скважине № 4227 (на удалении 520 м от опор-ной скважины); –21 м в скважине № 4229 (на удале-нии 800 м от опорной скважины); –17 м в скважине № 4226 (на удалении 500 м от опорной скважины);

120

–13 м в скважине № 4225 (на удалении 520 м от опор-ной скважины). Ошибки структурных построений по материалам НВСП в тех же скважинах составили со-ответственно –4, +5, –4 и +1 м. То есть результаты НВСП оказались в среднем в 5 раз точнее. Данные НВСП, полученные во взаимных направлениях из скважин № 329 (ПВ4) и 4227 (ПВ2), совпадают с точностью до 2 м. По результатам НВСП по отметке –4072 м (установленный ВНК) уточнены контуры, в пределах которых возможно наличие залежи по струк-турному фактору, они оказались значительно шире первоначальных (см. рис. 3, справа).

Прогноз развития и оценка коллекторов в сква-жинной сейсморазведке выполняются по результатам динамического анализа отражений на основе модели-рования по данным ГИС, в благоприятных случаях дополнительно могут использоваться результаты пе-ресчета сейсмических разрезов в разрезы акустичес-ких импедансов [Ленский и др., 2012]. По результатам динамического анализа отражений на разрезах НВСП на рассматриваемом месторождении были уточнены контуры нефтенасыщенного пласта песчаников, кото-рый занимает только часть площади, выделенной по структурному фактору (рис. 4). Выполнена оценка из-менения свойств пласта и рекомендовано сместить скважины № 4229 и 4226 с участков с плохими кол-лекторами в более благоприятные места. Рекоменда-ции не были приняты во внимание, в результате сква-жина № 4226, которая по данным НВСП расположе-на в краевой части нефтяной залежи, проработала четыре месяца и обводнилась. В скважине № 4229, по данным НВСП расположенной на участке плохого коллектора, коллектор оказался водонасыщенным, несмотря на высокую гипсометрическую отметку кровли. Скважина № 4225, по данным НВСП распо-ложенная на участке хороших коллекторов в области купола поднятия, успешно работает уже не один год.

Пример уточнения строения нефтяной залежи при комплексном использовании данных наземной

сейсморазведки, нового бурения и скважинной сейс-моразведки проиллюстрирован на рис. 5. Объектом исследования является пласт Д5, залегающий в кров-ле доломитов афонинского горизонта. Толщина не-фтенасыщенных коллекторов меняется от 0 до 9.2 м. Первоначальное представление о строении нефтяной залежи получено по данным наземной сейсморазвед-ки и бурения скважин первого этапа (см. рис. 5, сле-ва). Считалось, что залежь является сводовой и при-урочена к брахиантиклинали. Однако новая скважина № 5045, пробуренная на осложненном разломами погружающемся восточном фланге месторождения, вскрыла нефтяную залежь на 29 м выше, чем предпо-лагалось. С целью уточнить геологическую ситуацию при проектировании скважин второго этапа в новой скважине проведены работы НВСП. Данными НВСП подтверждено наличие только одного из трех разло-мов, причем с иным направлением. Изменено пред-ставление о форме поднятия – оно значительно даль-ше вытянуто в восточном направлении и имеет изо-гнутую двухкупольную форму с глубиной прогиба между куполами около 10 м. Скважины первого этапа пробурены на западном куполе, а новая скважина оказалась пробуренной на восточном куполе. По ре-зультатам динамического анализа положение контура залежи прослежено только в юго-восточном направ-лении от исследуемой скважины, вся остальная изу-ченная часть восточного фланга месторождения по материалам НВСП оценена как перспективная для эксплуатационного бурения. Полученные результаты существенно увеличили размеры залежи в северном и северо-восточном направлениях и подтвердили целе-сообразность бурения всех проектных скважин на восточном фланге месторождения. По данным буре-ния все эти скважины оказались продуктивными. В двух новых скважинах, расположенных до разлома, расхождение данных бурения и НВСП по глубине со-ставило 4 и 5 м. Значительные (более 15 м) расхожде-ния имелись в скважинах, пробуренных между лучами

Рис. 3. Структурная карта по кровле пласта-коллектора воробьевского горизонта по данным МОГТ-3Д (слева) и НВСП (справа).

1 – пробуренные скважины, 2 – проектные эксплуатационные скважины, 3 – скважины, рекомендуемые по НВСП, 4 – про-фили НВСП, 5 – сеть наблюдений МОГТ-3Д, 6 – изогипсы кровли пласта, 7 – положение ВНК по НВСП, 8 – первоначальное положение ВНК, 9 – разломы.

121

Рис. 5. Структурный план по кровле продуктивного пласта до проектирования работ НВСП (слева) и уточненный по результатам НВСП (справа).

1 – пробуренные скважины, 2 – проектные скважины, 3 – скважины, рекомендуемые по результатам НВСП, 4 – линии про-слеживания по НВСП в первой скважине, 5 – линии прослеживания по НВСП во второй скважине, 6 – изогипсы кровли пласта, 7 – контур нефтяной залежи до НВСП, 8 – прогнозируемый по НВСП контур залежи, 9 – разломы.

Рис. 4. Распространение пласта-коллектора воробьевского горизонта (слева) и сейсмогеологический разрез через скважины № 325, 4227 и 329 (справа) по данным НВСП.

1 – пробуренные скважины, 2 – проектные эксплуатационные скважины, 3 – скважины, рекомендуемые по НВСП, 4 – про-фили НВСП, 5 – распространение нефтенасыщенного коллектора по НВСП, 6 – участки ухудшения свойств коллек тора, 7 – возможное положение залежи по НВСП по структурному фактору, 8 – первоначальное положение ВНК, 9 – разломы, 10 – терригенные породы, 11 – известняки и доломиты, 12 – пласт воробьевского горизонта.

122

Рис. 6. Глубинный сейсмический разрез НВСП и построенный по нему сейсмогеологический разрез с количественной оценкой пористости.

1 – ангидриты, 2 – карбонатно-сульфатные породы, 3 – известняки пористые газонасыщенные, 4 – известняки пористые неф-тенасыщенные, 5 – известняки плотные, 6 – известняки битуминозные, 7 – известняки, 8 – разломы.

НВСП и оказавшихся за разломом. Они были вызва-ны идентификацией разлома по данным НВСП толь-ко на одном луче, его направление не могло быть оп-ределено точно. Направление разлома уточнено впос-ледствии при пересмотре результатов в комплексе с данными нового бурения. Для определения северного контура залежи работы НВСП продолжены в самой северной из вновь пробуренных скважин. На рис. 5, справа, приведены общие результаты НВСП в двух скважинах. По результатам новых работ НВСП пока-зано, что залежь в северном направлении распростра-няется значительно дальше, чем предполагалось пер-воначально, и рекомендовано бурение четырех новых скважин, три из которых расположены за пределами

первоначального контура залежи. Таким образом, при-влечение данных скважинной сейсморазведки позво-лило существенно изменить представление о строе-нии нефтяной залежи, получить прирост запасов и про бурить ряд новых эксплуатационных скважин.

Важнейшим свойством резервуаров является тре-щиноватость. НВСП представляет уникальную воз-можность для выявления и оценки субвертикальной ориентированной трещиноватости по расщеплению поперечной волны [Кузнецов и др., 2006]. При ис-пользовании традиционных источников возбуждения продольных волн анализируется поляризация падаю-щих обменных волн, а также скорости и затухание про дольных и поперечных волн; способы анализа дан-

123

ных рассмотрены в работе [Ленский, Ахтямов, 2012]. Для успешного решения задачи и уменьшения влия-ния квазианизотропии, вызванной слоистостью оса-дочных пород, системы наблюдений должны удовле-творять определенным требованиям: число удаленных пунктов возбуждения должно быть не менее трех, на-правления удалений должны отличаться от ортого-нального, удаления не должны превышать половины глубины изучаемого объекта и быть практически оди-наковыми. Такой пример приведен в указанной рабо-те для одного из месторождений Западной Сибири, где по данным трехлучевого НВСП по направлению поляризации быстрой поперечной волны в интервале развития пласта ЮС1 установлено наличие ориенти-рованной трещиноватости с азимутом 325°. Покрыва-ющие породы (над отложениями баженовской свиты) по данным НВСП не трещиноваты. Полученные ре-зультаты подтверждены керновым материалом. С ис-пользованием скоростей продольных и поперечных волн в трещиноватом и нетрещиноватом интервалах выполнена оценка трещинной пористости: Кптр = = 0.0006. Для повышения нефтедобычи рекомендова-но бурение двух горизонтальных стволов ортогональ-но трещиноватости.

При выборе оптимальной траектории бурения горизонтальных эксплуатационных скважин НВСП приобретает особое значение. Такой пример приведен на рис. 6 (Оренбургская обл.). Объектом горизонталь-ного эксплуатационного бурения является нефтяная залежь под газовой в известняках артинского яруса. На материалах МОГТ вся продуктивная часть разреза (около 150 м) укладывается в 3–4 фазы труднокорре-лируемого отражения, позволяющего оценить лишь структурный план кровли газонасыщенных известня-ков (с ошибками до 40 м). Материалы НВСП, выпол-ненного в пилотном стволе, значительно детальнее. Прослеживается не только кровля газонасыщенных известняков, перекрытых непроницаемыми ангидри-тами, но и кровля нижележащей пачки непроницае-мых битуминозных известняков, контролирующих положение подошвы нефтяной залежи. Колебания кровли непроницаемых битуминозных известняков в прослеженной области (до 700 м от скважины) дости-гают 40–80 м. Определены положение разломов, амп-литуда смещения по ним. По поляризации обменных волн по методике, описанной в работе [Ленский, Ах-тямов, 2012] (использовался вибрационный источник продольных волн), определено преобладающее на-правление трещиноватости массива (азимут 55°). При динамической интерпретации на основе моделирова-ния по данным ГИС установлено положение непро-ницаемых участков внутри нефтенасыщенной части (на рисунке показаны белым цветом). По различию пористости в исследуемой и близкорасположенной соседней скважинах выполнена градуировка результа-тов динамического анализа и оценено изменение эф-фективной пористости в направлении профилей НВСП (на рисунке отражено в виде графика). По по-лученным результатам рекомендованы участки, наи-более благоприятные для бурения горизонтальных стволов.

Одним из крупных заказчиков исследований ме-тодом НВСП является ОАО “Оренбургнефть”. На объектах этого заказчика к настоящему времени вы-полнен анализ 136 скважин, пробуренных по резуль-

татам НВСП. Средняя точность структурных постро-ений составляет ±5.2 м, а подтверждаемость прогноза развития коллекторов – 87 %. При этом в точках, ре-комендованных по НВСП, пробурено 37 скважин, подтверждаемость прогноза развития коллекторов со-ставила 94 %. На Вахитовском месторождении на од-ном из участков НВСП сопровождало практически весь процесс разведочного бурения и эксплуатацион-ное бурение на флангах (выполнено в восьми скважи-нах). Анализ последующего эксплуатационного буре-ния более чем 20 скважин показал, что средняя точ-ность структурных построений по данным НВСП составила ±3 м при максимальной ошибке 11 м. Средняя точность структурных построений по дан-ным МОГТ-3Д оказалась равной ±14 м при макси-мальной ошибке 35 м. Подтверждаемость прогноза развития нефтенасыщенных коллекторов по данным НВСП составила 90 %. Разумеется, не все прогнозы на объектах заказчика были подтверждены, что связа-но с неполным соответствием объекта исследований (физического поля) и геологического строения реаль-ной среды, но из 136 скважин только 10 оказались неудачными. Основными причинами ошибок были: искажающее влияние дифракции на локальных (ме-нее половины размеров зоны Френеля) эрозионных врезах и выступах и на резких перегибах слоев; слабая контрастность упругих свойств прослеживаемых объ-ектов; мелкие локальные скоростные неоднородности в средней части разреза, боковой снос отражений на крутом склоне; ошибки интерпретации данных ГИС.

Аналогичные результаты получены и на объектах ОАО “Башнефть”. Проанализированы 270 скважин, пробуренных по материалам НВСП, подтверждае-мость прогноза нефтеносности составила 94.4 %.

Приведенные оценки успешности прогнозов по данным НВСП близки к средней результативности интерпретации данных методов ГИС (98 %) и в не-сколько раз выше, чем средняя результативность МОГТ-3Д. Таким образом, анализ результатов буре-ния по данным НВСП более 400 скважин убедитель-но показывает, что, хотя имеются и нерешенные воп-росы, на достигнутом этапе своего развития метод НВСП является эффективным средством повышения результативности бурения и прироста добычи, не имеющим альтернативы. При этом следует учитывать, что во многих случаях данные НВСП просто необхо-димы как источник геологической информации для обоснования заложения новых скважин в связи с не-достаточной информативностью данных наземной сейсморазведки.

Литература

Кузнецов В.М., Жуков А.П., Шнеерсон М.Б. Введение в сейсмическую анизотропию: теория и практика. Тверь: ГЕРС, 2006. 160 с.Ленский В.А., Адиев Р.Я., Адиев А.Я. Скважинная сейс-моразведка. Уфа: Информреклама, 2012. 348 с.Ленский В.А., Ахтямов Р.А. Выявление и оценка тектони-ческой трещиноватости по данным непродольного верти-кального сейсмического профилирования // Каротажник. Науч.-техн. вестник. Тверь: АИС, 2012. Вып. 3 (213). С. 83–91.

Поступила в редакцию 4 апреля 2014 г.,в окончательном варианте – 2 июня 2014 г.

124

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ

ЛЕНСКИЙ Владимир Анатольевич – доктор геолого-минералогических наук, главный геолог отдела скважинной сейсморазведки ООО НПЦ “Геостра”.Тел. 8 347 237 20 82, e-mail: lensky@bngf.ru

АДИЕВ Азат Явдатович – кандидат технических наук, директор ООО НПЦ “Геостра”.

ИРКАБАЕВ Дамир Ринатович – начальник отдела скважинной сейсморазведки ООО НПЦ “Геостра”.

ШАРОВА Татьяна Николаевна – ведущий геофизик отдела скважинной сейсморазведки ООО НПЦ “Геостра”.