Description:

"Геофизическое изучение коллекторов. Высокоразрешающее трехкомпонентное вертикальное сейсмическое профилирование (3D High resolution 3D seismic imaging using 3C data from large downhole seismic arrays). Бьёрн Паулсон (Bjrn Paulsson), Мартин Кэрренбах (Martin Karrenbach), Поль Миллиган (Paul Milligan), Алекс Герц (Alex Goertz) и Алан Гардин (Alan Hardin) из сервисной геофизической компании Паулсон (Paulsson), вместе с Джоном ОБрайном (John OBrien) и Доном МакГиром (Don McGuire) из нефтяной компании Анадарко (Anadarko) дают разъяснения, почему запись многокомпонентных сейсмических данных с приемниками, располагающимися в скважинах, а значит ближе к целевому интервалу, поможет избежать многих ограничений наземной сейсморазведки. Скважинная сейсморазведка, известная больше как вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), на протяжении нескольких десятилетий оставалась стандартным геофизическим методом. Хотя, в основном, эта методика раньше использовалась для получения связи время-глубина и трассы однократных отражений в точке скважины. Эти 1D-измерения могут быть распространены на 2D-случай путем использования различных выносов пункта возбуждения на поверхности. 2D-методика вполне подходит для интерпретации горизонтально-слоистого разреза, но для сложно построенных структур требуется 3D-регистрация данных и соответствующая 3D обработка. Помещение сейсмических приемников в нефтегазовые скважины, как показано на рис. 1, позволяет записывать более высокочастотные данные по сравнению с наземными методами. Причина этого проста: сейсмические волны должны всего один раз преодолеть исследуемую толщу пород по пути источник - приемник. При наземной же съемке волны должны пробежать по толще дважды. А каждый переход через слои пород вызывает более сильное затухание высокочастотных составляющих по сравнению с низкочастотными, что заметно ухудшает качество волновой картины. Частотный спектр скважинных данных обычно примерно в 2 раза шире наземных, что дает лучшее разрешение разреза. В добавление к наличию более высоких частот, у скважинных данных есть и другие преимущества: данные ВСП обладают гораздо более высоким соотношением сигнал-шум, чем при наземных измерениях. Такое соотношение Рис. 1 Схематическое изображение среды при 3D ВСП с использованием одной длинной сборки приемников в скважине и круговой расстановки источников на поверхности. Получается, благодаря низкому уровню шума в скважинной среде в сочетании с большой чувствительностью приемников, плотно прижатых к стенке скважины. Поверхностные приемники, наоборот, имеют плохой контакт с выветренными породами на поверхности и подвержены влиянию промышленных помех и шума окружающей среды. Жесткий контакт приемников со стенкой скважины обеспечивает регистрацию трехкомпонентных (3C) данных с высокой точностью. А это, в конечном счете, позволяет использовать при интерпретации поперечные и обменные волны и определять степень анизотропии с помощью анализа двойного преломления поперечных волн (см. Maultzsch, 2003). Наблюдение на одной волновой картине продольных и поперечных волн делает возможным атрибутную интерпретацию таких свойств как флюидосодержание, поровое давление, направление деформации и характер распространения трещин. ОБрайн и др. (2004b) используют сейсмический мониторинг скважин для картирования изменений наиболее важных качественных признаков при контроле добычи. Другое преимущество ВСП заключается в удобной геометрии наблюдений, позволяющей фиксировать такие сложные структуры как подсолевые отложения, крылья соляных куполов или крутопадающих разломов. Схематическое изображение среды при применении метода ВСП представлено на рис. 1. Типичное 3D сейсмическое изображение имеет форму конуса, в вершине которого располагается приемник. Размер конуса определяется глубиной приемника и величиной выноса пункта возбуждения. Скважинные измерения на кабеле Почему же при всех своих очевидных преимуществах перед наземными методами многокомпонентное ВСП так редко используется в нефтяной индустрии? Ответ прост: самая распространенная до сих пор приемная сборка ВСП состоит всего из 7 сейсмоприемников. Такая расстановка слишком короткая и имеет слишком мало каналов для эффективной регистрации огромных объемов данных, требующихся для 3D сейсмических построений. Стандартная расстановка из 7 приемников на кабеле имеет максимальную скорость передачи данных 500000 бит сек, что ограничивает количество каналов до 48 (т.е. 16 трехкомпонентных приемников) при шаге дискретизации 2 мс. Скважинные приемные расстановки, развертываемые в насосно-компрессорной колонне. С целью преодоления ограничений технологий скважинных расстановок, необходимо увеличивать как число одновременно записывающих каналов, так и скорость передачи данных. Эти цели были достигнуты, используя собственный метод развертывания 3C сейсмоприемников, подсоединяемых к скважинной. Рисунок 4 Корпуса сейсмоприемников удалены один от другого на расстояние 50 футов, они соединены двумя трубопроводными соединениями. (Sullivan et al., 2002). Все скважины на Рисунке 2 наклонные, некоторые из них имеют угол наклона порядка 75° относительно вертикали, что делает очень трудным развертывание кабельной расстановки без укладчика. Наоборот, расстановки, развертываемые в насосно-компрессорной колонне можно устанавливать без труда с большой точностью для случая сильно наклонных скважин. Трубы являются структурным элементом системы и состоят из стандартных соединений лифтовой колонны, которые изготовлены с допуском по длине + 6 мм (+ 1/4 дюйма). Точный допуск по длине и известные значения механических свойств и теплового расширения системы труб позволяют точно помещать приемники, как в вертикальные, так и в горизонтальные скважины. Развертывание длинных скважинных расстановок с использованием установки для капитального ремонта скважин показано на Рисунке 3. Рисунок 4 Корпус одного сейсмоприемника крупным планом на добывающем трубопроводе. Фиксирование приемников достигается путем надувания вкладыша, расположенного за корпусом сейсмоприемника 3C. Давление, необходимое для надувания, передается по системе труб, обычно перепад давления достигает 0.6-0.7 мПа. В качестве примера качества получаемых данных, на Рисунке 5 показана вертикальная компонента исходной записи съемки, датируемой июлем 2004 года, в которой насосно-компрессорной колонне, для каждой компоненты использовалось самое последнее поколение подобных датчиков обеспечивает отдельный канал записи. С появлением длинных расстановок, развертываемых в насосно-компрессорной колонне, сейсмическое картирование 3D стало жизнеспособной и экономичной альтернативой. Изображения, получаемые с использованием этой съемки, обычно превосходят по точности и разрешенности записи изображения, получаемые при наземных сейсмических исследованиях. Современные технологии делают возможным развертывание до 1200 каналов в одной или более скважинах (OBrien, 2004). Более того, распределяя длинные скважинные расстановки по широкой площади, можно увеличить объем куба данных. Эта идея продемонстрирована на Рисунке 2, в исследованиях на северном склоне Аляски участвовали четыре скважины. Рисунок 5 (a) Необработанные данные, (b) поле восходящих волн для вертикальной компоненты, записанное с одной длинной расстановки приемников. Всего использовалось 320 точек приема, зарегистрированных с помощью четырех последовательных перемещений сборки в 80 приемников. В качестве источника применялся заряд динамита (2 фунта), расположенный близко к скважине. Обратите внимание на высокое соотношение сигнал-шум для восходящих волн. Показано Van Gestel et al. 2003). На разрешенность полученного волнового поля и наличие помех сильно влияет выбор длины установки приемников и шаг между ними. В общем случае, чем длиннее расстановка, тем больше данных можно записать с хорошим разрешением. В то же время необходимо, чтобы приемники в расстановке располагались достаточно часто, т.к. иначе не удастся избежать эффекта аляйсинга на высоких частотах. В добавление, на качество волновой картины оказывает влияние расположение пунктов возбуждения на поверхности. Оптимальное расположение пунктов возбуждения нужно, чтобы обеспечить одинаковую зону охвата для каждого приемника в скважине." Ключевые слова: кабель, сильный, изучение, lim, alaska, позволять, качество, вертикальный, показанный, vsp, показать, сравнение, сейсморазведка, колонна, модель, технология, ориентация, hornby, метод, точка, падение, съемка, анализ, скорость, коллектор, закачка, волновой, получение, расстановка, волновой поле, наземный, использоваться, сейсмический, приемник, нижний, karrenbach, геофизический, построение изображение, требоваться, частота, поверхность, фут, специальный тема, скоростной, съёмка, break, деконволюция, поправка, поле, целевой, восходящий волна, глубинный изображение, изображение, приёмник, располагаться, пункт возбуждение, дать, луч, длинный, шаг фут, приёмный, использованный, нижний квадрант, kilbridge, цель, геофизический изучение, октябрь, волна, скважинный расстановка, шаг, угол, скважинный, изменение, специальный, изучение коллектор, построение, должный, пункт, нисходящий, тема геофизический, компонент ориентированный, максимальный, диаграмма, обработка, путь, восток, van gestel, горизонт, достижение, рисунок, картирование, амплитуда, paulsson, использовать, насосно-компрессорный колонна, вступление, разделение, компонент, сложный, тема, методика, кривой, всп, добавление, точность, отражённый, канал, разрешение, указывать, кривая, eage, возбуждение, запись, радиальный, глубинный миграция, sullivan, сейсмоприемник, скважина, глубинный, угол падение, глубина, направление, скоростной модель, удаление, высокий частота, источник, сейсмоприёмник, участок, break октябрь, высокий, верхний, зависимость, использование, восходящий, закачивание, наблюдение