Ключевые слова: неокомский клиноформный комплекс, синхронная инверсия, алгоритм Roy White.
Синхронная инверсия позволяет перейти от волнового поля с интерференционным характером записи к свойствам геологического разреза – P-, S-импедансам, соотношению скоростей Vp/Vs и, в отдельных случаях, плотности. То есть результат инверсии можно напрямую сопоставлять со свойствами геологической среды, зафиксированными в скважинах [1, 4].
Поэтому для решения задачи по уточнению геологического строения клиноформного комплекса на площадях севера Западной Сибири и выделению перспективных объектов также необходимо выполнение синхронной инверсии. Однако на многих площадях в этом регионе отсутствуют скважины, необходимые для создания фоновых моделей упругих свойств для инверсионных преобразований и, соответственно, возникает вопрос, как их задать.
На исследуемом лицензионном участке проведена сейсмическая съёмка 3D и есть одна глубокая скважина № 1 с данными упругих свойств, вскрывающая целевой интервал (Рис. 1), на основании которой была выполнена синхронная инверсия с последующим выделением перспективных объектов.
Для оценки возможности использования данных упругих свойств с соседних площадей был выполнен альтернативный вариант инверсионных преобразований по скважине № 2, перенесенной на исследуемую территорию внутри границ клиноформного комплекса вдоль бровки шельфа с помощью алгоритма Roy White.
Целью работы является разработка методического подхода для повышения качества синхронной инверсии в условиях отсутствия скважинной информации.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
- Анализ особенностей района работ.
- Выбор скважин, вскрывающих целевой интервал, для выполнения синхронной инверсии.
- Перенос скважин с соседнего на исследуемый ЛУ.
- Выполнение синхронной инверсии.
- Сопоставление результатов.
Перенос скважины алгоритмом Roy White
Для выполнения альтернативного варианта синхронной инверсии скважина № 2 перенесена на территорию исследуемого ЛУ внутри границ клиноформного комплекса вдоль бровки шельфа. На рисунке 2 отмечено новое расположение скважины с название 2transfer. Затем выполнено уточнение местоположения скважины на основе карты корреляции скважинных данных с сейсмическим полем алгоритма Roy White [5-6].
Алгоритм Roy White представляет собой процедуру оптимальной оценки сейсмического импульса путем калибровки и корреляции данных каротажа скважины и сейсмических данных.
Процесс скважинного сейсмического сканирования позволяет создавать карты, показывающие корреляцию синтетических данных с каждой трассой в сейсмическом объеме (или его части). Это позволяет получить лучшую сейсмическую корреляцию, чем при предположении, что географически соседняя трасса является наилучшей. Расчеты, используемые в этом процессе, основаны на алгоритме извлечения импульса алгоритмом Roy White.
Карта корреляции скважинных данных с сейсмическим полем алгоритмом Roy White выполнена в интервале привязки (1800-2490 мс) с длиной сканирования 100 мс. Алгоритм выполняет поиск временных сдвигов, чтобы согласовать отражательную способность с сейсмическими данными в заданном временном диапазоне. Минимальным значением по умолчанию для этого параметра является удвоенная длина импульса сейсмических данных. В работе использовалось окно корреляции с длиной 1000 мс – значение, учитывающее весь целевой интервал.
На основе построенной карты корреляции скорректировано местоположение скважины № 2transfer в зону наилучшего схождения скважинных данных с сейсмическим полем (далее скважина № 2corr) (Рис. 3).
На рисунке 4 наблюдается схожесть сейсмического волнового поля между временными сейсмическими разрезами вдоль профиля Х (исходное расположение скважины № 2) и вдоль линии I-I через скважину № 2corr после уточнения расположения.
Выполнение синхронной инверсии
Для выполнения синхронной инверсии по финальным обработанным сейсмограммам рассчитаны угловые суммы, причём кратность сейсмических данных и распределение удалений позволили рассчитать 5 угловых стеков в диапазонах углов 5-12°, 10-16°, 14-22°, 20-28°, 26-36°. Такое детальное разбиение на углы увеличивает достоверность восстановления упругих параметров и даёт предпосылки к восстановлению плотности, что возможно лишь при использовании информации, полученной при больших углах подхода волны (>30°) [3].
Так как целевой интервал вскрыт только одной скважиной надежно оценить импульс не представляется возможным, поэтому коррекция сейсмогеологической привязки и синхронная инверсия выполнены со статистическим импульсом, рассчитанном в интервале 1800-2600 мс по каждой угловой сумме (Рис. 5). Для альтернативного варианта синхронной инверсии, по аналогии с инверсией по скважине № 1, выполнена привязка сейсмических и скважинных данных с таким же статистическим групповым импульсом
Низкий коэффициент корреляции 0,633 синтетических кривых с исходными сейсмическими данными по скважине № 1 при одномерном моделировании может быть связан с качеством исходных каротажных данных и расположением скважины вблизи разломной зоны (Рис. 6).
При выполнении альтернативного варианта инверсии по скважине № 2corr на основе построенной карты корреляции скважинных данных с сейсмическим полем алгоритмом Roy White (Рис. 7) скорректировано местоположение скважины, затем уточнена сейсмостратиграфическая привязка, что позволило увеличить коэффициент корреляции с 0,742 до 0,792.
Для выполнения инверсионных преобразований были построены тонкослоистые пластовые модели распределения трёх упругих параметров: Р-импеданса, S-импеданса и плотности, значения которых интерполировались в межскважинном пространстве с учётом поведения отражающих горизонтов на весь объём сейсмического материала. В основу фоновой модели легли подготовленные данные каротажа продольной и поперечной волн и гамма-гамма плотностной каротаж либо по скважине № 1, либо по скважине № 2corr для интервала от 1700 до 2800 мс и 4 опорных отражающих горизонта: ОГ Нпрб (подошва приобской глинистой пачки), ОГ Нтепл (подошва тепловской (уренгойской) «шоколадной» глинистой пачки), ОГ Б (кровля гольчихинскай свиты и ее возрастных аналогов), ОГ Т (кровля пласта Ю2, малышевская свита). В качестве пространственного тренда для интерполяции скважинных данных по площади работ использовались данные скоростей обработки (метод Cokriging with Seismic Velocity) [5]. В результате была построена низкочастотная модель фоновых импедансов, дополняющая спектр в полосе частот от 0 до 5-10 Гц без резких латеральных изменений значений.
Оценка параметров, стабилизирующих синхронную инверсию, приведена на рисунках 8-9. Здесь видно, что по обеим скважинам получены схожие корреляционные связи ln(Zs)=f(ln(Zp)) и ln(Dn)=f(ln(Zp)) для интервала от ОГ Нпрб до ОГ Б – это является дополнительным критерием достоверности предлагаемого подхода к расчёту инверсии с использованием скважины, перенесённой с соседней площади.
При статистическом сопоставлении прогнозных параметров, полученных в результате инверсии, с исходными упругими параметрами, полученными по данным ГИС, оценена точность выполнения синхронной инверсии. Так на рисунках 10-11 отображены кривые ГИС в абсолютных значениях. Можно заметить, что отклонение от исходных кривых не превышает 10%, а коэффициент корреляции синтетических и сейсмических данных составляет 96% в скважине № 1 и 99% в скважине № 2corr, что является показателем качественно проведенного инверсионного преобразования [2]. Зависимости прогнозных упругих свойств от фактических показывает хорошее восстановление в абсолютных значениях. Однако, при вычитании фоновой модели наблюдается ухудшение корреляции исходных и восстановленных кривых, так как в сейсмических данных отсутствуют низкие частоты (Рис. 12-13).
Судя по проведённому анализу, можно сделать вывод, что в результате выполненных работ удалось получить упругую модель, достаточно полно описывающую реальное геологическое строение изучаемой площади.
Сопоставление результатов двух инверсий
Ключевым этапом оценки достоверности проведенных инверсионных преобразований является сопоставление синтезированных кривых упругих параметров. На рисунке 15 приведены кривые в абсолютных значениях: наблюдается сходимость, отклонение полученных кривых от исходных не превышает 10%, изменение свойств происходит в одном диапазоне, на основе чего можно сделать вывод о схожести результатов инверсии, отсутствии аномальных значений и достоверном распределении упругих свойств пластов (Рис. 14).
Кроме того, проанализированы вертикальные сечения упругих параметров, демонстрирующие хорошее совпадение кубов синхронной инверсии с входными сейсмическими данными через «слепую» скважину № 2corr для 1-ого варианта инверсии (Рис. 15) и через «слепую» скважину № 1 для 2-ого варианта инверсии (Рис. 16).
Анализа показал, что несмотря на перенос скважины № 2 на 30 км результат проведённых инверсионных преобразований сопоставим с результатом инверсии по скважину № 1. Оба варианта можно использовать для контроля качества инверсионных преобразований и проведения динамического анализа при выделении и оконтуривании перспективных объектов. Так, например, обоснование для выделения перспективных объектов вдоль горизонта Нтепл М1 являлось подтверждение результатов на каждом варианте кубов Р-импеданса и Vp/Vs (Рис. 17).
Результаты
В работе представлены результаты синхронной инверсии: P-, S-импеданс, плотность и параметр Vp/Vs, в интервале от ОГ Нпрб до ОГ Т с использованием скважины № 1, упругие свойства в которой синтезированы на основе данных с соседних скважин. Кроме того, выполнен второй вариант синхронной инверсии с использованием скважины № 2, перенесенной с соседней площади на исследуемый ЛУ в зону наилучшей корреляции с данными сейсморазведочных работ 3D.
Проведенный контроль качества инверсии позволяет сделать вывод, что по кубам акустического импеданса и отношения Vp/Vs может быть выполнен достаточно надежный прогноз коллекторских свойств продуктивного интервала в обоих вариантах инверсии.
Сопоставление синтезированных кривых с исходными данными ГИС и результатов двух независимых инверсионных преобразований проиллюстрировало целесообразность привлечения соседних скважины при ограниченном количестве информации.
Вывод
Инверсионные преобразования сейсмических данных являются важной составляющей интерпретации геологического разреза. Синхронная инверсия позволяет получать детальное представление о строении и свойствах пластов. Степень достоверности результатов напрямую зависит от количества и качества исходных данных на исследуемой территории. Безусловно, дефицит скважинной информации не даёт возможность оценить межскважинное пространство в полной мере. Несмотря на это, результаты проведенного эксперимента показали, что в ограниченных условиях использование скважин соседних участков позволяет выполнить инверсионные преобразования для оценки рисков и достоверности, повышения качества геологической интерпретации сейсмических данных и прогнозирования флюидонасыщенных резервуаров.
Литература
1. Ампилов Ю.П., Барков А.Ю., Яковлев И.В., Филиппова К.Е., Приезжев И.И. Почти все о сейсмической инверсии. Ч. 1 // Технологии сейсморазведки. 2009. № 4. с. 3–16.
2. Кондратьев И.К., Рыжков В.И., Киссии Ю.М., Шубин А.В // Способы реализации и оценка эффективности сейсмической инверсии: Учебное пособие. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2011.- 62 с.
3. Романенко М.Ю., Керусов И.Н., Мирошниченко Д.Е., Масалкин Ю.В. Оценка эффективности метода синхронной инверсии сейсмических данных применительно к моделям слабоконтрастных коллекторов // Технологии сейсморазведки. - 2010. - № 2. - С. 55-61. - Библиогр.: с. 61.
4. Яковлев И.В, Ампилов Ю.П., Филиппова К.Е., Почти все о сейсмической инверсии. Ч. 2 // Технологии сейсморазведки. 2011. № 1. с. 5–15.
5. Hampson D., AVO theory: Hampson -Russell Software services Ltd.
6. Hampson D. and Russell B. Simultaneous inversion of pre-stackseismic data: SEG, 2005
