Добрынин С.И. Тензорный сейсмоэлектромагнитный метод

Опубликовано 07.10.2013 в 18:03 в разделе

Добрынин Сергей Игоревич

Тензорный сейсмоэлектромагнитный метод поисков продуктивных нефтегазовых залежей, комплексной оценки их мощности и мониторинга в процессе эксплуатации (Часть 2)

 

Вертикальное СЭМ зондирование при проведении поисково-разведочных работ осуществляется в двух основных режимах:

1) режим с короткими импульсами,  при котором и электрический и упругий импульсы имеют примерно одинаковую длительность  (до нескольких сотен мс);

2) режим с короткими упругими импульсами и электрическими импульсами большой длительности — до 10-15 с.

 

РЕЖИМ 1:

В данном режиме упругий и электрический импульсы должны иметь максимально возможные амплитуды, а время запаздывания между ними необходимо постепенно увеличивать от некоторого начального момента t-0 до максимального, определяемого максимально возможной предполагаемой глубиной залегания нефтегазового пласта, с шагом в 5 мс.

Измерения вторичного СЭМ сигнала проводятся по циклам, с использованием методики накопления 10-50 принимаемых СЭМ сигналов в каждом цикле в зависимости от интегральной интенсивности принимаемого сигнала и уровня внешних электромагнитных помех естественного или искусственного происхождения.

В каждом цикле первым излучается упругий импульс (рис. 6а), а за ним, с задержкой   t-0 + ∆t, определяемой усредненной скоростью упругих колебаний в изучаемом разрезе и известной/предполагаемой глубиной залегания первого от поверхности нефтегазового пласта, – электрический импульс. При этом оба импульса должны достичь поверхности пласта практически одновременно, с опережением электрическим импульсом упругого на 1-2 мс.

В каждом следующем цикле измерений задержка увеличивается на 5 мс – пока не  будет достигнута заданная глубина  исследования (рис. 6б).

Рис. 6а. Временная диаграмма  работы в Режиме 1.

Рис. 6б. Принцип проведения вертикального СЭМ зондирования в Режиме 1.

РЕЖИМ 2:

В этом режиме работа ведется с короткими упругими импульсами и поляризующими  электрическими импульсами большой длительности (до 10-15 с).

Рис.7а. Временная диаграмма, поясняющая принцип проведения вертикального СЭМ зондирования в Режиме 2

Из этой диаграммы видно, что поляризующее электрическое поле в пластах возбуждается практически одновременно и действует 10-15 секунд, а упругий импульс, распространяющийся вглубь разреза со скоростью 2 – 2,5 км/с, достигает каждого пласта с большим или меньшим запаздыванием, взаимодействует в пласте с электрическим полем и порождает вторичный СЭМ сигнал.

Этот СЭМ сигнал практически мгновенно достигает поверхности Земли (воды), где располагается приемная и питающая линии. В питающей линии в это время протекает первичный поляризующий ток весьма большой величины (до 1-2 тыс. А), поэтому возникает непростая проблема выделения вторичного СЭМ сигнала от первичного СЭМ сигнала, превышающего вторичный несколько порядков.

Отсчеты вторичного СЭМ сигнала, принимаемые на поверхности, берутся через 2-5 мс.

В результате измерений, проводимых на каждом пикете заданного профиля (Рис. 7б)  может быть оконтурен каждый продуктивный пласт изучаемой нефтегазовой залежи (Рис.8).

Рис. 7б. Пример вертикального СЭМ зондирования  в Режиме 2

Рис. 7в. Контур продуктивной части трехпластовой нефтегазовой залежи.

При детальном изучении многопластовой нефтегазовой залежи обычно проводится вертикальное СЭМ зондирование, при котором временной сдвиг между электрическим и упругим импульсами изменяется дискретно, с достаточно малым шагом (2-10 мс).

В частности, на Рис.8 приводится пример детального изучения 8-ми пластовой нефтегазовой залежи.  При средней скорости распространения упругих колебаний 2200 м/с на глубине около 1100 м отчетливо обнаруживаются три продуктивных пласта с максимами СЭМ сигналов на временных задержках 495, 500 и 505 мс. При этом третий пласт — наиболее мощный и имеет эффективную толщину не менее 12-15 м. Четыре следующих продуктивных пласта расположены на глубинах от 1125 до 1175 м и хорошо прослеживаются на временных задержках в 515, 525, 530 и 540 мс. При этом наибольшую мощность (более 20 м) имеет 5-й продуктивный пласт. 8-й пласт, расположенный на глубине около 1600 м, отмечается на временной задержке в 733 мс и имеет мощность 10-12 м.

Рис.8. Схематический разрез  восьмипластовой нефтегазовой залежи.

Основные особенности Т-СЭМ метода

При использовании Т-СЭМ метода для экспертной оценки и мониторинга действующих нефтегазовых скважин производятся одновременные многокомпонентные измерения многомерного вторичного электромагнитного поля, в общем случае возбуждаемого одновременно несколькими источниками электромагнитного поля и несколькими источниками упругих сейсмических колебаний. В простейшем варианте, при горизонтально-слоистом геологическом разрезе и предполагаемом наличии в нем не более двух-трех продуктивных нефтегазовых пластов, измерения интегральной интенсивности СЭМ сигнала обычно проводятся путем возбуждения вторичного СЭМ поля с помощью одной питающей линии АВ и одного источника упругих колебаний (спаркера).

СЭМ сигналы принимаются с помощью двух взаимно перпендикулярных приемных линий MN, перемещаемых по системе профилей, располагающихся с обеих сторон питающей линии АВ.

На Рис.9 приводится упрощенная структурная схема-модель, поясняющая технологию  проведения исследования трехпластовой нефтегазовой залежи. Для практического применения Т-СЭМ метода в ЗАО «ИНГЕОТЕХ» разработан инновационный измерительный комплекс, позволяющий  определять как начальные, так и остаточные запасы нефтегазового флюида в залежах.

Рис.9. Структурная схема-модель исследования трехпластовой нефтегазовой залежи по Т-СЭМ методу.

По измеренным параметрам СЭМ сигналов измеряется их эффективная интенсивность и вычисляются главные значения тензоров вторичного СЭМ поля, что позволяет определить пространственное местоположение изучаемых нефтегазовых пластов.

В случае многопластовой нефтегазовой залежи с несколькими группами близко расположенных пластов малой мощности, например, на залежи, разрез которой показан на Рис.8, добыча может проводиться сразу из нескольких таких пластов. В этом случае имеет смысл измерять интегральную интенсивность СЭМ-сигнала, учитывающую объем нефтегазового флюида в целом, во всей группе близкорасположенных пластов. Это существенно упрощает проведение мониторинга изменения объема нефтегазового флюида в залежи в процессе добычи.

В частности на Рис. 10 приводятся графики измерения  интегральной интенсивности  СЭМ сигнала на профиле, проходящем вблизи устья скважины, ведущей добычу нефтегазового флюида из трех близко расположенных пластов, находящихся на глубине около 1100 м.

Рис.10. Мониторинг СЭМ сигналов на профиле «0», проходящим вблизи устья скважины №1029-1

На графике «А» приводятся результаты измерения интегральной интенсивности  СЭМ сигналов, выполненные по профилю «0» в самом начале добычи, которая составляла в среднем  5 м3 в сутки.

На графике «В» даются результаты измерения интегральной интенсивности СЭМ сигналов, выполненные после года добычи, которая уменьшилась примерно до 3 м3в сутки.

На графике «С» приводятся результаты измерения интегральной интенсивности СЭМ сигналов, выполненные через 3 месяца после проведения интенсивных гидродинамических воздействий на все три пласта, в результате которых нефтеотдача возросла до 10 м3 в сутки и, в течение года, постепенно уменьшилась до 1,5 м3в сутки, после чего скважина была выведена из эксплуатации.

Однако проведенные измерения по Т-СЭМ методу выявили, что в данной трехпластовой залежи остались достаточно большие запасы нефтегазового флюида, которые были зафиксированы в восточной части залежи (зоне пикетов 7-11), о чем свидетельствует график «D».

Результаты мониторинга были подтверждены бурением, после чего данная нефтегазовая залежь эксплуатировалась еще 3 года, отдавая в среднем 3 м3нефти в сутки.

Таким образом, Т-СЭМ метод позволяет определять остаточные запасы нефтегазового флюида и не выводить раньше времени из эксплуатации излишне обводненные и  малодебитные скважины.

Литература:

1. Аксенов С.А., Филиппов С.А. «Рациональное освоение недр – основа концептуального подхода ЦКР-ТПИ Роснедр при рассмотрении и согласовании проектной документации на разработку месторождений ТПИ». «Рациональное освоение недр». М. №1. 2012г.

2. Бобровников Л.З., Брюховецкий О.С., Михайлов В.А. «Новый метод прямых поисков и разведки нефтегазовых месторождений». «Геология и разведка». М. №6. 2009 г.

3. Максимов В.М. «О современном состоянии нефтедобычи, коэффициенте извлечения нефти и методах увеличения нефтеотдачи».  «Бурение и нефть». М. №2. 2011г.

4. Мельников В.П., Лисов В.И., Брюховецкий О.С., Бобровников Л.З. «Бинарные технологии  прямых поисков МПИ».  «Недропользование». М. №4. 2010г.,

5. Мельников В.П., Лисов В.И., Брюховецкий О.С., Бобровников Л.З. «Инновационная геофизика: бинарные технологии прямых поисков месторождений полезных ископаемых (часть 1)». «Инженер-нефтяник». М. №1. 2011г.

6. Мельников В.П., Лисов В.И., Брюховецкий О.С., Бобровников Л.З. «Инновационная геофизика: бинарные технологии прямых поисков месторождений полезных ископаемых (часть 2)». «Инженер-нефтяник». М. №2. 2011г.

7. Михайлов В.А., Добрынин С.И., Бобровников Л.З.. «Зависимость сейсмоэлектромагнитного эффекта от температуры и нефтенасыщенности пластов-коллекторов». «Геофизика». М. № 2, 2012 г.

8.

Добрынин С.И.

, Бобровников Л.З., Головин С.В., Мелаев М.В. «Инновационная технология оценки и мониторинга запасов углеводородов в разрабатываемом нефтегазовом пласте». «Инженер-нефтяник». М. № 2, 2012 г.

 

Авторы:

1.

Добрынин Сергей Игоревич

, к.т.н., докторант кафедры информатики и ГИС МГРИ-РГГРУ

2. Бобровников Леонид Захарович, д.т.н., профессор, декан геофизического факультета МГРИ-РГГРУ

3. Головин Сергей Владимирович, заместитель начальника Сергиево-Посадского УНПП МГРИ-РГГРУ