Предыдущая страница реферата | 1  2  3  4  5  6  7  8 | Следующая страница реферата

Наличие сейсмических временных разрезов позволяет отказаться от линейной интерполяции и осуществить построение модели с помощью следующих приемов:
1. Производится тщательная стратиграфическая привязка отраженных волн в точках глубоких скважин, причем наиболее надежная привязка осуществляется по временному разрезу, в который "врезаны" диаграммы скорости по АК в масштабе двойного времени и синтетические сейсмограммы.
2. На сейсмическом разрезе границы путем параллельного переноса точно совмещаются в точках расположения скважин с теми геологическими границами, которые определены в результате стратиграфической привязки

(см. п. 1) как доминирующие при формировании отраженной волны. Если по какой-либо скважине получается невязка, то она "разбрасывается" по линейному закону в глубины сейсмической границы между скважинами.
3. На полученный в результате такой коррекции сейсмический разрез, который можно назвать базисной толстослоистой моделью, в точках расположения скважин наносятся тонкослоистые модели, соответствующие моделируемому интервалу. В пределах моделируемого интервала проводятся границы отдельных литологически однородных тонких слоев. При этом в зависимости от предполагаемой степени сложности двумерной модели подходы к ее построению могут быть различными. В зонах выдержанной корреляции сейсмических данных, которые, как правило, соответствуют согласному или близкому к нему залеганию пород, эти границы проводятся так, чтобы они соединяли отметки по скважинам и были параллельны сейсмическим границам между скважинами. Участки изменений сейсмических данных (схождение осей синфазности, изменения формы и интенсивностей колебаний, разрывы в корреляции) тщательно анализируются и с учетом данных по скважинам задаются возможные модели изменений мощности слоев, литолого-фациальных замещений, появления углеводородов и др. Нередки случаи, когда в пределах одного моделируемого интервала встречаются участки различной сложности.
4. Задаются упругие параметры (скорости и плотности) во всех слоях модели, при этом в точках между скважинами эти параметры находятся путем линейной интерполяции значений, полученных ранее в процессе формирования одномерных моделей в точках расположения скважин.

3 Построение моделей по данным сейсморазведки

Если на профиле нет скважин, то модель может быть построена только по сейсмическим данным. В этом случае целесообразно применять такие процедуры.
1. На основе кинематической интерпретации временного разреза строится базисная толстослоистая модель. Используемые при этом средние и пластовые скорости берутся из данных скоростного анализа, а в условиях Волго-

Уральской провинции – чаще из интерполированных или экстраполированных сейсмокаротажных данных.
2. Интервал временного разреза, соответствующий моделируемому объекту, преобразуется во временной разрез волновых сопротивлений по методике псевдоакустического каротажа (ПАК).
3. В ряде точек профиля строятся одномерные модели волновых сопротивлений.

Затем от волновых сопротивлений с использованием формулы ( =аVb, где ( – плотность, V – скорость, переходят к оценкам скорости и плотности.

Полученные таким способом одномерные модели скорости целесообразно проверять на соответствие со значениями пластовых скоростей, взятыми из интерполированных или экстраполированных сейсмокаротажных данных.
4. Одномерные тонкослоистые модели наносятся на базисную толсто-слоистую модель, после чего, так же как и в предыдущем параграфе, строится комбинированная двумерная модель.

Необходимо отметить, что из-за использования только сейсмических данных, имеющих ограниченный частотный диапазон, тонкослоистую часть комбинированной модели следует рассматривать как эффективную сейсмическую модель.

Если полученные по описанным выше методикам двумерные модели предполагается использовать для интерпретации в итеративном режиме, то их целесообразно называть моделями нулевого приближения (моделями 0- приближения).

4 Влияние нефтегазонасыщенности на упругие свойства пород

Сведения об изменении упругих свойств (скорости и плотности) пород- коллекторов в зависимости от типа насыщающего флюида можно получить прямым измерением в скважинах, расположенных в контуре залежи и за контуром, изучением керна при различном его насыщении, путем теоретических расчетов.

Прямые измерения в скважинах с помощью сейсмического просвечивания и
СК выполнены в ограниченном объеме и полученные результаты не всегда достаточно точны. Обобщение данных показывает, что в нефтенасыщенных песчаных коллекторах при глубинах 1500–3000 м и средней пористости 20% скорость продольных волн уменьшается на 6–12%, в газонасыщенных коллекторах
– на 15–30% по сравнению с водонасыщенным коллектором.

При измерениях на ультразвуковых частотах (АК) величина различия скоростей, обусловленная водо- и нефтегазонасыщенностью пород, меньше, чем на сейсмических частотах. Поэтому использование данных об уменьшении скоростей при нефтегазонасыщении, полученных на ультразвуковых частотах (в скважинах или на образцах керна), для модельных расчетов в сейсмическом диапазоне частот возможно лишь после их коррекции. Удвоение величин понижения скорости будет, по-видимому, вполне допустимым. Данных об изменении плотности при различном насыщении коллектора, которые были бы получены путем прямых измерений в скважинах, пока не имеется.

При отсутствии данных прямых измерений на керне или в скважине (или если эти данные недостаточно надежны) влияние нефтегазонасыщения на скорость и плотность может быть оценено теоретически, с помощью формул из теории распространения упругих волн в пористых средах. Для определения скорости продольных волн в сейсмическом диапазоне частот используется уравнение

[pic], (2.1)

где Uп и (п – параметры, зависящие соответственно от упругости и плотности флюида; Uск и (ск – параметры, характеризующие упругость и плотность скелета (остова) породы.

Значения U и ( следующим образом выражаются через свойства твердого материала породы и насыщающего ее флюида:
1) (ск = (тв (1 – Kп), где (тв – плотность материала, слагающего твердую фазу породы, Kп – пористость;
2) (п = (ф Kп, где (ф – плотность флюида, т. е. плотность воды, нефти, газа или их смеси;
3) [pic], где (ск – сжимаемость скелета (относительное изменение объема скелета при всестороннем упругом сжатии породы), Gск – модуль сдвига скелета;
4) [pic] где (тв – сжимаемость материала, слагающего скелет породы, (ф – сжимаемость флюида, величины (тв и (ск связаны соотношением (ск = (тв + Kп(п ((п – сжимаемость порового пространства).

При использовании формулы (2.1) основная трудность заключается в выборе величин (ск и Gск.

Для приближенных расчетов можно использовать уравнение среднего времени (уравнение Уилли)

[pic], (2.2)

где Vп – скорость в коллекторе, заполненном флюидом; Vск – скорость в скелете; Vф – скорость во флюиде, Kп – коэффициент пористости. Формула
(2.2) справедлива для хорошо сцементированных пород. Величину плотности можно оценить по уравнению

(п = (ск (1 – Kп) + (фKп, (2.3)

где (п – плотность коллектора, заполненного флюидом, (ск – плотность скелета, (ф – плотность флюида.

Если поры заполнены несколькими компонентами, например газ–вода, нефть–вода и т. д., то имеет место уравнение

(п = (ск (1 – Kп) + (фKп + ((в – (ф)SвKп,

Рекомендуем скачать другие рефераты по теме: шпаргалки по психологии, банк рефератов.





Предыдущая страница реферата | 1  2  3  4  5  6  7  8 | Следующая страница реферата