География и геология/ 7.Техника и технология геологоразведочных работ

Д. г.-м. н. Исаев В.И.

Томский политехнический университет, Россия

Определение первоочередных скважин на нефтегазоперспективной структуре по данным гравиразведки

Латеральная зональность плотности (пористости) пород и трехмерность объектов. Главной закономерностью изменения плотности s отложений отдельных свит и толщ является экспоненциальное увеличение с глубиной залегания Z [1]. Вместе с тем, свиты и толщи обладают и латеральной литофизической неоднородностью, причем скопления, залежи углеводородов (УВ), как правило, приурочены к высокопористым литофизическим неоднородностям (1–3 км и более). Такие неоднородности имеют дефицит плотности до 0,08 г/см3 и более.

Сейсморазведка, как базовое средство структурного обоснования ловушки УВ, из-за сложных сейсмогеологических условий, имеет ограниченные возможности по прогнозированию геологического разреза. В связи с этим рациональным представляется моделирование распределения плотности (пористости) объектов, опоискованных сейсморазведкой, в гравитационном поле. При этом, необходимо учитывать универсальные свойства этих объектов: вертикальный градиент плотности и трехмерность.

Предлагается на локальных структурных формах, выявленных сейсморазведкой, проводить объемное (трехмерное) плотностное моделирование на основе решения обратной линейной задачи гравиметрии. Это позволит выявлять аномалии плотности в пределах сейсмического тела – области разуплотнения, отождествляемые с высокопористыми литофациальными разностями.

Алгоритмы трехмерного моделирования. Математическая модель интерпретации при трехмерном моделировании может быть представлена в виде системы линейных уравнений:

                                                                   (1)

а также системы линейных двусторонних неравенств

           (2)

                       (3)

                    (4)

где N – число (сейсмических) слоев моделируемой среды; Nv – количество аппроксимирующих блоков в v-м слое; sjv, Dsjv – постоянные составляющие плотности и вертикальные градиенты плотности аппроксимирующих блоков, подлежащие определению; A0ijv, A1ijv – гравитационное влияние на i-ю расчетную точку j-го аппроксимирующего блока из v-го слоя при плотности и градиенте плотности, равных единице; B0, B1, B2 – коэффициенты линейной функции, аппроксимирующие региональный фон, подлежащие определению; Xi, Yi – координаты расчетных точек сети наблюдений ; , , , ,, , , , , – нижние и верхние предельные значения постоянных составляющих плотностей, вертикальных градиентов плотностей и коэффициентов линейной функции – количественная мера априорной геолого-геофизической информации о моделируемых параметрах.

Для решения системы (1)–(4) применен метод сопряженных градиентов, выполненный в виде итерационного процесса [2].

В качестве аппроксимирующего блока принимается вертикальная четырехугольная призма с произвольной ориентировкой оснований и плотностью, линейно меняющейся с глубиной (рис. 1). При такой аппроксимации латеральные изменения плотности слоев и тектонические нарушения учитываются представлением слоя латеральным рядом геоблоков разной плотности (рис. 1, б). Плотность задается на верхнем и нижнем основаниях блоков значениями s1 и s2 – на серединах отрезков, образующих верхнее и нижнее основания вертикальной трапеции (например, трапеции DCCIDI, рис. 1, а), что удобно для последующих вычислений.

Рис. 1. Плотностная параметризация при объемном (трехмерном) моделировании блоково-градиентно-слоистых сред: а) исходное описание вертикальными сечениями; б) описание аппроксимирующими блоками; в) аппроксимирующий блок и технологические элементы

 

Поверхность ABCD (рис. 8, в) в общем случае не плоская. Аналитическое решение прямой задачи гравиметрии для выделенного технологического элемента (треугольной призмы) получено и алгоритмизировано в работе [3].

Интерпретация данных высокоточной гравиразведки на Верхненышском газоконденсатном месторождении Сахалина. Основой для геометрической параметризации изучаемой среды послужили структурные схемы сейсмогоризонтов по кровле окобыкайских отложений (ok)  – УОСГ-I и кровле дагинских отложений (dg)  – УОСГ-II [4]. На основе структурных схем отстроены 12 глубинных сечений. Затем, пространство между вертикальными срезами структур было заполнено 492 аппроксимирующими блоками. Априорным плотностям аппроксимирующих блоков приписывались нормальные значения s(Z). В качестве наблюденного поля послужили результаты высокоточной гравиметрической съемки – ±0,10 мГл.

Результаты решения задачи приведены на рисунках 2–3. Точность подбора поля – ±0,10 мГл. Рассчитанное распределение плотности находится в пределах заданных ограничений. Результаты моделирования хорошо согласуются с результатами геофизических исследований и испытаний глубокой скважины Верхне-Нышская 1.

Очевидны рекомендации по положению последующих скважин –  на участках максимальных разуплотнений, с учетом структурного и гипсометрического факторов. Первоочередная последующая скважина рекомендуется на вскрытие  верхних горизонтов нефтегазоносных окобыкайских отложений на северо-восточном крыле структуры.

Рис.  2.  Горизонтальный срез Верхне-Нышской структуры по верхней части окобыкайских отложений (приведены изогипсы по кровле окобыкайских отложений): 1) изогипсы УОСГ, км; 2) разрывные нарушения; 3) скважина Верхне-Нышская 1; 4) горизонтальные сечения аппроксимирующих блоков при объемном моделировании; выявленные разуплотнения (5, 6) более чем на 0,03 и 0,05 г/см3, соответственно

 

Рис.  3.  Вертикальный срез Верхне-Нышской структуры вдоль профиля 7: 1) наблюденное и расчетное поля; 2) вертикальные сечения аппроксимирующих блоков при объемном моделировании; 3) скважина Верхне-Нышская 1; 4) разрывные нарушения; выявленные разуплотнения (5, 6) и уплотнения (7, 8) более чем на 0,03 и 0,05 г/см3, соответственно; 9) залежи газа и конденсата, водонасыщенные интервал

 

                                                                                                                           Литература:

1.     Исаев В.И. Интерпретация данных гравиметрии и геотермии при прогнозировании и поисках нефти и газа – Томск: Изд-во ТПУ, 2010. – 172  c.

2.      Старостенко В.И. Устойчивые численные методы в задачах гравиметрии – Киев: Наук. думка, 1978. – 228 с.

3.     Исаев В.И., Пятаков Ю.В. Решение прямой задачи гравиметрии для трехмерных блоково-градиентно-слоистых сред // Геофизический журнал. – 1990. – Т. 12. – № 3. – С. 72–79.

4.     Исаев В.И., Шпакова Н.В., Исаева О.С. Распределенный банк геолого-геофизических данных по нефти и газу Сахалинской области // Тихоокеанская геология. – 2003. – Т. 22. – № 2. – С. 81–91.