Reservoir characterization – the ultimate goal for geophysicists

Hampson-Russell, a division of CGGVeritas, provide insight into new innovative software tools that will help geophysicists to build more accurate reservoir models.

Цель работы геофизика

Сейчас конечной целью работы геофизиков является предоставление инженеру-разработчику описания параметров пластов, на основе которых он может работать. Для этого необходимы каротажные данные, данные анализа керна, сейсмические данные и данные о добыче, а также способности к геотехнике и мышлению, опыт и знание региона. Текущий рабочий процесс отражает это, и обычно во многих нефтяных компаниях группы создаются из состава специалистов разного профиля. Такие команды начали появляться в начале 90-ых годов и, по прошествии более десятка лет, совмещают специалистов еще более разных направлений, чем когда-либо. Геолог, геофизик, петрофизик и инженер-разработчик теперь очень сильно взаимосвязаны и хорошо разбираются в работе друг друга.

В прошлом, параметры пласта определялись в основном детерминистическим способом;
сегодня широко применяются вероятностные методы, и оценивается степень риска по каждому параметру. Таким образом описание пласта перешло от качественного к количественному. В то же время, исследования продвинулись от использования экстраполированных двумерных сейсмических данных и редких скважинных данных к использованию трехмерных моделей, которые в значительной степени основаны на сейсмических атрибутах, откалиброванных по скважинным данным. Интегрируется и пересматривается растущий огромный объем данных для создания моделей резервуара, которые лучше прогнозируют эксплуатационные характеристики.

В контексте условий проведения полевых исследований, определение параметров пласта определяется как описание ожидаемого распространения и свойств пласта. А именно трехмерное картирование пористости, суммарная и эффективная мощность коллектора, поровые флюиды, проницаемость и т.д. Редакционный совет журнала Leading Edge несколько лет назад решил отменить ежегодный специальный выпуск «Добыча и Разработка» по той простой причине, что все статьи, представленные для печати, в конечном итоге связаны с добычей и разработкой. Мы больше не ограничиваемся работой только в своей области. Описание параметров резервуара, как наша конечная цель, связано со всеми ключевыми современными геофизическими методиками: сейсмической инверсией и атрибутами, зависимостью амплитуды отражения от удаления (AVO) и физическими свойствами породы, также как с интерпретацией данных сейсморазведки 4D, 3C и 4C.

Пакет AVO компании Hampson-Russell является индустриальным лидером в моделировании и анализе данных сейсморазведки до суммирования, что является определяющим для моделирования флюидонасыщения и картирования амплитуд. При помощи нового приложения AFI (AVO инверсия флюида) можно составлять карты вероятностей флюидов на основе теоремы Байеса и моделирования методом Монте-Карло.

Технологии всегда играли важную роль в нефтегазовой промышленности. С ростом вычислительных мощностей расширилось применение программного обеспечения для разведки и добычи. Наши возможности обработки больших объемов данных показали, что в последние годы геофизические методики, такие как получение кубов свойств породы, лямбда-мю-ро, упругая и одновременная инверсии, по крайней мере для некоторых компаний, стали стандартными методиками, используемыми во всех проектах.

STRATA – это пакет компании Hampson-Russell для выполнения сейсмической инверсии. Он создан для инвертирования данных сейсморазведки до и после суммирования в импедансы (абсолютные или относительные, продольные, поперечные, упругие и т.д.) и включает ряд алгоритмов инверсии. Этот пакет идеально подходит для прогноза латерального и вертикального распространения продуктивных пластов.

Нейронные сети, появившиеся из исследований искусственного интеллекта, стали широко использоваться в геофизике. Теперь мы можем использовать их для моделирования каротажных данных, создания трехмерных объемов петрофизических свойств, ключевой информации для моделирования резервуара. Помимо этого, соответствующее распределение ошибок может быть полезно при оценке рисков.

EMERGE – это пакет Hampson-Russell для моделирования с использованием нейронных сетей и многопараметрических связей. Он создан для прогнозирования свойств резервуара на основе сейсмических атрибутов и каротажных данных, и создания трехмерных объемов параметров, таких как пористость, плотность, водонасыщенность и т.д.

Одной из областей стабильного роста является использование многокомпонентных сейсмических данных: запись данных PS помимо стандартных данных PP. Это открывает новые средства описания параметров коллектора: соотношение Vp/Vs, содержание флюидов, литологические изменения, трещиноватость и анизотропия. Улучшение разрешения в верхней части разреза и возможность построения изображения через газовые облака – преимущества, присущие данным PS, облегчают работу интерпретаторов.

По причине того, что сервисные компании приобретают все больше опыта в регистрации и обработке этих специфических данных, падают издержки и спрос медленно растет. Но, остается общий недостаток опыта в интерпретации данных PS, т.к. на рынке имеется всего несколько специализированных пакетов для интерпретации таких данных.

PROMC представляет собой интегрированную основу для интерпретации и моделирования многокомпонентных сейсмических данных. Благодаря программному обеспечению стало легко выполнять каждодневные задачи по работе с многокомпонентными данными, например моделирование PS, преобразование временных областей и согласование горизонтов.

Современные геофизики также участвуют в определении параметров пласта в процессе разработки. Нас все чаще привлекают к описанию параметров пласта с точки зрения того, как на него повлияли процессы добычи. Другими словами необходимо определить изменение водонасыщенности, температуры пласта и давления, связанные с добычей, а также обнаружить малоамплитудные разломы и флюидоупоры и т.д.

В СНГ, как и в остальной части мира, прирост запасов углеводородов падает в то время, когда спрос на нефть и газ продолжает расти. Как и в других странах, объемы добычи в России превышают объемы приращения запасов; хотя у России размеры запасов велики, необходимо научится извлекать их еще лучше. Россия не одинока в этом отношении. Многие компании сейчас уделяют меньше внимания разведке и больше внимания разработкам богатых месторождений. Более широкое использование геофизики позволяет сократить расходы на добычу на существующих установках. Нефтяные компании в настоящее время переходят на периодические (4D) методы наблюдения, которые можно использовать для определения возможностей бурения нагнетательных скважин и прогнозировать фронты заводнения, которые могут помочь избежать раннего прорыва воды в скважину.

На раннем этапе появления мониторинга геофизики пытались обосновать стоимость и применимость четырехмерных методов. Но сейчас наш опыт и понимание того, как влияет изменение флюидов на данные сейсморазведки возросли. Современные геофизики сконцентрировались на том, чтобы показать ценность данных периодических наблюдений и показать, как включить их в работу на месторождении. Но темные пятна все еще остались. Например, наша способность точно смоделировать влияние изменений давления в пласте на данные сейсморазведки все еще открыта для дискуссий.

Современные геофизики должны быть способны убедить инженеров-разработчиков в надежности представленной ими модели. Специалисту также необходимо быстро и точно обновлять модели. Промежуток времени от записи данных до получения модели пласта становится все короче; при наличии четырехмерных данных промежуток в несколько недель в отличие от месяцев просто идеален.

PRO4D – это пакет для работы с данными периодических наблюдений от компании Hampson-Russell. Он включает все ключевые элементы для мониторинга: моделирование флюидов (температура, давление, изменение водонасыщенности и т.д.), создание синтетических данных и инструменты обработки для согласования объемов данных после суммирования. Интерактивные окна позволяют сравнивать, калибровать и интерпретировать данные четырехмерной сейсморазведки.

Некоторые области описания коллекторов, в некоторой степени, до сих пор находятся в стороне. Анизотропия не становится стандартом в обработке и моделировании, хотя ее важность подтверждена многочисленными публикациями. Анизотропию крайне важно использовать для обнаружения трещиноватости в карбонатных резервуарах, но карбонатные резервуары ставят другие проблемы. Моделирование флюидов в карбонатных породах известно своей сложностью из-за различных типов пористости и форм пор. Возможно, как для периодических наблюдений и многокомпонентных данных, это всего лишь вопрос времени.

Итак, определение параметров пласта, т.е. описание пласта сточки зрения пористости, проницаемости, содержания флюидов/водонасыщенности, латеральной и вертикальной неоднородности, эффективной и общей мощности и т.д., является целью специалистов до начала бурения. Определение параметров таких нетронутых пластов основывается на AVO, инверсии, сейсмических атрибутах, статистическом и гидродинамическом моделировании коллектора и, для немногих счастливчиков, многокомпонентных данных. Для описания параметров пласта в процессе добычи мы полагаемся на связи между данными сейсморазведки и пластовыми флюидами, их давлением и температурой. Периодические наблюдения успешно помогают работать в нескольких мировых зонах: «технология сейсморазведки на срок разработки месторождения» уже доказала свою ценность в Северном Море, менее успешно для карбонатных пластов на Ближнем Востоке. Учитывая малое количество скважин, сейсморазведка имеет огромный потенциал для работы в межскважинном пространстве и при латеральном описании резервуара. С улучшением качества данных, передаваемых обрабатывающими компаниями, можно ожидать, что нефтяные компании будут еще подробнее определять параметры пласта.