Сейсмическая стратиграфия Использование при поисках и разведке нефти и газа Под редакцией Ч. Пейтона 1 том Предисловие р...
136 downloads
443 Views
11MB Size
Report
This content was uploaded by our users and we assume good faith they have the permission to share this book. If you own the copyright to this book and it is wrongfully on our website, we offer a simple DMCA procedure to remove your content from our site. Start by pressing the button below!
Report copyright / DMCA form
Сейсмическая стратиграфия Использование при поисках и разведке нефти и газа Под редакцией Ч. Пейтона 1 том Предисловие редакторов перевода
За последнее десятилетие сейсмическая разведка на отраженных волнах претерпела качественный скачок в методике и технике работ. Переход на цифровую регистрацию и системы многократных перекрытий при полевых наблюдениях, непрерывно совершенствующаяся цифровая обработка и новейшие способы визуализации сейсмических данных на последующем этапе обеспечили существенное повышение качества получаемых результатов. По мере развития и совершенствования методов обработки сейсмических данных становилось все более очевидным, что кроме традиционной информации о структуре геологических толщ сейсмические временные разрезы несут сведения о вещественном составе пород и условиях осадконакопления. Возникла острая необходимость в создании новых методов интерпретации, базирующихся на использовании всего объема полезной информации, заключенной в сейсмических данных. Предлагаемая вниманию читателя книга и является в определенной мере ответом на этот запрос практики. Она представляет собой первое сравнительно полное и систематизированное изложение идей, принципов, методики и частично результатов нового научного направления, развиваемого на стыке традиционных геологических и геофизических методов изучения и описания реальных сред. В книге сконцентрирован накопленный к настоящему времени опыт геологов и геофизиков США в новейших подходах к интерпретации данных сейсморазведки отраженными волнами. Отличительной особенностью настоящей книги является качественно новый уровень использования классических геологических методов анализа (стратиграфического, литологофациального, палеоструктурного и т. д.) при интерпретации сейсмических данных. Можно сказать, что изложенные здесь сведения представляют собой научную основу поисков и разведки неструктурных ловушек углеводородов. Решение этой задачи достигается путем прогноза генезиса и вещественного состава тонкослоистых осадочных толщ по данным сейсморазведки. Стержнем книги является цикл исследований группы специалистов, работающих в фирме «Экссон» (П. Вейла, Р. Митчема и др.). В нем анализируются связи между рисунком сейсмических отражений и условиями осадконакопления отражающих толщ. Собственно этой группой и предложен термин «сейсмическая стратиграфия» для описания новых методов геологического анализа, сейсмических данных. Исследования
базируются на рассмотрении огромного объема сейсмических наблюдений, проведенных прежде всего на морских акваториях, где качество сейсмических материалов особенно высоко и где в связи с малым объемом бурения ценность дополнительной геологической информации, извлекаемой из сейсмических разрезов, наиболее значительна. Авторы основываются на интересной гипотезе о значительном влиянии глобальных изменений уровня моря на режим седиментогенеза, которая открывает возможности прогноза хроностратиграфии толщ на основе анализа поверхностей несогласия на сейсмических разрезах. Большой объем фактического материала, четкая систематизация данных, продуманная стройная последовательность изложения и весьма удачное сочетание новейших методов детальной интерпретации сейсмических временных разрезов с глубоким пониманием геологических особенностей и закономерностей строения изучаемых сред позволяют рассматривать этот цикл как самостоятельную фундаментальную работу, теоретическое обоснование методов сейсмостратиграфии. Очень полезны для понимания физических основ новых методов интерпретации сейсмических данных предпосланные основному циклу статей по сейсмостратиграфии две работы широко известных в нашей стране геофизиков Р. Шериффа и А. Грегори, посвященные первая — анализу разрешающей способности сейсмических методов^ и свойственных им ограничений, а вторая — связям упругих характеристик пород, определяющих особенности сейсмической записи, с петрофизиче-скими параметрами, важными с точки зрения оценки перспективности на нефть и газ изучаемого объекта. Вопросы практического использования принципов сейсмостратиграфического анализа на примерах разнообразных по геологическому строению регионов рассматриваются в статьях Л. Брауна и У. Фишера, Ч. Стюарта и Ч. Каугхея, Р. Ваймера и Т. Девиса. Эти работы интересны с точки зрения оценки роли сейсмических данных при решении таких задач, как восстановление обстановок осадконакопления, палеотектонические и палеогеографические реконструкции, эволюция режима седиментогенеза. В отличие от этих работ, авторами которых являются геологи, развивающие вопросы интерпретации сейсмических данных, три последующие статьи подготовлены геофизиками, излагающими новые возможности представления сейсмических данных и использования их при прямых поисках углеводородов и выявлении стратиграфических ловушек, а также вопросы применения сейсмических наблюдений на море для детального изучения геологического строения верхней части разреза. Описываемые здесь идеи, методы и фактические данные существенно дополняют представления, изложенные в предшествующих работах, и в целом близки к внедряемым в нашей стране новейшим приемам интерпретации сейсмических данных. Заключительная часть книги содержит цикл статей по методике и результатам стратиграфического моделирования, а также применению этого подхода для выявления коллекторов и неантиклинальных лову-
шек нефти и газа в разнообразных геологических условиях. Хотя за последние годы в нашей стране и за рубежом опубликован ряд статей на аналогичные темы, представленные в книге материалы несомненно помогут практическому освоению методов стратиграфического моделирования. Следует особо подчеркнуть важное прикладное значение опубликованных здесь результатов моделирования для интерпретации кинематических и динамических характеристик волн, отраженных от тонких неоднородных пластов — типичных резервуаров нефти и газа. Ряд освещаемых в книге вопросов и положений знаком советскому читателю. Это касается методики прямых поисков углеводородов по аномалиям амплитуд сейсмических сигналов, оценки литологии и коллекторских свойств отложений по скоростям распространения упругих волн, преобразования сейсмических трасс в кривые акустической жесткости, стратиграфического моделирования. Указанные способы развиваются в рамках проблемы прогнозирования геологического разреза (ПГР). Но даже в этой области читатели настоящей книги найдут много нового. Особенно интересны и показательны примеры практического использования методик, аналогичных отечественным, на конкретных геологических объектах. В области же собственно сейсмостратиграфического анализа настоящая работа не имеет аналогов в мировой геологической литературе. И хотя не все гипотезы и положения, высказываемые и защищаемые авторайи книги, представляются доказанными и разделяются большинством геологов нашей страны, тем не менее не вызывает сомнения огромный интерес и высокая актуальность рассматриваемых в книге вопросов, большое значение ее для повышения эффективности поисков углеводородного сырья во всех без исключения регионах и особенно на акваториях. Развитие и широкое воплощение в практику геолого-поисковых работ на нефть и газ идей и методов сейсмической стратиграфии ставят на повестку дня вопрос о подготовке специалистов нового профиля — геологовсейсморазведчиков, обладающих, с одной стороны, глубокими знаниями основных геологических дисциплин, особенно в области седи-ментогенеза и тектоники осадочных бассейнов, а с другой — изучившими теоретические основы распространения упругих волн в горных породах, методику сейсмических наблюдений, цифровую обработку информации. Только таким специалистам удастся в полной мере реализовать потенциальные возможности сейсмостратиграфического анализа. Настоящая книга послужит хорошим пособием для подготовки таких специалистов. Отличительной особенностью книги является простота и четкость изложения, общий физико-геологический подход, не требующий от читателя глубокой математической подготовки, обилие тщательно подобранных и весьма информативных иллюстраций. Можно не сомневаться, что новаторские идеи книги, ее комплексный геолого-геофизический подход обеспечат ей широкую читательскую аудиторию геологов и геофизиков, работающих в области поиска и разведки углеводородов, на-
учных работников, преподавателей и студентов нефтяных и геолого-разведочных вузов страны. Русский Перевод книги выходит в двух частях. В каждой из них дано содержание соответствующей части. В конце второй части приведен список авторов с указанием мест их работы и общий предметный указатель ко всей книге. Г. Н. Гогоненков, Н. Я. Кунин Апрель 1981 г. Предисловие
В настоящей книге обобщены материалы первого симпозиума по сейсмической стратиграфии, который проходил в 1975 г. во время конгресса Американской ассоциации геологов-нефтяников. Включены также наиболее содержательные доклады, представленные на различных совещаниях, которые состоялись после симпозиума. Сейсмическая стратиграфия — один из наиболее быстро развиваю-' щихся разделов геологической науки. Основные принципы интерпретации сейсмических сигналов, отражающихся от тонких пластов, и методика построения синтетических сейсмограмм для слоистых сред были разработаны более 20 лет назад, но их широкое практическое использование стало возможно только с появлением современной вычислительной техники. Точно так же лишь в последние годы качество сейсмо-разведочных материалов повысилось настолько, что стало возможным с достаточной точностью оценивать по сейсмическим данным коллек-торские свойства пород и их фациальный состав. Развитие сейсмической стратиграфии шло по двум направлениям. Одно из них ориентировано на поиск способов получения стратиграфической информации посредством качественного анализа отраженных волн. С целью выделения характерных ассоциаций отражений и их классификации изучаются вариации амплитуды отраженных сигналов, протяженности осей синфазности и их взаимной согласованности. Таким ассоциациям ставятся в соответствие определенные стратиграфические образования, изученные по данным глубокого бурения. Второе направление заключается в построении синтетических сейсмограмм методами численного моделирования на ЭВМ. В этом случае по данным исследований в скважинах или на основе априорных представлений исследователя о разрезе строится модель слоистой среды, каждый слой которой характеризуется определенной мощностью, скоростью сейсмических волн, плотностью и коэффициентом поглощения. Таким образом, каждой границе раздела сред ставится в соответствие определенный коэффициент отражения. Затем выполняется операция свертки этой модели с
сейсмическим импульсом для получения синтетической сейсмограммы, с которой сопоставляется реальная полевая запись. Статьи, составляющие книгу, сгруппированы в три отдела. В первом отделе рассмотрены принципы, на которых основывается интерпретация сейсмических данных и которые в то же время ограничивают ее возможности. Второй отдел включает 16 статей, посвященных методам качественной интерпретации материалов сейсморазведки отраженными волнами с целью получения стратиграфической информации. В третьем описываются методы моделирования и приводятся конкретные примеры их применения. Более глубокое изучение физических свойств горных пород и непрерывное совершенствование методов обработки сейсмических данных обеспечат развитие сейсмической стратиграфии и в будущем. Дальнейший прогресс в технике и способах получения полевых данных, принципиальное решение вопроса регистрации высокочастотных сигналов и создание серийной аппаратуры для наблюдений на поперечных волнах будут способствовать еще более точной стратиграфической интерпретации сейсморазведочных материалов. Чарльз Е. Пейтон Хьюстон, Техас, ответственный редактор 6 июня 1977 г.
Отдел 1
ОСНОВЫ СТРАТИГРАФИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ Ограничения разрешающей способности сейсморазведки MOB и детальность получаемой геологической информации * Р. Е. Шернфф
Краткое содержание. Качество стратиграфической интерпретации материалов сейсморазведки в значительной мере зависит от того, насколько низок уровень помех, т. е. насколько сейсмический сигнал действительно является отражением от реальных границ. Отсюда следует важность высокого качества как первичной записи, так и ее обработки. Если полученные данные в достаточной степени свободны от помех, то длина сейсмической волны является фактором, ограничивающим детальность, с которой можно выделять стратиграфические отдельности в двух измерениях: по вертикали, т. е. судить о мощности пластов, и по горизонтали, т. е. оценивать их площадные размеры. Большинство отражений, видимых на первичных разрезах MOB, состоят из элементарных волн, пришедших от нескольких поверхностей раздела. Расчет волновых полей для отражений от последовательности пластов, включающей несколько поверхностей раздела, помогает понять значимость формы отраженного сигнала и правильно ее интерпретировать. Такой расчет именуется построением синтетических сейсмограмм, если исходной информацией являются данные промыслово-геофизических исследований в скважинах, или моделированием, если он выполняется для того, чтобы исследовать изменчивость свойств пород по площади. Сравнение синтетических сейсмограмм с каротажными диаграммами хорошо иллюстрирует разрешающую способность сейсмических данных и присущие им ограничения, особенно если решать обратную задачу, т. е. строить каротажные кривые по сейсмическим данным, иными словами, строить диаграммы «псевдоакустического каротажа». зможности извлечения стратиграфической информации из сейсморазведочных данных зависят также от способа представления последних: разнообразные формы представления, акцентирующие различные особенности сейсмических данных, значительно обогащают их геологическую информативность.
ВВЕДЕНИЕ Современные сейсмические разрезы MOB часто сильно похожи на геологические разрезы. Поэтому кажется, что их вполне может интерпретировать геолог, не имеющий четких представлений о принципиальных ограничениях, присущих геофизическим методам. Дело в том, что на сейсмических разрезах изображается интегральная волновая картина, формирующаяся при распространении сейсмических волн в земной коре, и взаимное расположение пластов горных пород — лишь один из многих факторов, определяющих эту картину. Анализ и обработка сейсмических данных помогают подавить множество сигналов, не связанных с реальными отражениями от границ пластов. Наблюдаемые отражения необходимо упорядочить на разрезе до выполнения его геологической интерпретации, так как сейсмические сигналы приходят не строго по вертикали, а обычно вдоль лучей, имеющих тот или иной наклон и кривизну. Следует помнить, что в большинстве своем регистрируемые отражения являются результатом сложной интерференции нескольких простых сигналов, поэтому не существует прямого однозначного соответствия между отражением, видимым на сейсморазрезе MOB, и поверхностью раздела в недрах земной коры. Несмотря на эти ограничения, геофизику часто удается даже незначительные изменения формы сейсмического сигнала связать с литологостратиграфическими изменениями. Однако интерпретатору следует полностью отдавать себе отчет в том, что даже в районах с невысоким уровнем помех, где получают высококачественные записи, далеко не каждое изменение формы сигнала соответствует геологическим изменениям в исследуемой толще. Стратиграфическая принадлежность отражений обычно выясняется только после увязки результатов сейсморазведки со скважинными данными. После того как корреляция между рассматриваемой формой сейсмического сигнала и известного осадочного образования установлена, с помощью сейсморазведочных данных можно проследить распространение этого осадочного тела по площади. Установление наиболее характерных корреляций позволяет распознавать подобные осадочные образования и в других районах. Даже в случаях высококачественных регистрации и обработки, когда интерпретатор может быть уверен в том, что выделены именно первичные отраженные сигналы, некоторая неоднозначность интерпретации всегда сохраняется, причем эта неоднозначность определяется главным образом ограничениями, связанными с длиной сейсмической волны. Физические основы механизма формирования отраженных волн будут рассмотрены ниже, что позволит читателю яснее представить себе природу этих ограничений и тем самым точнее оценивать степень достоверности стратиграфической интерпретации сейсморазведочных данных.
Свойства изучаемого разреза Скоростл г плотность = акустическая жесткостб Конволюция с сейсмически м импульсом Добавление многократных отражении Факторы,ме няющие амплитуду Фильтрация через толщу пород Добавление микросейсмических помех
Коррекция формы сигнала. Деконволюция. (Корреляция вибросейсмических сигналов.) Предсказывающая деконволюция. Суммирование ОГТ Восстановление амплитуд Деконволюция. Частотная фильтрация Суммирование. частотная фильтрация
Добавление случайных шумов
Суммирование с учетом энергии сигнала
Добавление когерентных помех
Суммирование. Фильтрация скоростей
Прохождение приповерхВлияние ностной зоны аппаратуры
введение Подготовка лент статических покправок обработке с учетом редактирование поверхностных условий
Полевая сейсмограмма РИС. 1. Источники сейсмических помех (левая колонка) и программы обработки с целью сведения к минимуму их влияния (правая колонка). Порядок, в котором выполняются операции обработки, обычно нс соответствует показанному.
ПОДАВЛЕНИЕ ПОМЕХ ПЕРЕД ИНТЕРПРЕТАЦИЕЙ Волны-помехи должны быть существенно ослаблены до того, как наступит этап стратиграфической интерпретации данных; вариации формы сигнала должны отражать изменения геологических параметров среды, а не изменения уровня помех (см. словарь геофизических терминов в конце статьи). При этом весьма важны качественная полевая запись и тщательная обработка данных. Для разработки способов подавления помех необходимо прежде всего уяснить себе источник этих помех (рис. 1). Различия в свойствах среды вблизи источника сейсмических волн и сейсмоприемника могут привести к изменению формы сигнала. Введение статических поправок с учетом поверхностных условий по соответствующим программам часто позволяет устранить разницу во временах прихода волн, вызванную приповерхностными неоднородностями; коррекция формы сигнала приводит к исключению вариаций, связанных с вариациями формы импульса, созданного источником, а обработка амплитуд с учетом поверхностных условий и введение поправок за расхождение волн позволяет устранить вариации амплитуд, не связанные с геологическим строением изучаемой толщи. Фильтрация скоростей и получение избыточных данных за счет многократного повторения измерений помогают подавить когерентные волны-помехи различных типов, равно как и случайные шумы. Предсказывающая деконволюция и суммирование сигналов, соответствующих общей глубинной точке, используются для подавления многократных волн. Деконволюция помогает устранить при-поверхностную реверберацию и расширить спектр частот с целью сужения сейсмического сигнала. Специальная обработка временного разреза (миграция) помогает установить истинное пространственное расположение отражающих площадок (на необработанных разрезах они располагаются под точками наблюдения). Миграция временного разреза на основе решения волнового уравнения способствует более четкому выделению наклонных отражающих площадок, даже когда в целом наблюдается картина почти горизонтального залегания слоев и выполнение миграции разреза кажется ненужной операцией (рис. 2). Миграция с помощью решения волнового уравнения, если она правильно выполнена, не влечет за собой искажения формы сигнала или его амплитуды, сохранение которых имеет очень большое значение для правильной стратиграфической интерпретации. ДЛИНА ВОЛНЫ И РАЗРЕШАЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ Известно, что основной единицей измерения в сейсморазведке служит длина сейсмической волны. Возможность обнаружения исследуемого объекта зависит от того, каковы его размеры в сравнении с длиной волны. Основная часть энергии сейсмического импульса приходится на некоторую полосу частот, в центре которой располагается преобладающая частота (величина, обратная главному периоду колебания, т. е. времени между соседними точками синусоиды, имеющими одинаковую фазу). Главный
период может быть измерен на сейсмической записи. Указанные величины связаны простым соотношением: длина волны К = скорость х период = скорость/частота. Скорости сейсмических волн в неглубоко залегающих породах (ниже уровня грунтовых вод) обычно составляют 1500—2000 м/с, а преобладающая частота отражений из этой зоны близка к 50 Гц, т. е. длина волны варьирует в пределах от 30 до 40 м. В глубоких областях земной коры скорости в тричетыре раза больше и достигают значений 5000 — 6000 м/с, причем преобладающие частоты отражений от глубоких границ обычно низкие, порядка 20 Гц, что соответствует длинам волн в 250—300 м. Таким образом, в повседневной практике сейсморазведки мы имеем дело с волнами, длина которых варьирует в широких пределах — от 30 до 300 м. Длина волны в общем случае увеличивается с глубиной по двум причинам: 1) из-за возрастания скорости и 2) из-за уменьшения частот. Поскольку разрешающая способность сейсморазведки определяется длиной волны, глубинные объекты, чтобы найти соответствующее отображение на сейсморазрезах, должны быть значительно крупнее аналогичных близповерхностных объектов. Под разрешающей способностью понимается способность различать соседние объекты. Обычно она определяется как минимальное расстояние между двумя объектами, на котором они еще различимы как два разных объекта, а не сливаются в один. При интерпретации данных сейсморазведки различают разрешающую способность по двум направлениям: по вертикали (по времени или по глубине) и по горизонтали (от трассы к трассе). Единственно возможным способом повлиять на длину волны является управление частотой сейсмических колебаний. Можно улучшить разрешающую способность MOB за счет записи более высоких частот и более широкой полосы частот. Этого можно было бы добиться использованием источников сейсмических волн, обогащенных высокочастотными колебаниями, и принятием мер против подавления высоких частот при регистрации и обработке сигналов. Для достижения наилучшей разрешающей способности необходимо принять минимальный интервал дискретизации сигналов, меньший, чем широко используемый интервал 4 мс, при котором необходима предварительная фильтрация заграждающим фильтром, подавляющим все частоты, превышающие 70 Гц. Небольшие временные сдвиги между отдельными элементами сложных групп источников и приемников (например, возникающие при небрежной установке сейсмоприемников) при этом также недопустимы: случайные разности во времени порядка всего 2 мс приводят к существенному ослаблению колебаний с частотой выше 70 Гц.
РАЗРЕШАЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ ПО ВЕРТИКАЛИ Разрешающая способность по вертикали может быть определена как минимальное расстояние между отражающими границами, при котором они еще различимы как две поверхности раздела, а не сливаются
в одну (заметим, что здесь отнюдь не идет речь о точности регистрации времени прихода сигналов). Разрешающая способность — величина, относящаяся к категории субъективных. Она зависит от уровня помех, способности интерпретатора улавливать незначительные изменения формы сигнала и т. п. В общем считается, что разрешающая способность равна примерно 1/8 —1/4 длины волны. В идеальных случаях, например при простом строении среды и в условиях отсутствия помех, при наличии четкого опорного горизонта возможно различать и более близко расположенные границы раздела.Рассмотрим случай полного выклинивания пласта песка (рис. 3,а). Сейсмический импульс в этом примере задан в виде колебания длиной в 1,5 периода, его преобладающая частота равна 50 Гц. В точке, где мощность песчаного клина становится равной примерно 1/4 длины волны (в данном примере 12,5 м), наблюдается усиление сигнала и начинает проявляться влияние еще одной границы раздела. При меньшей мощности клина амплитуда сигнала уменьшается, и это можно использовать для вычисления мощности более тонких частей клина, если задано значение эталонной амплитуды. Улучшение разрешающей способности за счет увеличения частоты иллюстрирует рис. 4. Показаны данные наземной сейсморазведки, выполненной в условиях пересеченной местности, непостоянной мощности зоны малых скоростей и неравномерного распределения пунктов взрыва и точек наблюдения по профилю из-за недоступности отдельных участков местности. В верхней части рисунка дан обычный временной разрез, который был получен в результате обработки, позволившей устранить влияние большинства перечисленных неблагоприятных факторов. Основные отражения соответствуют хорошо изученным границам раздела, и интенсивное бурение в этом районе подтвердило надежность этих сейсморазведочных данных. Основным объектом поисков здесь являются газовые залежи, приуроченные к выклиниваниям песчаников Вуд-байн, наращивавшихся в направлении палеоморя. Картина такого наращивания на обращенной к морю стороне рифа Эдвардз четко видна, равно как и аналогичная картина в нижней части формации Мидуэй. Эти данные были повторно обработаны с применением программ выравнивания и сжатия импульсов, целью которых было уменьшение вариаций от трассы к трассе, усиление роли более высоких частот и укорачивание импульса. В результате достигнуто улучшение разрешающей способности.
ИНТЕРФЕРЕНЦИЯ ОТРАЖЕНИЙ ОТ БЛИЗКО РАСПОЛОЖЕННЫХ ОТРАЖАЮЩИХ ГРАНИЦ Отношение амплитуды отраженной волны к амплитуде падающей волны называется коэффициентом отражения или отражающей способностью. В общем случае падение единичной волны на поверхность раздела приводит к образованию четырех волн: отраженной и проходящей поперечных волн и отраженной и проходящей продольных волн. Простейшим является перпендикулярное к границе падение волны (когда поверхность раздела совпадает с касательной к фронту волны); в этом случае образуется только отраженная и проходящая волны того же типа, что и падающая. В случае перпендикулярного падения волны коэффициент отражения может быть выражен через плотности (р) и скорости (V} сред, расположенных по разные стороны границы раздела: Произведение плотности на скорость называется акустической жесткостью. Если угол падения волны невелик (например, не превышает 20°), использование этого простого выражения не приводит к существенным ошибкам. В подавляющем большинстве случаев при работе методом отраженных волн имеют дело с небольшими углами падения. Теоретическую сейсмическую трассу, соответствующую последовательности отражающих границ, можно получить посредством суммирования отраженных сигналов от каждой границы с учетом их сдвига во времени относительно друг друга; такое суммирование называется сверткой (конволюцией). Рассчитаем сигнал сложной формы, получаемый от песчаного пласта, мощность которого 20 м и скорость в Котором 2500 м/с. Значения коэффициента отражения от кровли и подошвы этого песчаника примем равными 0,1 и — 0,1 соответственно. Зададимся некоторым падающим импульсом (рис. 5, о), при цифровом кодировании которого с интервалом дискретизации 4 мс получается следующий ряд значений амплитуды: 10; 9; —8; —9; 0; 5; 3. Волна, отраженная от кровли этого пласта (сигнал), будет иметь форму падающего импульса, но значения амплитуд ее будут меньше в десять раз. Сигнал от подошвы песчаника запаздывает на время, за которое волна должна дважды пересечь пласт, т. е. он прибудет на 40 м: 2500 м/с = 16 мс позже, чем сигнал от кровли (это время соответствует четырем интервалам дискретизации); амплитуды этого сигнала также получают умножением соответствующих амплитуд импульса* на коэффициент —0,1, знак минус перед которым свидетельствует о перемене полярности. Суммирование этих двух сигналов дает следующий сигнал сложной формы: 1,0; 0,9; -0,8; -0,9; 0; 0,5; 0,3 ________________-1,0; -0,9; 0,8; 0,9; 0; -0,5; -0,3 1,0; 0,9; -0,8; -0,9; -1,0; -0,4; 1,1; 0,9; 0; -0,5; -0,3 Этот сигнал помечен на рис. 5 буквой б. Его форма свидетельствует о том, что он состоит из двух слагающих его отражений, так что можно считать,
что кровля и подошва песчаника «разрешены». Этот сигнал показан на одной из трасс на рис. 3,а, где другие трассы соответствуют * Уменьшение амплитуды волны при прохождении ее через кровлю песчаного; пласта и по другим причинам так мало, что им можно пренебречь. Возникающие в таком пласте внутренние многократноотраженные волны малоинтенсивны, их также можно не учитывать.
РИС. 5. а — отражение от одной поверхности раздела в случае минимальнофазового импульса частотой 50 Гц. 6 — отражение от пласта мощностью 20 м. в — отражение от этого же пласта, когда частота импульса 25 Гц. г — отражение от двух пластов мощностью 10 м каждый, разделенных слоем, время пробега по которому такое же, как по одному из этих пластов, д — случай, аналогичный а, но импульс здесь нуль-фазовый, е — случай, аналогичный б, но импульс нуль-фазовый; этот сложный сигнал — один из сигналов, показанных на рис. 3, б.
форме сигналов, получаемых при других значениях мощности пласта. Если бы импульс имел вдвое меньшую частоту (т. е. имел бы амплитуды 5; 10; 12; 9; 0; - 8; - 11; - 9; - 4; 0; 4; 5; 4; 3; 1), то получился бы сложный сигнал, показанный на рис. 5, в, а кровля и подошва этого пласта не были бы «разрешены». Очевидно, что разрешающая способность зависит от частоты импульса. Случается, что отражения от нескольких границ раздела интерферируют таким образом, что образуется резонансный сигнал. Если предположить, что в середине песчаного пласта, рассмотренного в предыдущем примере, имеется глинистый пропласток, мощность которого такова, что время пробега сейсмической волны через него равно времени, за которое эта волна проходит половину мощности песчаника, то будем иметь четыре отраженных сигнала, которые просуммируются следующим образом: 1,0; 0,9; -0,9; -0,8; 0; 0,5; 0,3 -1,0; -0,9; 0,9; 0,8; 0; -0,5; -0,3 1,0; 0,9; -0,9; -0,8; 0; 0,5; 0,3 -1,0; -0,9; 0,9; 0,8; 0; -0,5; -0,3 1,0; 0,9; -1,9; -1,7; 1,9; 2,2; -1,6; -2,2; 0,6; 1,3; 0,3; -0,5; -0,3
РИС. 6. Отражения от серии песчаников, замещаемых по простиранию. Форма импульса показана на рис. 5, а. Сейсмические отражения практически параллельны седиментационным (временным) границам, тогда как стратиграфические границы, устанавливаемые по скважинам, являются границами раздела фаций (в данном случае это показанная пунктирной линией кровля песчаников). Данное различие в основном объясняется различным расстоянием между соседними точками наблюдения (в сейсморазведке и в бурении).
Этот суммарный сигнал показан как г на рис. 5; картина «биения» объясняется естественным резонансом волны. От формы элементарного импульса зависит, как будет выглядеть сложный сигнал, однако она не влияет непосредственно на разрешающую способность, если изменение ее не связано с изменением частотной характеристики. Реальные сейсмические импульсы обычно являются минимально-фазовыми (или близкими к таковым). Поскольку отраженный сигнал начинает формироваться только после наступления момента времени, соответствующего пробегу волны до поверхности раздела, нарастание амплитуды наблюдается после этого момента времени. При моделировании иногда пользуются нуль-фазовыми импульсами. Такие импульсы симметричны, их преимуществом является то, что максимальная амплитуда приходится точно на момент удвоенного времени пробега волны до поверхности раздела. Такие импульсы — абстракция, половина импульса опережает истинный момент времени, соответствующий приходу волны к поверхности раздела. Трассы, построенные с.такими импульсами, не будут похожи на реальные сейсмограммы, получаемые с помощью импульсных источников, если только эти сейсмограммы не подвергать обработке, придающей реальной сейсмограмме такой вид, который она имела бы, если бы источник генерировал нуль-фазовый импульс. Показанная на рис. 5, б трасса, смоделированная для пласта песчаника (при минимально-фазовом импульсе), была пересчитана для случая, когда импульс нуль-фазовый, но с тем же частотным спектром (рис. 5,д). Результат показан на рис. 5,е. Получилась трасса, имеющая другую форму сигнала, но разрешающая способность осталась прежней. На рис. 3,6 показано, что влияние мощности песчаного клина на трассы, рассчитанные исходя из нуль-фазового импульса, такое же, что и на рис. 3,а, где импульс минимально-фазовый. Многие (если не большинство) отражения представляют собой сложные колебания, которые являются результатом интерференции сигналов, отраженных от нескольких границ. Постоянство характера отражения от трассы к трассе, обычно наблюдаемое на практике, можно объяснить тем, что характер напластования медленно изменяется в горизонтальном направлении, так что и интерференция остается примерно одинаковой. Во многих районах характер отражений изменяется медленно, и, когда отражение исчезает, только его «след» («фантом» — его проводят параллельно соседним отражениям, но совершенно не обязательно приурочивают к какой-либо конкретной форме сигнала) можно условно проследить на значительной площади. Постоянство характера отражения иногда расценивается как мера выдержанности границы раздела в региональном масштабе; в противоположность этому плохо выдержанными считаются границы, характеризующиеся серией близко расположенных отражений, изменяющихся по площади. Отражения чаще бывают приурочены к временным поверхностям (поверхностям осадконакопления), чем к фациальным границам. В значительной мере это объясняется масштабом измерений. Рассмотрим серию песчаников, замещаемых один за другим глинами (рис. 6). Сейсмотрассы обычно располагаются с интервалом лишь в 25—50 м одна от другой, так что на соседних трассах, как правило, видны одинаковые последовательности
отражений. Поскольку на таком расстоянии непрерывность пластов обычно не нарушается, отражения (оси синфазно-сти) на разрезах будут в основном параллельны границам пластов. Напротив, если анализировать этот разрез по данным бурения, то в каждой новой скважине мы отобьем кровлю не того песчаника, который вскрыт в предыдущей, так как скважины располагаются значительно дальше друг от друга, чем сейсмические трассы. Следовательно, если построить структурную карту «по кровле песчаников» по данным каротажа скважин, картируемая поверхность будет пересекать линии, соответствующие поверхностям осадконакопления, и эта карта не будет совпадать с картой, построенной по данным сейсморазведки (по отражениям и их условным следам). СВЯЗЬ МЕЖДУ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ И СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫМИ ДАННЫМИ Коэффициент отражения зависит от скорости и плотности пород — двух свойств, которые измеряются акустическими и плотностными методами каротажа. Поэтому между каротажными диаграммами и сейсмическими трассами должна существовать определенная связь. Сейсмическая трасса, рассчитанная по данным промысловой геофизики, называется синтетической сейсмограммой, а каротажная диаграмма, рассчитанная по сейсмотрассе, называется псевдоакустической диаграммой. Такие расчеты можно выполнить только весьма приближенно, и синтетические данные будут отличаться от фактических по следующим причинам: 1. Каротажные диаграммы строятся в масштабе глубин; сейсмические трассы - в масштабе двойного времени пробега упругих волн. Это различие легко устранить — каротажную диаграмму можно перестроить в масштабе двойного времени либо сейсмотрассу перестроить в эквивалентном масштабе глубин. Например, интервал дискретизации длительностью 2 мс соответствует интервалу глубин 3 м (при скорости 3000 м/с). 2. Показания каротажа зависят от абсолютных величин скорости и плотности, тогда как коэффициент отражения зависит от приращения произведения скорости на плотность. Таким образом, связь между ними как бы аналогична зависимости между функцией и ее производной. Эту связь можно сделать более наглядной, если сейсмотрассу предварительно проинтегрировать или каротажную диаграмму продифференцировать. 3. Каротажной кривой соответствует высокочастотный спектр, тогда как трасса сейсмических колебаний характеризуется низкочастотным спектром. Длины волн на каротажных диаграммах составляют доли метра, на сейсмотрассах — десятки и сотни метров. Если мы проинтегрируем сейсмотрассу, как это предлагалось выше в п. 2, это приведет к дальнейшему понижению частоты и без того слишком низкочастотного сигнала, поскольку интегрирование подчеркивает низкие частоты. Точно так же, выполнив дифференцирование каротажной кривой, мы получим повышение частоты и без того слишком высокочастотного сигнала, поскольку дифференцирование подчеркивает высокие частоты. У нас в распоряжении нет средств восстановления высоких частот, если их уровень не превышает уровень помех. Наилучшего совпадения можно достичь, только если сравнивать сейсмическую трассу с подвергнутой интенсивной фильтрации кривой акустического или плотностного каротажа.
4. Каротажом исследуется лишь небольшой объем пород вокруг ствола скважины, тогда как на сейсмический сигнал оказывает влияние общирная область, размеры которой определяются зоной Френеля (см. ниже). 5. В каротаже и сейсморазведке имеют дело с помехами разной природы. В промысловой геофизике искажающими факторами являются вариации диаметра скважины, изменения пород в результате проникновения фильтрата бурового раствора, проскакивание импульсов при акустическом каротаже и т. п. Сейсмотрассу искажают интерференция с многократными, поверхностными и случайными волнами. Помехи вбычно подавляются при обработке данных сейсмокаротажа и сейсморадведки. 6. Если не произведена миграция сейсмических данных, то информация, содержащаяся в сейсмотрассе, записанной в точке заложения скважины, может относиться не к тем точкам земной коры, которые пересечены скважиной. СИНТЕТИЧЕСКИЕ СЕЙСМОГРАММЫ Построение таких сейсмограмм является средством увязки данных промысловой геофизики с фактическими сейсморазведочными данными. Их основное назначение — привязка отражений, позволяющая определить, какое отражение соответствует конкретной границе раздела пород или серии границ (т. е. стратификация сейсмических границ). Сравнение фактических полевых сейсмограмм с синтетическими сейсмограммами, рассчитанными только по однократным отражениям, а также по однократным-плюс-многократным волнам, позволяет установить, какие из наблюденных отражений являются однократными. Исходные данные можно варьировать, чтобы выяснить влияние изменений геологического разреза на сейсмическую запись; при изменении мощности пластов, выпадении пластов из разреза или смене их литологического состава также достигается изменение вида синтетической сейсмограммы. Ценность подобных исследований заключается в том, что они помогают определить, какие именно изменения формы сигнала следует искать на реальных сейсмограммах. Построение синтетических сейсмограмм является простой формой одномерного моделирования, и в комплексе с методами профильного или пространственного сейсмического моделирования оно позволяет получить модели сейсмических записей, более близкие к истинным. Исходными данными для построения синтетической сейсмограммы служат обработанные кривые изменения скорости и плотности пород в разрезе по данным каротажа, а конечным документом обычно является сейсмическая трасса для случая нормального падения сейсмического луча. Для ее получения выполняют следующие операции: 1) перемножают значения скорости и плотности, получая кривую изменения акустической жесткости, 2) значения акустической жесткости пересчитывают в коэффициенты отражения, получая соответствующую кривую по разрезу всей скважины, 3) кривую изменения коэффициента отражения свертывают с некоторым сейсмическим импульсом. Синтетические сейсмограммы в одних случаях рассчитываются только для однократных отражений, в других — для однократных-плюс-многократных отражений. Сейсмические сигналы, не относящиеся к однократным и многократным отражениям, включаются в расчеты редко. Иногда учитывают расстояние от источника до сейсмоприемника и получают не одну трассу для нормального падения сейсмического луча, а много-трассовую сейсмограмму.
Основной трудностью, которая часто встречается при построении синтетических сейсмограмм, является неполнота исходных данных. Обычно для большей части разреза скважины отсутствуют надежные данные о плотности пород. Правда, это не очень серьезная помеха, поскольку плотность обычно изменяется таким же образом, как и скорость, и использование одних только данных о скорости, без данных о плотности, позволяет получать хорошее первое приближение. Иногда в таких случаях пользуются эмпирическими зависимостями между скоростью (У) и плотностью (р), например формулой р = К У1'4, но они не являются универсальными, и их использование приводит к некоторым погрешностям. Для самой верхней части разреза (ВЧР) данные акустического каротажа обычно отсутствуют, так как в практике промыслово-геофизических исследований обычно не принято выполнять каротаж скважины в интервале, перекрываемом первой обсадной колонной. Резкие перепады скорости, с которыми обычно связано возникновение многократных отражений, часто приурочены именно к этой верхней зоне, поэтому расчет многократных отражений без учета строения ВЧР может оказаться некорректным. Подошва зоны малых скоростей (ЗМС) часто играет главную роль в образовании многократных отражений. Наличие газа в верхней части разреза даже в небольших количествах также может быть причиной больших значений коэффициента отражения и в силу этого явиться важным фактором в образовании многократных волн. При отсутствии информации о скорости синтетическую сейсмограмму можно построить по данным электрокаротажа, используя эмпирическую зависимость между электрическим сопротивлением породы и скоростью. Примером такой зависимости является формула Фауста (У= =K[ZRY16, где Z — глубина, a R — сопротивление), используемая в основном при изучении терригенных разрезов. Для расчета скоростей в скважинах, где акустический каротаж или другие виды скоростного каротажа не были сделаны, можно пользоваться эмпирическими зависимостями, установленными по данным тех соседних скважин, в которых были выполнены и электрический, и акустический каротажи. С помощью таких зависимостей можно прогнозировать изменения характера сейсмозаписи в связи с латеральными изменениями литолого-страти-графических характеристик разрезов в пределах изучаемого бассейна. Построение синтетической сейсмограммы часто сопряжено с проблемами и другого плана. В отсутствие контроля по сейсмокаротажу, когда показания акустического каротажа включают систематическую ошибку, происходит ее накопление при интегрировании. По этой причине может быть неправильно рассчитано время прихода сигнала, даже если прогноз формы волны окажется верным. Расхождения во временах прихода того или иного сигнала на синтетической сейсмограмме и на фактической сейсмозаписи могут также возникать из-за задержек в фильтрующих устройствах в процессе полевой записи и обработки, из-за использования разных уровней приведения и по другим причинам. Фильтрация, примененная при построении синтетической сейсмограммы, может отличаться от фильтрации, использованной при записи
фактических сейсмограмм, так что фактическая и синтетическая сейсмограммы могут оказаться разной полярности или быть сдвинуты по фазе и т. п. ПСЕВДОАКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ Если построение синтетической сейсмограммы есть расчет сейсмотрассы по данным промыслово-геофизических исследований, то построение диаграммы псевдоакустического каротажа — это расчет кривой, эквивалентной каротажной кривой, по информации, заключенной в сейсмотрассе. Уравнение (1) можно решить относительно акустической жесткости нижней среды p2V2; в этом случае имеем p2V2= p1V1*(1+R/1-R); где R — коэффициент отражения. Это выражение можно использовать для расчета акустической жесткости пласта, кровля которого является отражающей границей, если акустическая жесткость покрывающей среды известна. Если возможно рассчитать коэффициенты отражения для всей последовательности отражающих границ, то акустическая жесткость п-й поверхности раздела выразится через акустическую жесткость самого верхнего слоя следующей формулой: pпVп= p0V0*П((1+Ri)(1-Ri)); Целью построения кривой псевдоакустического каротажа обычно является получение не кривой изменения акустической жесткости с глубиной, а прогнозной кривой акустического каротажа. Для этого можно пользоваться одним из указанных выше эмпирических соотношений, связывающих скорость и плотность. Часто исходят из предположения о том, что плотность по разрезу не изменяется. При построении псевдоакустической каротажной диаграммы исходят из того, что сейсмическую трассу с хорошим приближением можно считать кривой, характеризующей изменение коэффициента отражения с глубиной; при этом на сейсмотрассе должны быть представлены только однократные отражения, и обязательно с правильным соотношением амплитуд. Прочие сигналы, включая многократные отражения, необходимо подавить; истинные значения амплитуд должны быть строго .сохранены, а сейсмический импульс должен быть преобразован в пикообразный единичный импульс. Поскольку все эти условия невозможно полностью выполнить, весь процесс построения в лучшем случае представляет собой аппроксимацию. Тем не менее в некоторых случаях удается получить синтетические каротажные кривые, в достаточной степени приближающиеся к отфильтрованным кривым акустического каротажа.
ПРОСТРАНСТВЕННАЯ РАЗРЕШАЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ Сейсмические волны часто рассматривают как аналог световых волн, уподабливая сейсмический импульс тонкому энергетическому пакету, распространяющемуся от источника к отражающей поверхности по «траектории луча» и не взаимодействующему с соседними энергетическими пакетами. В соответствии с такой точкой зрения считается, что отражение приходит от некоторой точки отражающей поверхности. Хотя интерпретация данных сейсморазведки с этих позиций имеет определенную пользу, более соответствуют истине представления о распространении энергетического возмущения от источника в виде волнового фронта. Фронт волны — это физическая реальность, он движется во времени; если в толще земной коры расположить детекторы, они будут фиксировать прохождение волнового фронта. Когда фронт достигает отражающей поверхности, происходит отражение некоторой его части. Если считать, что сейсмическая волна состоит примерно из 1,5 периода синусоиды, то очевидно, что возмущение должно охватить некоторую область, расположенную за волновым фронтом. Рассмотрим рис. 7, я, на котором показана область возмущения глубиной в 1/4 длины волны за фронтом волны, по отношению к которому отражающая поверхность является касательной. Часть отражающей поверхности, ограниченная линией пересечения ее с фронтом волны, представляет собой площадку, участвующую в образовании отражения; эта площадка называется первой зоной Френеля. Сигнал, отраженный от этой поверхности за пределами первой зоны Френеля, прибудет к детектору, расположенному в пункте взрыва, с опозданием на 1/2 длины волны относительно первого вступления отражения (если учесть, что мы имеем дело с двойным временем пробега волны). Все колебания, отраженные от первой зоны Френеля, прибудут в течение одного полупериода и в силу этого будут интерферировать без ослабления. Если убрать отражающую точку в центре первой зоны, например вырезать отверстие в отражающей поверхности вокруг точки касания, отражение все равно будет получено (рис. 8). Представление о том, что отраженный сигнал генерируется не точкой, а некоторой площадью отражающей поверхности, является основой для понимания разрешающей способности сейсморазведки при картировании трехмерных объектов. Развивая концепцию зоны Френеля, можно выделить не только первую зону, но и зоны второго, третьего и более высоких порядков, однако их вклад в генерацию и формирование отражения незначителен по сравнению с первой зоной, поэтому обычно принимают во внимание только первую зону Френеля. (Рассмотренная выше зона Френеля, образующаяся в случае сферического волнового фронта, отличается от обычно описываемой в работах по физической оптике, где, как правило, рассматривается случай плоского волнового фронта. При этом зоны Френеля анализируют, используя в качестве эталона измерения 1/2, а не
^-Первая зона Френеля —^
а ~сГ для низкочастотных колебаний
мя высокочастотных т/геоанш
РИС. 7. Первая зона Френеля, а — случай отражения сферической волны от плоской границы раздела, б — влияние частоты колебаний на размеры зоны Френеля. 1/4 длины волны. Если исходить из допущения о плоском фронте сейсмической волны, как это, например, принято в методе сейсмического моделирования SIMPLAN , то эффективная площадь отражающей поверхности получается значительно большей, чем наблюдается в действительности в случае точечного источника колебаний.) Поскольку длина волны зависит от частоты, размеры зоны Френеля также зависят от частоты (рис. 7, б). Следовательно, разным частотным компонентам сейсмической волны будут соответствовать разные по величине эффективной площади участки отражающей поверхности. Например, в случае плоской отражающей поверхности, расположенной на глубине 1000 м, при скорости сейсмических волн 2000 м/с радиус первой зоны Френеля будет равен 130 м для составляющей с частотой 60 Гц и 183 м для частоты 30 Гц. Очевидно, что размер зоны Френеля зависит также от расстояния до точки наблюдения и от кривизны волнового фронта. Для отражений от глубинных горизонтов, например от слоя, расположенного на глубине 4000 м, при средней скорости распространения волн 3500 м/с радиус первой зоны Френеля составит 375 м для составляющей 50 Гц и 594 м для составляющей 20 Гц. Таким образом, разрешающая способность по площади уменьшается с глубиной; глубоко залегающий объект должен иметь большие размеры, чтобы сейсмический эффект от него был таким же, как от залегающего на небольшой глубине некрупного объекта. Если отражающая граница неоднородна, разные по частоте волны могут отражаться от нее в разных пропорциях. Рассмотрим, как изменяется зона Френеля с приближением к резко выраженному вертикальному контакту отражающей поверхности (например, разрывному нарушению или крутому склону рифа в толще пород). Когда точка наблюдения находится далеко от этого контакта, отношение площадей зон Френеля для низко- и высокочастотных составляющих сейсмической волны близко к некоторой «нормальной» величине (рис. 9, а). По .мере приближения к границе отражающего участка поверхности низко-
РИС. 9. Объяснение изменений формы сигнала, вызываемых наличием вертикальной границы, с использованием представлений о зоне Френеля. частотная зона выходит за его пределы раньше, чем высокочастотная (рис. 9, б), вследствие чего низкочастотная компонента отраженного сиг- ; нала несколько ослабевает, что приводит к изменению частотного спек- ; тра и формы отраженной волны. Когда точка наблюдения располагается непосредственно над отражающей вертикальной границей (рис. 9, в), каждая из зон Френеля (как для низко- так и для высокочастотных составляющих сигнала) имеет площадь, равную половине площади, которую она имела на большом удалении от этой границы; в этом случай энергия сигнала в два раза меньше «нормальной», а форма волны со-; ответствует нормальной. Если отражение (в этом случае речь идет уже о дифракции) наблюдать из точки, расположенной за краем отражающей поверхности (рис. 9,г), то площадь высокочастотной зоны Френеля» становится непропорционально меньше, чем низкочастотной, и, следа-? вательно, вновь наблюдается изменение формы отраженной волны;) В целом получается, что граница отражающего участка проявляет себя, не только в точках наблюдения, расположенных непосредственно над ней, но и в соседних с ними точках в пределах некоторой площади. Еще одним способом анализа разрешающей способности по площади является рассмотрение дифракции волн. Любую точку в толще земной коры при этом можно считать источником колебаний. Если две точки удалены друг от друга на расстояние, равное диаметру зоны Френеля, а уровень помех низок, эти точки будут «видны» на сейсмограммах не как одна, а как две разные точки. Значит, можно считать, что они «разрешены». Имеются определенные предпосылки к тому, что путем тщательного анализа интерференционных эффектов можно «разрешить» даже точки, расположенные еще ближе друг к другу. Отсюда следует, что, как и в случае разрешающей способности по вертикали, при определении разрешающей
способности по горизонтали значительную роль играют субъективные факторы. Миграция сейсмических разрезов также помогает улучшить разре-шаемость трехмерных объектов. Миграция с помощью решения волнового уравнения представляет собой расчет сигналов, которые были бы зарегистрированы сейсмоприемниками, если бы последние удалось погрузить в толщу исследуемых пород. При таком воображаемом сближении приемника с источником отраженного сигнала размеры зоны Френеля уменьшаются, что приводит к улучшению разрешающей способности MOB. Таким образом, миграция позволяет более четко отображать элементы геологического строения на сейсмических разрезах. Миграция «чувствительна» к помехам, поэтому повышение уровня помех на «ми-грированных» разрезах является фактором, ограничивающим ее возможности как способа повышения разрешающей способности MOB. ИЗОБРАЖЕНИЕ РАЗРЕЗОВ Большое значение для уверенного выделения стратиграфических элементов на сейсмических разрезах имеет правильный выбор масштаба изображения и соотношения вертикального и горизонтального масштабов. Относительное сжатие горизонтального масштаба, как правило, помогает выявлению стратиграфических изменений, хотя может создать определенные трудности при выполнении структурных построений в связи с искажениями, возникающими из-за растянутости вертикальных размеров. Идеального способа изображения, который один удовлетворял бы всем требованиям в разных случаях, не существует, и поэтому для решения конкретных задач применяют различные оптимальные способы изображения разрезов. Дополнительные параметры сейсмозаписи, такие как величина амплитуды сигнала, его полярность, частота и т. п., также можно изображать несколькими различными способами. Обычно строят один разрез при нескольких значениях амплитуд, так как иначе информация, заключенная в амплитудных вариациях во всем их диапазоне, не будет использована интерпретатором. Один и тот же разрез можно повторить при прямой и обратной полярности сигналов, что позволяет по-разному акцентировать различные детали его строения. Цветные изображения позволяют более детально передавать вариации дополнительных сейсмических параметров, что облегчает интерпретатору использование этой информации для более глубокого анализа разрезов. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Чем является стратиграфическая интерпретация сейсмических данных — искусством или наукой? Сегодня это скорее искусство — выделение на разрезах характерных комбинаций отражений и их интерпретация с помощью изрядной доли воображения. Однако это искусство, не терпящее вольностей, не выходящее за рамки, определяемые фундаментальными положениями. Успешное решение стратиграфических задач путем интерпретации данных сейсморазведки зависит от правильного сочетания трех элементов: знания физических законов, опыта и воображения.
ПРИЛОЖЕНИЕ: СЛОВАРЬ НЕКОТОРЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ТЕРМИНОВ Acoustic Impedance — акустическая жесткость. Произведение скорости распространения сейсмической волны на плотность среды. Anti-alias Filter — фильтр зеркальных частот. Заграждающий фильтр, используемый до дискретизации сигнала с целью подавления высоких частот, которые, если их не подавить, вызовут искажение квантованных значений сигнала. Common-Depth Point Stacking — суммирование ОГТ. Совместная обработка данных, объединяемых по признаку принадлежности к одной и той же точке отражения, являющейся . средней точкой траектории источник — приемник. Compressional Wave — продольная волна. Сейсмическое колебание, при котором частицы породы смещаются в направлении, совпадающем с направлением распространения волны. Convolution — свертка (конволюция). Фильтрация, изменяющая форму импульса сейсмических колебаний. Deconvolution — деконв олюция. Устранение изменений, вызванных предшествующей фильтрацией. Diffraction — дифракция. Дифрагированная волна, поступающая от точечного источника. Divergence Correction — поправка за расхождение. Поправка, вносимая в значения амплитуд, чтобы скомпенсировать уменьшение плотности энергии с увеличением расстояния от источника. Freguency Spectrum — частотный спектр. Амплитудная характеристика синусоидальных колебаний различных частот, которые, будучи просуммированы, образуют исследуемый сложный сигнал. Fresnel Zone — зона Френеля. Часть отражающей поверхности, вносящей основной вклад в формирование отраженного сигнала. Отраженные волны, длины лучей которых (от источника до приемника) отличаются друг от друга на величину, меньшую i/з длины волны, могут интерферировать с усилением; часть отражающей поверхности, от которой поступают удовлетворяющие этому требованию волны, образует «зону Френеля». Hz — герц (Гц). Число колебаний в секунду. Impulsive Source — импульсный источник. Источник, возбуждающий кратковременные колебания. Interference — интерференция. Взаимное наложение колебаний. Migration — миграция. Трансформация отраженных сигналов, позволяющая определить истинное положение отражающей площадки. Minimum-Phase — минимально-фазовый. Термин, характеризующий сейсмический сигнал такой формы, при которой максимум энергии приходится на начальную часть импульса. Multiples — многократные отражения. Волны, испытавшие отражение более одного раза. Noise — помеха. Любая волна, не являющаяся полезным сигналом. Offset — расстояние между источником и сейсмоприемником. Phase — фаза. Угол поворота при вращательном движении. Predictive Deconvolution — предсказывающая деконволюция. Использование анализа предыдущих вступлений для прогноза и подавления многократных волн. Reverberation — реверберация. Многократные отражения от границ в пределах одного пласта. Ringing Character — биение. Характеристика сигнала, число периодов в котором больше обычного. Shear Wave — поперечная волна. Сейсмическое колебание, при котором частицы породы смещаются в направлении, перпендикулярном направлению распространения волны. Signature Correction — коррекция формы сигнала. Трансформация записей, полученных при известной, но нежелательной форме импульса, в запись, которая была бы получена, если бы импульс имел определенную желательную форму. Stacking — суммирование трасс. Получение среднего значения ряда трасс из нескольких сейсмограмм. Static Correction — статическая поправка. Исправление вариаций времен вступления, вызванных неоднородностями верхней части разреза, включая особенности рельефа земной поверхности или изменение уровня приведения.
Surface Consistent — с учетом поверхностных условий. Термин относится к временным запаздываниям или затуханиям амплитуд, связанным с условиями расположения источника или приемника. Velocity Filtering — фильтрация скоростей. Нормализация сигналов на основе анализа наклонов осей синфазности. Wave Eguation Migration — миграция на основе решения волнового уравнения. Продолжение сейсмического волнового поля вниз посредством численного решения волнового уравнения. Zero Phase — нуль-фазовый. Термин характеризует импульс, имеющий симметричную форму. з*
Физические свойства горных пород по лабораторным и промыслово-геофизическим исследованиям и их значение для интерпретации результатов сейсморазведки * А. Р. Грегори
Краткое содержание. Приводится обзор физических свойств пород и зависимостей между ними, а также влияния глубинных условий на эти зависимости, которые важны при решении задач сейсмической стратиграфии. Многие из рассматриваемых соотношений являются корреляционными связями, установленными эмпирическим путем по лабораторным и полевым данным, а приводимые теоретические выводы способствуют более глубокому пониманию наблюденных зависимостей. Установлена четкая корреляция между скоростью, пористостью, плотностью, минеральным составом и геологическим возрастом пород, а также зависимость этих корреляционных связей от давления и температуры. Проницаемость остается «независимым» параметром, который пока не поддается определению непосредственно геофизическими методами. Дается анализ существующих методик измерения скорости и затухания волн на образцах горных пород в лабораторных условиях, рассматриваются возможности и ограничения этих методов. Прогнозы, сделанные на основе теории Био, показывают, что вязкостные потери энергии волн, вызванные перемещением флюидов в породе, при низких частотах малы по сравнению с потерями за счет трения между твердыми частицами. Определение констант существенно анизотропных пород требует применения специализированной лабораторной аппаратуры и методики. Различие в значениях модулей упругости, получаемых при статических и динамических измерениях, скорее всего объясняется наличием микротрещин в породах при небольших давлениях. Влияние температуры на упругие свойства пород весьма существенно, так что им нельзя пренебрегать при оценке коллекторских свойств пород, особенно в геотермальных зонах. С помощью теории Гассмана показано, что на глубинах, превышающих 1800 м, для миоценовых отложений в районе Галф-КосГ скорость и коэффициент отражения относительно мало зависят от
типа порового флюида. В общем случае, когда изменяются сразу и геостатические, и пластовые (поровые) давления, существенное влияние на величину скорости оказывает только разность этих двух давлений (эффективное давление). J Результаты лабораторных исследований показывают, что влияние насыщенности пород флюидами на скорость продольных волн в низкопористых породах значительно больше, чем в высокопористых. Значение скорости поперечных волн в осадочных породах, полностью насыщенных газом или водой, не всегда совпадает с расчетами по теории Био; степень соответствия зависит от давления, пористости, химического взаимодействия флюидов с минералами скелета пород и от наличия микротрещин в цементирующем веществе. Наличие газа в осадочных породах снижает их модуль упругости, причем этот эффект тем больше, чем ниже давления. Модуль упругости и отношение скоростей продольной и поперечной волн являются важными диагностическими параметрами при прогнозе характера насыщенности (газ или жидкость) осадочных пород. СВЯЗЬ МЕЖДУ ПОРИСТОСТЬЮ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД И СКОРОСТЬЮ РАСПРОСТРАНЕНИЯ В НИХ КОЛЕБАНИЙ Влияние давления на скорость становится незначительным при да-влениях, соответствующих большим глубинам залегания осадочных пород в разрезе [61]. В этих условиях скорость зависит в основном от пористости и минералогического состава пород. Эмпирически полученное уравнение среднего времени (1) связывает скорость с параметрами породы в достаточно широком диапазоне значений пористости: 1/ V=ф/ Vf+(1-ф)/ VM (1) где ф - пористость в долях единицы, V— скорость в насыщенной жидкостью породе, VF— скорость в заполняющем поры флюиде, VM- скорость в минеральном скелете породы. Пористость можно рассчитать по данным акустического каротажа: ф=(Δt- Δtm)/( ΔtF- Δtm) где Δt — интервальное время, отсчитанное по каротажной диаграмме (мкс/м), Δtm — интервальное время для минерального скелета породы, ΔtF интервальное время для перового флюида: Обширный фактический материал, включающий как результаты измерений в скважинах, так и исследований в лабораторных условиях, подтверждает справедливость этого уравнения для большинства консолидированных осадочных пород, особенно когда поровым флюидом является пресная или минерализованная вода (рис. 1, 2) Параметр VM характеризует минеральный скелет породы, и его значение близко к V, если пористость ф близка к нулю. Теоретические соотношения, приведенные в работах [55] и [44], можно применить для Оценки величины скорости в экстремальном случае, когда пористость равна нулю. На практике широко используются следующие числовые значения VM -
ТИП ПОРОДЫ
VM
песчаники 5486-5944 известняки 6401-7010 доломиты 7010-7315 Для иллюстрации применимости уравнения среднего времени на график зависимости скорости от пористости (рис. 3) нанесены данные лабораторных исследований керна, отобранного на глубине 1524 м. Образцы были насыщены рассолом и подвергнуты всестороннему давлению в 20 МПа, что соответствует пластовым условиям на глубине их залегания. Два основных породообразующих минерала (кальцит и кварц в форме трепела) входят в состав скелета в пропорциях, варьирующих от 50 % кальцита — 50 °о кварца до 80 % кальцита — 20 °о кварца. Как было установлено петрографическим анализом, образцы с пониженными значениями пористости (большей частью из кровельной части пласта) имеют скелет, в котором непрерывной фазой матрицы является? кальцит, тогда как в образцах с большей пористостью непрерывной; является кварцевая часть матрицы. Точки, соответствующие множеству! образцов с пониженной пористостью, можно осреднить прямой, кото-; рая получается, если в уравнении среднего времени параметр VM при"; нять равным 6858 м/с, т. е. значению, типичному для кальцитовых матриц. Точки, соответствующие образцам с повышенной пористостью,аппроксимируются прямой, соответствующей уравнению среднего времени при VM = 5852 м/с; это значение типично для кварцевого минерального скелета. Интересно, что экспериментальные точки как бы группируются у этих двух линий — в зависимости от того минерала, который преобладает в составе матрицы и образует ее непрерывную фазу. Напротив, корреляции между скоростью и объемным содержанием этих минералов установлено не было. Однако, когда произвели измерения скорости при более высоком всестороннем давлении (70 МПа) и построили график зависимости скорости от пористости, разделения всех точек на указанные два множества не наблюдалось. Из этого наблюдения можно сделать вывод, что измерение скоростей на образцах, выполненное при всестороннем давлении, соответствующем глубине залегания, породы, дает более информативные результаты, чем проведенное при произвольно выбранном высоком давлении. Скорость распространения колебаний в поровом флюиде меняет-
Скорость, км/с
330
260
200
130 Интервальное время пробега волны, мкс/м
РИС. 3. Зависимость скорости распространения продольных волн от пористости насыщенных рассолом образцов трепела при всестороннем давлении 20 МПа [16].
ся с изменением сжимаемости флюида, которая зависит от температуры и давления. Скорость в минерализованной воде зависит также от солености и Изменяется от 1497 м/с (дистиллированная вода при 25 °С) примерно до 1700 м/с (раствор Nad при концентрации 200000 мг/л и при той же температуре) (рис. 4). Скорость упругих волн в морской воде при 2°С и концентрации Nad 37000 мг/л увеличивается от 1460 м/с до 1564 м/с при росте давления от 0 до 63,0 МПа. ; Для неглубоко залегающих пород из-за влияния давления на микротрещины расчеты по уравнению среднего времени могут привести к значительным ошибкам. Однако этим уравнением можно пользоваться, если VM рассматривать как эмпирический параметр, значения которого меньше, чем приведенные на стр. 37 (из работ [44, 55]). Можно считать, что интервальное время Д( есть величина, линейно зависящая от пористости на любой глубине, а коэффициенты соответствующего линейного уравнения устанавливаются по нескольким опорным точкам. Наибольшие отклонения от уравнения среднего времени наблюдаются в несцементированных песках и зонах аномально высоких пластовых давлений. В таких случаях регистрируются значения интерваль-
1000
2000
3000
WO скорость, м/с
РИС. 5. Зависимость скорости от глубины, отражающая консолидацию третичных песчаников в конкретных геологических условиях. Для сравнения показаны также результаты измерения скорости на образцах песка, которые пйдвергались всестороннему разных концентрациях NaCI и атмосферном давлении [61]давлению, соответствующему исследуемым глубинам [16]. I'-песчаная порода, насыщенная минерализованной водой, пористость ~35%; 2 - искусственно полученный образец рыхлого песка. ного времени значительно большие, чем дает расчет по уравнению среднего времени. Одним из способов устранения этого расхождения является введение эмпирически определяемого коэффициента Ср, приводящего в соответствие значения At и ф. Исправленное значение пористости фс определяются по формуле фс=(Δt-Δm)/(ΔtF-Δtm)*(1/Cp) Величину Ср можно получить, определяя отклонение значений ф, рас-j считанных с помощью «неисправленного» уравнения среднего времени i (2), от истинных значений пористости. Истинную пористость можно определить по данным анализа керна или посредством интерпретации промысловогеофизических данных [48]. Пример отклонения скоростей, рассчитанных по уравнению среднего времени, от определенных по данным акустического каротажа для неглубоко залегающих молодых осадочных пород приведен на рис. 5. В рассматриваемом осадочном бассейне верхние пласты не сцементированы и их пористость зависит в основном от гранулометрического состава пород и содержания в них глинистого материала. Скорость распространения упругих колебаний в таких породах лишь немного выше, чем в морской воде. С увеличением глубины скорость возрастает — частично в результате увеличения давления, а частично за счет начала процесса цементации на контактах между зернами. При этом цементация является более важным фактором.
Быстрое возрастание скорости с глубиной обычно продолжается до тех пор, пока скорость не достигнет значений, определяемых уравнением среднего времени. Ниже этой глубины породы ведут себя как хорошо сцементированные и скорость зависит в основном от пористости. Сплошной кривой (1) на рис. 5 показана зависимость скорости от глубины, где значения скорости в пластовых условиях в насыщенных рассолом песчаниках получены по данным акустического и электрического каротажей. Пунктиром (2) показано изменение скорости в несцементированных образцах насыщенного водой кварцевого песка, причем значения скорости определялись в лабораторных условиях при давлениях, соответствующих глубинам залегания. Таким образом, пунктирная кривая демонстрирует, как изменялась бы скорость в песке, если бы его погружение не сопровождалось процессами консолидации и цементации, а расхождение между двумя этими кривыми иллюстрирует влияние цементации. Штриховая линия отображает общую тенденцию изменения скорости с глубиной, найденную решением уравнения среднего времени при значении пористости, определенном по данным промысловой геофизики. На небольших глубинах фактическая скорость меньше расчетной, тогда как глубже 2450 м она близка к определяемой по уравнению среднего времени. ПРОНИЦАЕМОСТЬ Проницаемость можно определить косвенным путем, по данным промысловой геофизики, но нельзя измерить непосредственно с помощью современных геофизических методов. Эмпирически найденные по анализу керна корреляционные связи показывают, что проницаемость обычно возрастает с увеличением пористости и зависит от типа пористости изучаемой осадочной породы. Изолированные поры или пустоты, не сообщающиеся с каналами фильтрации, микротрещины в цементе, поры каолинитовой глины и заполненные рыхлым материалом поры не вносят вклада в эффективную проницаемость. Значения проницаемости, полученные на образцах, не подвергнутых всестороннему сжатию, скорее всего будут завышенными по сравнению с ее истинным значением в пластовых условиях. Изменения проницаемости, пористости и упругих свойств под действием давления и температуры могут оказывать существенное влияние на удельный объем породы, объем по-ровых флюидов и извлекаемость флюидов из породы-коллектора. В случае когда начальные пластовые давления аномально высоки, при увеличении эффективного давления, вызванном снижением пластового давления в коллекторе в результате добычи флюидов из него, проницаемость значительно уменьшается, что оказывает большое влияние на извлекаемость углеводородов при длительной эксплуатации.^ В работе [36] показано, что слабопроницаемые породы более чувствительны к изменениям эффективного давления, чем высокопроницаемые. Снижение проницаемости на значительную величину (до 90%) наблюдается, когда слабопроницаемые породы подвергаются эффективному давлению в 35 и более мегапаскалей. В фонтанирующей водяной скважине может наблюдаться вынос глинистых
частиц из породы, которые сужают и забивают каналы фильтрации, что приводит к снижению как пористости, так и проницаемости. Аналогичным образом к снижению эффективной проницаемости для жидкости приводит выделение газа из раствора в результате снижения пластового давления в коллекторе. Проницаемость для воды в некоторых песчаниках сильно зависит от температуры, что объясняется суммарным влиянием термического расширения зерен, приводящего к сужению зазоров между ними, механических напряжений, возникающих из-за неодинакового расширения разных минералов по разным кристаллографическим осям, и поверхностных взаимодействий на контактах порода — флюид. В работе [7] отмечается снижение абсолютной проницаемости песчаника Береа для воды на 28 % при увеличении температуры от 24 до 143 °С, при постоянном всестороннем давлении, равном 28 МПа. • Наиболее достоверные данные о проницаемости коллектора в его естественном залегании можно получить при гидродинамических испытаниях скважин. Разработаны способы оценки проницаемости по кривым восстановления и снижения давления и по данным наблюдений за режимом фонтанирования эксплуатационной скважины с разными дебитами, включая открытое фонтанирование [34].
СВЯЗЬ МЕЖДУ СКОРОСТЬЮ, ПЛОТНОСТЬЮ И ЛИТОЛОГИЕЙ На рис. 6 показано, что в наиболее распространенных типах осадочных пород, встречающихся в различных бассейнах, имеющих самый разный геологический возраст и залегающих на глубинах до 7500 м, скорость изменяется в очень широких пределах, а плотность — в несколько меньших пределах. На рисунке для сравнения приведены также графики двух эмпирических зависимостей, служащие опорными линиями: кривая, полученная для песчаников по уравнению среднего времени, и кривая, отражающая зависимость плотности от корня четвертой степени из скорости. Из этих графиков следует, что плотность и скорость для пород того или иного литологического состава можно оценить, если известен только один из этих параметров (плотность или скорость).
Рис. 7 иллюстрирует, как изменяется скорость в породах разного литологического состава. Скорость возрастает с увеличением давления на минеральный скелет породы. Это возрастание скорости с эффективным давлением объясняется наличием микротрещин при небольших давле-ниях, уменьшающихся и исчезающих при более высоких давлениях. В случае рыхлого песка аналогом микротрещин считаются точки контакта между зернами. ЗАВИСИМОСТЬ СКОРОСТИ ОТ ГЛУБИНЫ И ВОЗРАСТА ПОРОД Скорость распространения колебаний в осадочных породах пропорциональна корню шестой степени из произведения возраста породы на глубину ее залегания, как это следует из эмпирически полученного выражения Фауста [14]: V=K(ZТ)1/6, (4)
Глубина. км
РИС. 8. Зависимость интервальной скорости в терригенных осадочных породах разных возрастных групп от глубины [14]. / — ордовик; 2 — девонский; 3 — миссисипский; 4 ~ пенсильванский; 5 — пермский; б — юрско-триасовый; 7 — меловой; 8 — эоценовый; 9 ~ третичный (постэоценовый); W ~ верхний миоцен Галф-Коста (верхняя кривая для нормального давления, нижняя — для аномального высокого давления).
где К = 46,0; Z — глубина, м; Т— возраст, лет; У—скорость, м/с. На рис. 8 показано изменение скорости в песчаниках и глинистых сланцах различного возраста с глубиной, установленное Фаустом [14]. ИЗМЕРЕНИЕ СКОРОСТИ В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ Изучение свойств горных пород в лабораториях имеют определенное преимущество перед полевыми исследованиями, так как при лабораторных исследованиях возможно широко варьировать физические условия, от которых эти свойства зависят. Такие параметры, как температура, давление, минеральный состав, пористость, проницаемость, плотность, тип порового флюида и степень насыщенности им породы, могут быть точно определены. При полевых наблюдениях изменять условия мы, естественно, не можем. Правда, и в лабораторных исследованиях имеются недостатки, .связанные с тем, что в применяемых там установках размер образцов ограничен, а частоты возбуждаемых колебаний значительно отличаются от частот, с которыми имеют дело в сейсморазведке. Вопрос этого несоответствия частот слабо освещается в геофизической литературе. В большинстве лабораторных установок для генерации упругих волн и их приема используется тот или иной тип электромеханических преобразователей. Работа преобразователей и движение частиц упругой среды схематически показаны на рис. 9. Пьезоэлектрические элементы в системе приемопередачи колебаний изготавливаются из кварца или керамических соединений, таких, как титанат бария, цирконат-титанат свинца и метаниобат свинца. Величина резонансной частоты определяется формой и размерами такого элемента.
Взаимосвязь элементов измерительной системы Типичная измерительная схема для возбуждения и регистрации упругого возмущения в образце твердой породы состоит из пяти блоков (рис. 10). Стрелки, соединяющие блоки, показывают, что блоки оказывают взаимное влияние друг на друга. Например, форма электрического импульса зависит от характеристик как блока 1, так и блока 2. Если заменить преобразователь в блоке 2 на преобразователь другого типа, то такая замена повлияет на форму и амплитуду электрического импульса. Точно так же на частотную характеристику механического импульса (блока 2) влияют параметры образца (блок 3), а также величина выходного импеданса генератора (блок 1). Сигнал на выходе из блока, 3 будет определяться акустической жесткостью и коэффициентом рассеяния материала, из которого сделан образец, геометрической формой образца и механическим воздействием на него со стороны излучателя и приемника. В свою очередь сигнал на выходе блока 4 зависит от интенсивности механического воздействия со стороны образца и величины входного импеданса усилителя. Характеристики блока 5, включающего усилитель и осциллограф, до некоторой степени зависят от выходного импеданса приемника. Очевидно, что на результирующий сигнал будет оказывать влияние любое изменение в любом из пяти блоков или изменение во взаимодействии между ними. Во многих современных методиках лабораторных измерений скорости распространения упругих колебаний в образцах пород применяется возбуждение ультразвуковых колебаний с помощью широкополосных высоковольтных электрических импульсов, подаваемых на кварцевые или керамические пьезоэлементы, имеющие резонансную частоту в пределах от 0,2 до 1 МГц. Время пробега определяют, фиксируя момент прихода сигнала по началу отклонения от нулевой линии блика на экране осциллографа, или,
в отдельных случаях, по первому положительному или отрицательному амплитудному пику сигнала. Установлено, что время пробега продольной волны (р-волны), определяемое фиксацией первого вступления по его началу, можно измерить с точностью около 0,1 мкс в случае однородной породы. Сигналы от разных пород характеризуются первым вступлением разной крутизны, причем эта крутизна зависит от формы начального импульса и фильтрационных характеристик исследуемого материала. В случаях когда нарастание амплитуды сигнала идет медленно, начало отклонения блика фиксировать трудно и ошибка в определении скорости может быть от одного до'нескольких процентов. Эти трудности острее проявляются при исследовании поперечных волн (S-волн), потому что многие преобразователи поперечных волн генерируют также и продольные волны, которые здесь являются помехами и затрудняют выделение первого отклонения, соответствующего сигналу, В методе измерения скорости, описанном в работе [22], используются узкополосные задающие импульсы ультразвуковых частот и методика обращения режима для генерации поперечных волн. Этот способ позволяет устранить часть трудностей, встречающихся при работе |с широкополосными измерительными системами. «Узкополосный метод» обладает следующими преимуществами: 1) время пробега измеряется с разрешением до 0,01 мкс благодаря использованию электронного счетчика-таймера и фиксации прихода сигнала по первому амплитудному пику; 2) исключается субъективная ошибка, связанная s при работе по широкополосному методу с определением момента прихода сигнала оператором по началу отклонения блика на экране осциллографа; 3) продольные волны, интерферирующие с сигналом, соответствующим поперечной волне, отсутствуют и не мешают определению вступления поперечной волны. Имеются следующие недостатки: 1) существует вероятность ошибок за счет искажения частотного спектра уз-кополосного импульса в породах, характеризующихся сильным затуханием, и 2) меньшая проникающая способность слабых (низковольтных) импульсов в породу позволяет исследовать только относительно короткие образцы. Описанная в работе [25] двухрежимная аппаратура для измерения скорости ультразвуковых колебаний расширяет возможности рассмотренного выше метода ультразвуковых импульсов, позволяя последовательно измерять скорость продольных и поперечных волн на образцах пород за один цикл воздействия механической нагрузки на образец. При этом исключается влияние гистерезиса, неизбежное при раздельном измерении скоростей продольных и поперечных волн за два разных цикла воздействия на образец. Время исследования одного образца уменьшается примерно в два раза. Эта аппаратура позволяет также легко переходить на автоматическое измерение времени пробега на образцах при различных механических напряжениях. Придаваемая к ней система обработки данных на ЭВМ позволяет производить оперативную поэтапную оценку динамических упругих свойств пород непосредственно в процессе эксперимента.
Узкополосная двухрежимная импульсная ультразвуковая система измерения На рис. 11 показаны в сборе элементы-преобразователи и прочие узлы установки для измерения скорости распространения упругих волн в образцах пород при всестороннем давлении. Образец помещается в неопреновую гильзу с толщиной стенок 0,317 см, служащую ему гибким кожухом, непроницаемым для гидравлического агента. Эта жидкость создает равномерное давление на боковую поверхность и торцы образца — на всю его внешнюю поверхность. Образец может быть подвергнут дополнительной осевой нагрузке с помощью поршня, расположенного в нижней части герметичного корпуса установки. Для создания давления в поровом пространстве образца служат отдельные напорные линии, которые подведены непосредственно через неопреновую гильзу.
РИС. 11. Двухрежимная ультразвуковая установка в сборе, позволяющая подвергать образец трехосному сжатию [25]. / — выпускной вентиль; 2 — стальной герметичный корпус; 3 — приемный элемент; 4 — образец; 5 — головки элементов; б—соединительные стержни (3 шт.); 7—контакт масло—алюминий; 8— масло; 9 — излучающий элемент; 10— к регистратору длины образца; 11 — к регистратору осевой нагрузки; 72—нагрузочный элемент; 13— поршень; -/-^—импульс с резонансной частотой.
Аппаратура позволяет варьировать внешнее давление на образец и по-ровое давление независимо друг от друга в пределах от 0 до 175 МПа. Полная нагрузка по оси образца может достигать 350 МПа. Конструкция установки предусматривает создание давлений выше тех, которые необходимы для воссоздания поля напряжений, существующего на максимальной глубине, с которой извлекается керн в настоящее время, т. е. около 10000 м. На рис. 12 показана схема электронной системы, «обслуживающей» ультразвуковую установку. Выход задающего генератора включается и выключается импульсным генератором, формирующим когерентные по фазе повторяющиеся синусоидальные импульсы. Частота колебаний в импульсах совпадает с резонансной частотой пьезоэлектрических преобразователей. Когерентность импульсов по фазе необходима для получения сопоставимых результатов посредством спектрального анализа методом Фурье. Если импульсы ультразвука не будут когерентны, возникнет дрейф (смещение) получаемых сигналов между синусоидальными и косинусоидальными формами и коррекция по фазе приведет к соответствующему смещению спектров. Спектральная характеристика ультразвукового импульса имеет форму всплеска в определенной полосе частот, причем эта полоса может быть значительно расширена или сужена путем формирования импульсов, состоящих из одного или нескольких периодов. Поскольку обычно требуется довольно узкая полоса частот, генератор настраивается так, чтобы один импульс состоял из четырех периодов, а интервалы между импульсами составляли от 10 до
Рис.13 импульсы продольных и поперечных волн, полученные с помощью двухрежимной установки в отсутствие образца, когда головки приемника и передатчика сдвинуты
Измерение времени пробега импульса поперечной волны через образец золенгофренового известняка методом широкополостных импульсов.
Генератор
Излучатель
Образец,
электрическ ие Приемник
Усилитель и осцилпограср
Рис 10 Составные части системы измерения скорости
т
0,8
1,2
7,6 Частота, МГц
РИС. 15. Частотный спектр импульса ультразвука после прохождения его через высушенный образец песчаника Строун длиной 25 мм (ф = 28 %) при всестороннем давлении 21 МПа. 20 мс. Эти импульсы усиливаются по напряжению до 50—120 В (двойная максимальная амплитуда) и подаются посредством коаксиального переключающего реле попеременно на разные (Р и S) элементы-преобразователи, по очереди излучающие импульсы продольных и поперечных ультразвуковых колебаний. После прохождения через породу и преобразования в приемных элементах эти импульсы (сигналы) усиливаются и воспроизводятся на экране осциллографа. Калибровка аппаратуры производится в отсутствие образца между головками приемного и передающего элементов установки (см. рис. 11) при сдвинутых вплотную головках. На рис. 13 и 14 показаны типичные сигналы поперечных колебаний, полученные при наличии образца известняка между головками элементовпреобразователей и в его отсутствие. Калиброванные марки времени с выхода счетчика-таймера были вручную отрегулированы таким образом, чтобы было видно, какая именно часть сигнала служит для пуска и остановки счетчика-таймера (рис. 14). Время достижения маркирующим импульсом своего максимума составляет 2 нс. Время пробега поперечных волн через породу определяется как разность между АТ^ -и ATsi и вычисляется с точностью до 10~2 мкс. На рис. 15 показан частотный спектр импульса продольных ультразвуковых колебаний. На рис. 16 в качестве примера приведены данные о скорости и сжимаемости, полученные для сухого песчаника Буаз при различных значениях всестороннего давления.
Широкополосная система измерения скорости Если образец породы слишком длинен или волны в нем слишком сильно затухают, для измерения скорости следует использовать широкополосные системы. В них используются высоковольтные импульсные генераторы, формирующие электрические импульсы V-образной формы, напряжение которых достигает 1200 В, а время достижения импульсом своей пиковой величины составляет около 0,5 мкс (левая часть трасс на рис. 17). В некоторых системах используются электрические импульсы намного меньшего напряжения. Часто преобразователи сильно демпфируются. Большая часть энергии электрического импульса приходится на
1000 I——————I——————I——————I——————I——————I——————I——————I 7 6 2 0 10 20 30 40 50 60 70 Давление, Ю ^/^
РИС. 16. Зависимость скорости и динамической сжимаемости от всестороннего давления, полученная для сухого песчаника Буаз [25].
РИС. 17. Измерение времени пробега импульсов продольных волн через образец золенгофенского известняка методом широкополосных импульсов [25]. На нижних двух снимках коэффициент усиления в 20 раз больше, чем на верхнем.
полосу частот от 0 до 0,5 МГц. Частотные спектры акустических сигналов, принимаемых после пробега импульса через образец породы, могут иметь амплитудный максимум в интервале между 0,2 и 0,3 МГц в зависимости от акустических свойств пород. На рис. 18 приведены спектры сигнала, полученного при исследовании образца алюминия. ИЗМЕРЕНИЕ ЗАТУХАНИЯ КОЛЕБАНИЙ В НАСЫЩЕННЫХ ФЛЮИДАМИ ПОРОДАХ Затухание - важное свойство среды, которое может быть связано с динамическими модулями упругости [5б]. Делались попытки связать характер затухания колебаний с типом пластовых флюидов, заполняющих поровое пространство пород. Возможны самые разнообразные механизмы потери энергии при распространении упругих волн в твердой среде [60], однако в исследованиях, относящихся к горным породам и насыщающим их флюидам, наибольшее внимание уделяется вязкостным потерям и потерям на трение твердых частиц друг о друга. Судя по всему, трение на контактах твердых частиц является основной причиной потерь волновой энергии в слабопроницаемых породах. Вязкостные потери, вызываемые движением поровых флюидов и твердых частиц относительно друг друга в пористых проницаемых породах, можно вычислить теоретически [4]. Если вязкостные потери настолько велики, что их можно измерить, то по ним можно оценить проницае-\ мость пород в их естественном залегании, используя данные каротажа скважин или сейсморазведки. Однако существующая теория недостаточно разработана, чтобы обеспечить расчет потерь на трение между твердыми частицами, — стало быть, эти потери необходимо измерять. Результаты полевых определений затухания редко появляются в литературе, поэтому следует упомянуть публикацию таких данных, полученных для мощного разреза глинистых сланцев свиты Пьер [35]. Многими
исследователями выполнены лабораторные измерения затухания на образцах пород с использованием строго ограниченных по ширине полос частот и разнообразных методических приемов. Строго определенных данных о затухании волн в породах получено немного, но можно сделать несколько выводов, касающихся влияния диагенетических факторов и условий залегания. Затухание в хорошо сцементированных породах меньше, чем в слабо сцементированных или рыхлых образованиях. Создание в породе напряжений по одной или двум осям уменьшает затухание. Наличие заполненных флюидами пор 0,6 0,8 1,0 1,2 Частота, МГц
РИС. 18. Частотный спектр широкополосного сигнала продольной волны (изображен в рамке справа), принятого после прохождения волны через образец алюминия, х — часть сигнала, оцифрованная с целью изучения частотного спектра (показан слева) посредством анализа Фурье.
способствует увеличению затухания. Логарифмический декремент затухания в реальных породах, судя по всему, варьирует в пределах от 0,001 до 0,10 для частот, меньших 20 кГц [63]. Затухание, вызванное движением флюидов в породе Расчет логарифмического декремента затухания осуществляют теоретически с помощью формул Био [4]. Декремент затухания поперечной волны Д, определяется по формуле Δs = π*(M2/M1+M2)*f/fc . f/fc.^ Спринджера Сейсмические пршрили
РИС. 16б. Карта изопахит базального песчаника Спринджер. Отметим хорошее совпадение изолинии б м на этой карте и контура зоны, в которой общая мощность этого песчаника первоначально была оценена в 6 м по амплитудной аномалии. Изопахиты проведены через 6 м.
и приобретало доминирующее значение в разные периоды времени, приводя к перераспределению песчаных осадочных образований по простиранию. Такая обстановка возникала в периоды временного наступления береговой линии и ее фиксации в этом новом положении, когда количество доставляемого дельтовыми рукавами осадочного материала не могло компенсировать или превысить темп прогибания. Зоны малой мощности песчаников или их отсутствия на юге центральной и в юго-восточной части карты соответствуют небольшим поднятиям в палео-рельефе, которые являются отражениями структуры, существовавшей по более глубоким горизонтам во время осадконакопления. РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ К моменту написания этой работы на участках, рекомендованных к бурению на основе карт развития песчаников, были пробурены три скважины. Эти карты строились по методике геосейсмического моделирования. Две скважины оказались продуктивными, одна — пустой. Плотность сети разведочных газовых скважин установлена из расчета одна скважина на 259 га, причем скважины в пределах каждой секции должны располагаться не ближе чем в 402 м от ее границ. Однако мало вероятно, что в формации Морроу — Спринджер в районе Гири какой-либо пласт-коллектор охватывает столь большую площадь, что развит на всей территории одной секции, или что одна скважина может дренировать всю приходящуюся на нее площадь (259 га). Были прецеденты, когда новую скважину бурили в секции, где уже имелись скважины, не получившие продукции из разреза Морроу — Спринджер, и такая скважина оказывалась продуктивной. Участки, рекомендованные для бурения согласно результатам моделирования, выбирались так, чтобы быть как можно ближе к тем пунктам взрыва, в которых моделированием установлена повышенная мощность базального песчаника, и в то же время чтобы не нарушать установленной (законом США) плотности скважин в разбуриваемых секциях. Первые две скважины, одна в секции 33, другая в секции 27, были расположены весьма близко от тех участков профиля 0—390, на которых, согласно результатам моделирования, имелись отражения с аномальной амплитудой, хотя точки заложения этих скважин и не были оптимальными. Моделирование отражений позволило установить, что мощность базального песчаника в пункте взрыва 1 меньше 6,0 м, что она возрастает до 9,0 м между пунктами взрыва 15 и 21 и затем вновь уменьшается до величины, меньшей чем 6,0 м, в пункте взрыва 25 (рис. 16а). Первая из этих скважин, Коноко 1-33-Лек, была пробурена примерно в месте расположения пункта взрыва 4 на профиле 0—390 в юго-западной четверти секции 33. Это место для заложения скважины было обосновано тем, что по данным моделирования здесь в разрезе имеется ба-зальный песчаник, а недалеко, в юго-восточной четверти секции 32, находится скважина, дающая продукцию из базального интервала фор-
мации Спринджер. Согласно результатам моделирования, мощность базального песчаника Спринджер в этом месте составляет 6,0 м или меньше. Скважина вскрыла этот песчаник в интервале мощностью 4,3 м, причем часть его мощностью 1,5 м имела пористость от 12 до 15 %. Средняя интервальная скорость в базальном песчанике, рассчитанная по акустическому каротажу, составляет 5151 м/с, что выше, чем ожидалось, а средняя плотность пород, определенная по плотностному каротажу, равна 2,58 г/см3. Анализ бурового шлама показал, что этот песчаник хорошо сцементирован, имеет кварцевые зерна от полуугловатых до по-луокатанных, песчаник чистый, слабо глауконитовый. Вмещающие его глины характеризуются средними интервальными скоростями порядка 3109 м/с при средней плотности 2,47 г/см3. Таким образом, коэффициент отражения на контакте глин с песчаником составляет 0,268. Скважина была оборудована на базальный интервал Спринджер и в начале добычи имела дебит 31 тыс. м3 газа и 1,4 м3 конденсата в сутки.
Вторая скважина, Коноко 1-27-Рукс, была пробурена недалеко от пункта взрыва 26 профиля 0—390 в юго-западной четверти секции 27 — ее старались расположить как можно ближе к зоне повышенной мощности базального песчаника, установленной моделированием в северо-восточной четверти секции 33. Амплитуда базального отражения в этом месте была слабее, чем дальше на юг, и это отражение удавалось воспроизвести, только когда мощность базального песчаника в модели принималась менее 6,0 м. Скважина Руке вскрыла базальный песчаник Спринджер мощностью 4,9 м, из которых интервал в 1,2 м обладал пористостью до 9%. Анализ шлама показал, что песчаные зерна полуугловатые до полуокатанных, стекловидные, песчаник хорошо сцементирован и содержит следы глауконита - он очень похож на ""'песчаник из скважины 1-33-Лек. В этой скважине акустический каротаж не производился, но, поскольку плотность песчаника оказалась равной 2,57 г/см3, а литологический состав такой же, как и в 1-33-Лек, было решено принять для него среднюю интервальную скорость близкой к 5182 м/с. Базальный песчаник Спринджер в скважине Руке опробован не был. Она была оборудована на один из продуктивных песчаных горизонтов в нижней части формации Морроу и дала расчетный дебит газа 0,173 млн. мЭ/сут. Ни одна из пробуренных до настоящего времени скважин не была заложена в оптимальных условиях с точки зрения данных моделирования, т. е. в точках, где, согласно моделированию, высокоамплитудному отражению в формации Спринджер соответствует мощный базальный песчаник. Возможность такой проверки представилась, когда в северо-восточной четверти секции 20 была ликвидирована скважина Коноко 1-Хафф по причине падения добычи. Ликвидация этой скважины позволяла пробурить здесь новую скважину. На сейсморазведочном профиле 0—387, пересекающем секцию 20 в направлении СВ — ЮЗ, в базальном интервале формации Спринджер между пунктами взрыва 34 и 41 (на протяжении 700 м, рис. 17) выде-
ляется хорошо выраженное высокоамплитудное отражение. Оно расположено между временными отметками 0,035 и 0,040 с над отражением Парвин, его моделирование было выполнено в нескольких пунктах взрыва. Разрез скважин Коноко 1-Хафф был использован в качестве предварительной стратиграфической модели, ибо эта скважина была ближайшей к исследуемой амплитудной аномалии. Акустический каротаж в этой скважине выполнен не был, поэтому значения скоростей получали посредством интерполяции данных АК по скважине Коноко 1-Лек, пробуренной в секции 21. В базальной части серии Спринджер скважина Хафф вскрыла плотный, весьма мелкозернистый непроницаемый песчаник мощностью 2,1 м. Выполненное по профилю 0—387 моделирование показало, что юго-западнее скважины Хафф этот ба-зальный песчаник увеличивается по мощности примерно до 15 м в районе пункта взрыва 38, а затем его мощность вновь снижается до значения меньше 3 м в районе пункта взрыва 33. Было предложено заложить скважину в месте пункта взрыва 38 в юго-западной четверти секции 20. Эта скважина, Коноко-1-Миллиган, была пробурена до известняка Парвин, ее глубина до забоя составила 3554 м. Согласно прогнозу, мощность базального песчаника Спринджер здесь 15,2 м. Однако скважина Миллиган вскрыла пласт тонкозернистого, плотно сцементированного, слегка глауконитового базального песчаника мощностью 5,5 м. Если бы этот песчаник был единственной высокоскоростной породой в данном разрезе, моделирование позволило бы дать правильный прогноз его мощности. Но оказалось, что непосредственно под базальным песчаником здесь появились два тонких (1,8 и 2,1 м) высокоскоростных (4907 и 5121 м/с) пласта известковистого песчаника. Отражения от этих пластов усилили сигнал, отраженный от маломощного базального песчаника, в результате чего его «составная» амплитуда оказалась аномально высокой. Конструктивная интерференция [18] отражений от тонких параллельных пластов может вызвать явление усиления амплитуды, аналогичное «резонансу» отражений от кровли и подошвы более мощного пласта. Как показано на рис. 18, сейсмический сигнал от тонких высокоскоростных слоев, равномерно распределенных по интервалу мощностью 17 м, может быть аналогичен сигналу от пласта песчаника, характеризующегося мощностью 15 м и скоростью 4724 м/с. Частотный диапазон полевых записей, выполненных в изучаемом районе, таков, что самые высокие частоты не превышают 70 Гц, что явно недостаточно для разрешения стратиграфической ситуации, встреченной скважиной Миллиган. Для выделения песчаников мощностью всего лишь в 4,5 м понадобились бы рабочие частоты порядка 422 Гц, которые при современных возможностях сейсморазведки, учитывая конкретные глубинные и поверхностные условия, использовать невозможно. Рассмотрение примера бурения скважины Миллиган ярко иллюстрирует проблему, с которой приходится сталкиваться при использовании
методов стратиграфического моделирования для решения поисковых задач в сложных стратиграфических условиях, когда несколько альтернативных вариантов строения разреза могут соответствовать одинаковым сейсмическим сигналам на записях, полученных в ограниченном частотном диапазоне. Если такие условия наблюдаются в районе, исследуемом с помощью моделирования, то без использования дополнительных геологических или геофизических критериев решениям, получаемым в результате интерпретации, будет свойственна некоторая неопределенность. Детальное определение и картирование фаций или привлечение дополнительных диагенетических критериев может оказать существенную помощь, позволив разграничить продуктивные и непродуктивные площади еще до моделирования. Использование в сейсморазведке более широких частотных диапазонов полезных волн также поможет обеспечить более детальное разрешение тонких пластов, что позволит лучше разграничивать перспективные земли от неперспективных. Из сказанного следует также, что, чем большее число вариантов стратиграфического строения может быть описано по данным сейсморазведки с помощью методов моделирования, тем выше достоверность «геосейсмической» интерпретации. ОБЩИЕ ВЫВОДЫ Результаты работ по геосейсмическому моделированию, выполненных в районе Гири, можно кратко подытожить в следующих положениях и выводах: 1. Район Гири включает квадрат с координатами T13N, R10W. Он расположен на северо-восточном склоне бассейна Анадарко, где стратиграфически сложно построенный осадочный нижнепенсильванский комплекс Морроу — Спринджер, в котором развиты аномально высокие пластовые давления, выклинивается вверх по региональному восстанию пластов. В разрезе этих отложений, представленных песчаниками, алевролитами и глинами, сформировалась региональная стратиграфическая ловушка, с которой связаны газоконденсатные залежи. 2. Песчаные тела в пределах этого комплекса имеют самое разное происхождение и по-разному ориентированы, из чего следует, что осадконакопление происходило в условиях дельты и зоны перехода от дельты к мелководному морю. ; 3. В районе Гири базальный песчаник Спринджер является регио-, нально продуктивным пластом и считается первоочередным поисковым ' объектом в квадрате T13N, R10W. Однако традиционные методы кар-| тирования здесь оказываются неэффективными и не позволяют пра-| вильно прогнозировать наличие этого пласта в разрезе с целью бурения ^разведочных и эксплуатационных скважин. j 4. Несмотря на сложное стратиграфическое строение комплекса t Морроу — Спринджер, между низкоскоростными глинистыми пластами
(2987 — 3505 м/с) и высокоскоростными песчаниками (4267 — 5029 м/с) наблюдается перепад скоростей, обеспечивающий на границах между этими пластами значение коэффициента отражения от 0,1 до 0,3. Благодаря этому разрез, особенно базальный песчаник, может быть исследован методами геосейсмического моделирования. 5. С целью повышения эффективности поисково-разведочного бурения в исследуемом районе методы геосейсмического моделирования применяли в комплексе с обработкой полевых сейсмических записей по методике SAILE. Кроме того, для высокоточного прогнозирования площадного развития и мощности базального песчаника Спринджер использовались входные геологолитологические параметры, определявшиеся по результатам исследования скважин и образцов пород. 6. Построение скоростных и плотностных моделей разрезов осуществлялось на основе известных геологических характеристик посредством расчета синтетических сейсмограмм, по которым судили о том, каковы должны быть полевые записи. Эти результаты дополнялись синтетическими сейсмограммами, которые строили по данным акустического и плотностного каротажа скважин, пробуренных в исследуемом районе. 7. Моделирование позволило установить, что базальный песчаник Спринджер, если его мощность превышает 6,0 м, может быть выделен по полевым материалам сейсморазведки: на разрезах, полученных посредством фильтрации в частотном диапазоне 8—55 Гц по методике SAILE, ему соответствует высокоамплитудное отражение в пределах низкоскоростного глинистого интервала несколько выше известняка Парвин. 8. Такое высокоамплитудное отражение фиксируется на нескольких разрезах, полученных при отработке сети сейсмопрофилей в исследуемом районе со взрывными источниками и с помощью метода Вибро-сейс при широкополосной частотной регистрации. В пробуренных скважинах ему соответствуют значительные мощности базального песчаника Спринджер. Синтетические сейсмограммы, построенные для разрезов этих скважин по диаграммам акустического и плотностного каротажа, хорошо согласуются с трассами полевых сейсмограмм и сейсмограмм, синтезированных на основе скоростных моделей, основанных на интерпретации полевых материалов. 9. Методы геосейсмического моделирования использовались для полуколичественной оценки мощности базального песчаника Спринджер в пунктах взрыва на тех профилях, где наблюдалось соответствующее ему высокоамплитудное отражение. Полученные оценки совместно со значениями мощности этого пласта, определенными в имеющихся скважинах, были использованы при построении карты общей мощности этого базального песчаника на исследуемой площади. 10. Скважина Коноко 1-Круз была пробурена в точке сейсморазве-дочного профиля 0—386, где соответствующая амплитудная аномалия сейсмических сигналов отсутствует. Согласно моделям, построенным для этого профиля, мощность базального песчаника в месте заложения ^|
скважины Круз должна быть меньше 3 м. Скважина вскрыла плотный песчаный пласт мощностью 1,8 м, как и было предсказано моделированием. 11. Основываясь на результатах геосейсмического моделирования, пробурили три скважины. В соответствии с прогнозом, две из них вскрыли маломощный базальный песчаник; третья скважина, Коноко 1-Миллиган, была пробурена в точке, где, согласно моделированию, хорошо развитой амплитудной аномалии должен соответствовать базальный песчаник Спринджер максимальной мощности 15,2 м. Скважина Миллиган вместо пласта песчаника указанной прогнозной мощности в базальной части разреза серии Спринджер вскрыла необычное сочетание пластов, которое, однако, генерирует точно такое же сейсмическое отражение, что и модельный разрез. 12. Стратиграфическое строение базальной части формации Спринджер, установленное скважиной Коноко 1-Миллиган, не могло быть предсказано моделированием, основанным на использовании обычной методики и имевшейся априорной информации. При моделировании сложных в геологическом отношении разрезов необходимо рассматривать несколько альтернативных решений, так как одинаковому сейсмическому изображению могут соответствовать разные варианты стратиграфии разреза. Литература 1. Adams W. L Diagenetic aspects of lower Morrowan, Pennsylvania!!, sandstones, northwestern Oklahoma. AAPG Bull., 48, No. 9, 1568-1580, 1964. 2. Benton J. W. Subsurface stratigraphic analysis. Morrow (Pennsylvanian), northcentral Texas County, Oklahoma. Shale Shaker, 21-23, 1970-1973, 1-29, 1972. 3. Breeze A. F. Abnormal-subnormal pressure relationships in the Morrow sands of porthwestern Oklahoma. Shale Shaker, 21-23, 1970-1973, 45-66, 1971. 4. Busch D. A: Stratigraphic traps in sandstones - exploration techniques. AAPG Memoir 21, 174 p., 1974. 5. Davis H. G. The Morrow-Springer trend, Anadarko basin, target for the 70s. Shale Shaker, 21-23, 1970-1973, 83-93, 1971. 6. Davis H. G. High pressure Morrow-Springer gas trend, Blaine and Canadian counties, Oklahoma. Shale Shaker, ,24, No. 6, 104-118, 1974. 7. Dobrin М. В. Introduction to geophysical prospecting. New York, McGraw-Hill, 446 p., 1960. 8. Dwight's Natural Gas Well Production Histories. Gas graph report 7, northwestern Oklahoma, 1. Dallas, Dwight's, 1976. 9. Fay R. 0., Ham W. E., Bado J. Т., Jordan L. Geology and mineral resources, Blaine County, Oklahoma. Geol. Survey Bull. 89, 258 p., 1962. 10. Forgotson J. M., Jr. Statler А. Т., David M. Influence of regional tectonics and local structure on deposition of Morrow Formation in western Anadarko basin. AAPG Bull., 50, No. 3, 518-532, 1966. 11. Forgotson J. M., Jr. Factors controlling occurrence of Morrow sandstones and their relation to production in the Anadarko basin. Shale Shaker, 17—20, 19671970, 135-150, 1969.
12. Jocobsen L. Sedimentation of some Springer sandstone (Mississippian — Pennsy-Ivanian) reservoirs, southern Oklahoma, AAPG Bull., 43, No. 11, 25752591, 1959. 13. Khaiwka M. H. Geometry and depositional environment of Morrow reservoir sandstones, northwestern Oklahoma. Shale Shaker, 21-23, 1970-1973, 170-193, 1973. 14. Mannhard G. W., Busch D. A. Stratigraphic trap accumulation in southwestern Kansas and northwestern Oklahoma. AAPG Bull., 58, No. 3, 447-463, 1974. 15. Pate J. D. Stratigraphic traps along north shelf of Anadarko basin, Oklahoma. AAPG Bull., 43, No. 1, 39-59, 1959. 16. Petroleum Information Corp., Vance Rowe Oklahoma oil reports, northern Oklahoma and panhandle-northwestern. Oklahoma City, May, 1976. 17. Potter P. E. Sand bodies and sedimentary environments — a review. AAPG Bull., 51, No. 3, 337-365, 1967. 18. Sengbush R. L., Lawrence P. L., McDonal F. J. Interpretation of synthetic seismo-grams. Geophysics, 26, No. 2, 138-157, 1961. 19. Swanson D. С., West R. R. Anomalous Morrowan-Chesterian correlations in western Anadarko basin (abs. ).. AAPG Bull., 52, No. 3, 551 p., 1968. 20. Takken S. Subsurface geology of the north Gbtebo area, Oklahoma. Shale Shaker, 15-17, 1964-1967, 330-338, 1967.
Основы построения стратиграфической модели по сейсмическим данным* М. У. Шрамм мл., И. В. Дедман и Дж. П. Линдси
Краткое содержание. Успехи, достигнутые за последние пять лет в методике построения геологических моделей и обработке сейсмической информации, в настоящее время позволяют довести интерпретацию строения и вещественного состава осадочных комплексов до недосягаемого прежде уровня. Новые методические приемы позволяют геологам и геофизикам осуществлять корреляцию данных бурения с сейсмической информацией с более высокой степенью надежности, особенно в тех случаях, когда ранее не представлялось возможным расшифровать особенности разреза. Значительно расширились возможности выявления латерального изменения фаций, изменений литологии по разрезу, рифов, русловых песчаников, береговых баров, зон выклинивания и замещения, а также газонефтяных и водонефтяных контактов. Указанные методы были успешно применены на практике при поисковых и разведочных геологических работах в различных геологических провинциях, причем они использовались не только для поисковых целей, но и на стадии разработки месторождений. В последнем случае осуществлялся комплексный анализ сейсмических, геологических и промысловых данных с целью более достоверной оценки как геологических, так и извлекаемых запасов нефти и газа. ВВЕДЕНИЕ Успехи, достигнутые в последние годы в геологии и геофизике при ^'поисках литолого-стратиграфических ловушек, благодаря разработке ^относительно новых и весьма эффективных методов моделирования по-рзволили геологам и геофизикам: 1) решать различные проблемы стра-||тиграфии, 2) прогнозировать литологию и типы ловушек, 3) в неко-Дйгорых случаях прогнозировать наличие углеводородов и 4) при опреде-Иленных обстоятельствах выполнять количественную оценку залежей углеводородов. Iй Модель — это некоторое представление о среде, на основе которого Цможно рассчитать особенности сейсмического волнового поля и, сопоставив их с результатами полевых сейсмических наблюдений, оценить значение последних. Модель может быть физической, математической, или, как это обычно принято в геологии, умозрительной. Модели могут быть простыми (как, например, «модель дельты» либо «модель бассейна», на базе которой осуществляются поисковые работы в том или ином районе с целью выявления дельты либо бассейна) и очень сложными (модель коллектора, технико-
экономическая либо геосейсмическая), основанными на математических законах и требующими применения ЭВМ. Геосейсмическое моделирование заключается в расчете сейсмических отраженных волн, соответствующих определенной геологической обстановке (модели разреза). Модель разреза, как правило, задается в виде поверхностей раздела геологических тел определенной геометрической формы, свойств, характеризующих интервалы разреза (таких как скорость, плотность и затухание), с учетом других параметров, которые важны для оценки акустических свойств. Кроме того, при создании такой модели необходимо привлекать всю имеющуюся геолого-геофизическую информацию и косвенные признаки. В частности, при построении стратиграфической модели разреза в качестве первоочередной задачи необходимо уделять внимание литологическим изменениям, полагая, что формирование залежей углеводородов контролировалось в основном литолого-стратиграфическими условиями. Первые работы по стратиграфическому моделированию относятся к началу 50х годов, когда впервые появились синтетические сейсмограммы. С внедрением акустического каротажа стало возможным получать информацию об основных акустических свойствах разреза с достаточной степенью детальности и выявлять связи между характером разреза и соответствующими формами регистрируемой сейсмической информации. Расчет синтетической сейсмической волны представляет собой одномерную стратиграфическую модель. Вначале при этом учитывались только первичные отраженные волны, позднее к ним подключили многократные, а затем стали рассматривать и эффекты затухания. В настоящее время методика построения синтетических сейсмограмм доведена почти до совершенства. Что же в таком случае позволяет надеяться на большую эффективность стратиграфического моделирования и развитие его до такого уровня, когда оно станет более полезным для решения разведочных задач, чем синтетические сейсмограммы? Два вновь установленных факта послужили отправным моментом для стратиграфического моделирования: 1) установлена зависимость между газоносностью пластов песчаника в прибрежных районах Мексиканского залива и амплитудой отраженных волн и 2) появилась возможность измерения и использования в целях интер- ; претации основных динамических характеристик распространяющихся упругих волн.
Литология Интевбальное ПС ——|——— время пробега, мкс/м Плотность, г/см3~
РИС. 1. Каротажные диаграммы, отражающие акустические параметры газоносного песчаника. Первый из упомянутых фактов связан с широкоизвестным явлением «яркого пятна». С момента своего появления несколько лет тому назад этот методический прием от простого выделения на сейсмических разрезах ярких пятен превратился в солидную методику, позволяющую картировать площадь распространения, рассчитывать мощность и распределение соответствующих песчаников в разрезе. Так называемые яркие пятна представляют собой амплитудные аномалии, которые во многих случаях могут свидетельствовать о наличии залежей углеводородов. На начальной стадии своего развития стратиграфическое моделирование принесло наибольшую пользу при решении проблем песчаных коллекторов в провинции Галф-Кост. О его эффективности в этом районе можно судить по каротажным кривым, которые изображены на рис. 1 и соответствуют песчаному телу, почти нацело заполненному газом. По кривой акустического каротажа четко выделяется газоводяной контакт (ГВК). На кривых акустического и плотностного каротажа можно выявить также контакт между глинами и газоносным песчаником. Данные границы характеризуются коэффициентом отражения 0,22, что обусловливает формирование на них устойчивого сейсмического импульса. Важно, что на акустической диаграмме аномалия характеризует мощность продуктивной зоны. ЛИТОЛОГИЯ РАЗРЕЗА И ФОРМЫ СЕЙСМИЧЕСКИХ СИГНАЛОВ Стратиграфическое моделирование базируется на существовании закономерной связи между литологическим составом изучаемого разреза и характеристикой сейсмических отраженных волн. В своем простейшем виде сейсмический импульс представляет собой упругое колебание, распространяющееся через пласты горных пород различного состава, и на каждой
границе раздела происходит отражение падающей волны. Если на границе акустическая жесткость уменьшается, то отраженный основной импульс будет отрицательным по отношению к падающему; увеличение акустической жесткости вниз от границы слоев приводит к образованию положительной отраженной волны. Интенсивность этих отраженных сигналов является функцией разности акустических жестко-стей. Большие различия обусловливают более интенсивные отражения. На рис. 2 показан вид сейсмических отраженных волн для некоторого разреза. На рис. 2, а представлена форма импульса в случае пневматического морского источника возбуждения, а на рис. 2, б — форма широкополосного сигнала с нулевой фазой. На трассах 1—5 изображены сигналы, соответствующие каждой границе раздела, а на трассах 6 — суммарный отраженный сигнал от всех границ. Чтобы можно было выполнить стратиграфическую интерпретацию по сейсмическим данным, необходимо знать форму исходного импульса, показанную на рис. 2, а и б в упрощенном виде. Правильное описание этого импульса для конкретных сейсмических данных можно использовать для построения моделей в заданной литологической последовательности. Путем сравнения моделей с фактическими данными в дальнейшем достигается стратиграфическая интерпретация моделируемого разреза. Однако в стратиграфическом моделировании есть и одна трудность, которая выявляется при непосредственном сравнении суммарных трасс, приведенных на рис. 2, а и б. Импульс от пневматического морского источника имеет очень сложную форму, и синтезировать его нелегко. При попытке использовать трассу суммарного сигнала (рис. 2, а) для отождествления основных границ раздела с соответствующими максимумами и минимумами на моделируемой трассе обнаружилось запаздывание сигнала, что ухудшало его идентификацию. Широкополосный нуль-фазовый импульс, напротив, не дает отставания во времени при отождествлении с границей раздела сред. При использовании этого импульса легче установить искомые характерные признаки отраженного сигнала. КОРРЕКЦИЯ ИМПУЛЬСОВ Морской источник создает исходный волновой пакет, состоящий из сложной серии колебаний длительностью от 0,25 до 0,30 с. Он складывается из волны источника, волн-спутников и волн, генерированных кабелем, а также аппаратурных помех. Исходный волновой пакет можно
установить по сейсмическим данным либо синтезировать, основываясь на точных сведениях о параметрах волн, упоминавшихся выше*. Как только установлена форма основного волнового пакета, можно использовать математический оператор для преобразования его в более короткий импульс (0,06—0,07 с) с нулевой фазой и с той же частотной полосой, что и исходный. Этот процесс «фильтрации» позволяет трансформировать сложную форму сигнала в упрощенную (показанную на рис. 2), благодаря чему повышается разрешающая способность сейсмического метода и стратиграфическое моделирование становится более достоверным.
СХЕМАТИЧЕСКИЕ СТРАТИГРАФИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ Приводимые далее примеры помогут уяснить основы построения моделей и решения задач с помощью стратиграфического моделирования. Они составлены для наиболее типичных стратиграфических комплексов, характеризующихся различными условиями залегания. Расчет проведен на основе модифицированной теории волнового поля в сочетании с прослеживанием лучевых траекторий и интегрированием общего сигнала от глубинной границы раздела в каждой точке наблюдения.
Русловые песчаники На рис. 3 показаны геологические обстановки, обусловившие формирование русловых песчаников. Как видно на небольшой карте-врезке (внизу слева), такие песчаники характерны для участков дельтовых маршей в межпроточных зонах крупных рек. Разрезы толщи русловых песчаников показаны как в увеличенном по вертикали масштабе (справа), так и в истинном масштабе. По диаграммам электрического каротажа можно видеть, что в кровле песчаник постепенно сменяется вышележащими глинами. Такой переход обусловлен увеличением глинистости песчаников или наличием глинистых прослоев в верхней части песчаного тела. В подошве песчаники относительно чистые, и благодаря этому наблюдается резкий контакт с нижележащими глинами. В силу переходного характера верхней границы песчаника отражения от нее менее интенсивные и менее четкие, чем от его подошвы. Это выявляется при построении сейсмограмм на основе решения волнового уравнения, приведенных на рис. 4. Отражение в случае типичного исходного импульса от морского пневматического источника возбуждения (а) * Рассмотрение методов выделения формы исходного импульса не входило в задачи данной статьи. Для более детального ознакомления с основами этого процесса см. статью Нейделя и Поджиаглиолми ранее в этой книге.
РИС. 4. Сравнение отражений при типичном исходном импульсе (в) и при откорректированной форме исходного импульса (б) для геологической модели руслового песчаника (рис. 3). получается несколько сложным, хотя относительно однородным по площади. Наблюдается запаздывание во времени его прихода, поскольку основным отражающим горизонтом служит подошва русла. Из-за сложной формы импульса нельзя установить мощность песчаного тела. Если же первоначальную форму импульса скорректировать, пересчитав на эквивалентную полосу нулевой фазы, тогда отражение примет иной вид, показанный на рис. 4,6. Точные представления о форме падающего импульса и отсутствие сильных помех позволяют проследить
кровлю песчаника (хотя отражение от нее в два раза слабее, чем от подошвы) и точно рассчитать мощность этого пласта. Кроме того, можно в целом установить форму руслового выполнения в том виде, как показано на геологической модели.
Песчаники береговых баров На рис. 5 изображена схема геологического строения песчаника берегового бара, выявленного вблизи дельты, как указано на карте-врезке. Такие песчаные толщи разделяют глины лагунных участков от морских глин, что можно видеть на геологических разрезах. На электрокаротажных диаграммах четко отбивается кровля песчаника, в направлении к которой размеры песчаных зерен увеличиваются, и виден плавный ли-тологический переход в подошве, где песчаник более мелкозернистый и встречаются прослои глин. Моделированные отражения в случае типичного исходного импульса от морского пневматического источника и его широкополосного симметричного эквивалента приведены на рис. 6. Как видно, и здесь необходима коррекция импульса для улучшения качества данных, используемых при стратиграфической интерпретации. Обращает на себя внимание различная интенсивность отражений от кровли и подошвы песчаника, что обусловлено плавным переходом его в глины в подошве.
РИС. 6. Сравнение отражений при типичном исходном импульсе (а) и при откорректированной форме исходного импульса (б) для геологической модели песчаника берегового бара (рис. 5).
Песчаники береговой полосы На рис. 7 изображена серия песчаников береговой полосы, отложившихся кулисообразно в процессе регрессивного периода на обращенной в сторону моря окраине дельтового комплекса. Распределение размеров зерен по разрезу аналогично песчаному телу берегового бара, причем плащеобразно залегающие песчаники могут постепенно приобретать форму выпуклых линз, свойственную прибрежным барам. Контакт
песчаных тел с вышележащими глинами резко выражен, а в подошве форма контакта варьирует от резкой до переходной. На рис. 8 сравниваются сейсмические отражения при использовании типичного импульса пневматического морского источника возбуждения и корректированного импульса. В данном примере смещение верхнего сигнала при интерпретации можно ошибочно принять за зону разлома, особенно если (как это обычно бывает) накладываются помехи. Однако после коррекции исходного импульса достигается четкое выделение двух песчаных тел, как показано на геологической модели. Песчаники имеют линзовидное строение, не связаны друг с другом, расположены кулисоо-бразно и выклиниваются в двух направлениях. При интерпретации можно легко отклонить версию о разломе. Кроме того, своевременная оценка степени сообщаемости между песчаными телами на основе информации, установленной на сейсмическом разрезе, играет важную роль для поисков и эффективной разведки.
Фациалыюе замещение и состав песчаников На рис. 9 приведена модель, иллюстрирующая общий случай фа-циального замещения. Здесь в пачке пористых песчаников по простиранию изменяется содержание глинистой фракции. Латеральные изменения смоделированы с учетом общего количества песка, а также характера его распределения по разрезу. Ключевым параметром, свидетельствующим о песчанистости разреза, является амплитуда. Зона слабых отражений в точности соответствует области 100°оной глинистости (непроницаемому барьеру в данном случае), а наиболее интенсивные экстремумы отражают наиболь-
РИС. 9. Геологическая модель (а) и модель, рассчитанная методом решения волнового уравнения (б), для пористых песчаных линз в толще глин. шее содержание песка. В некоторой степени о характере вертикального распределения песчаников в разрезе можно судить по форме сейсмической волны. Наличие интенсивного незачерненного полупериода сейсмического отражения отмечает положение в разрезе кровли песчаника. Самые удаленные вправо сигналы, где песок сконцентрирован в кровле и подошве комплекса, характеризуются формой записи, отличной от других сигналов данной модели. Использование моделей позволяет надежно установить мощность песчаника. Обычно сложнее определить число маломощных сближенных прослоев песчаных тел, как на приводимой модели, поскольку частотный диапазон сейсмических волн не позволяет осуществить такое разрешение. Водоносный песчаник с газовой шапкой На рис. 10 изображена модель, составленная на основе реальных геологических материалов. Пласт песчаника относительно постоянной мощности залегает в виде плавной антиклинали. Верхняя часть (18 м) пласта, имеющего общую мощность 36 м, насыщена газом. Данные сейсморазведки подтверждают аномалию амплитуд, соответствующую результатам моделирования, показанным на этом рисунке. Вначале дан-
ная модель была построена на основе теоретически рассчитанных значений скорости и плотности для песчаника и глин по материалам каротажа скважин. По этим значениям было получено отношение амплитуд только 1,25:1; тогда модель была преобразована согласно величинам, указанным на рис. 10. Эти значения были получены для коэффициента отражения 0,04 на границе раздела глин и водоносного песчаника и выбора такой скорости в газоносной части песчаника, которая обеспечивала бы амплитудные различия, соответствующие сейсмическим данным. Значения плотностей при расчете коэффициента отражения определяли с использованием формулы Гарднера и др. [4]. Теперь рассмотрим модельный результат для двух различных, но реально установленных форм сигналов, генерированных морским пневматическим источником. Предположим, что они получены при работе с двумя различными источниками. Анализ того, какой Материал лучше, не входит в нашу задачу. Очевидно, что полученные сейсмические разрезы совершенно различны и если бы они входили в состав единой системы профилей, выполненных на одной и той же площади, то их трудно было бы увязать между собой. Еще на один момент уже раньше обращалось внимание: обычно нельзя надежно установить мощность газонасыщенной части песчаника, определив его кровлю и подошву, без привлечения материалов по анализу амплитуд. Однако без такой информации все же удается установить наличие песчаника и наметить контуры его развития в районе. Волны от морских источников А и В характеризуются полосой частот, приблизительно равной 8—32 Гц; разряд, полученный с нуль-фазовым импульсом той же полосы частот, также приведен на рис. 10. Таким образом, каждый из двух сигналов может быть преобразован в такой сигнал при соответствующей обработке. В этом случае увязка материалов, полученных двумя партиями, не представляет труда. Хотя на рассматриваемой схематической модели газовая залежь приурочена к структурной ловушке, тем не менее при практической стратиграфической интерпретации сейсмических данных основную информацию получают по изменению амплитуды.
РИС. 10. Сейсмическая запись от песчаника с газовой шапкой для трех различных форм исходного сигнала.
ПРИМЕРЫ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ Блок X, прибрежье Техаса Рассмотрим простой случай стратиграфического моделирования и проследим, как осуществляется интерпретация. На рис. 11 представлен обычный сейсмический разрез *, на котором между пунктами взрыва 2 и 4 наблюдается типичная амплитудная аномалия на времени 1,4 с.
Аномалия располагается в пределах шельфа Техаса в Мексиканском заливе, точное местоположение аномалии не указывается. Отчетливо видна структурная ловушка, но для целей стратиграфического анализа необходимо преобразовать сейсмический разрез с сохранением истинных амплитуд. На рис. 12 показан один из вариантов такого преобразования. Предполагаемая зона снова отчетливо проявляется, и теперь необходимо только установить мощность газонасыщенной части. Вероятно, если привлечь материалы по другим профилям, то можно установить характер распространения данной аномалии по площади. Трудности заключаются в том, что сложный сигнал, обусловливающий амплитудную аномалию, зависит как от формы основного импульса, так и от литологии разреза. Следовательно, необходимо получить разрез, в котором форма импульса была бы откорректирована, т. е. преобразована в симметричный полосовой импульс, характеризующийся той же шириной полосы пропускания, что и первоначальный импульс. На рис. 13 дан результат подобной обработки разреза с истинными амплитудами. Общая картина гораздо проще, чем в варианте без коррекции импульса; такое упрощение при более детальном исследовании информации характерно для всех волн — как сильных, так и слабых. В этом основное преимущество любого процесса обработки с коррекцией импульса. Главное заключается в том, чтобы правильно определить исходную форму волны, а следовательно, правильно сделать расчет. Это своего рода необходимое, но не достаточное условие правильности обработки.
На рис. 14 сравниваются два разреза с амплитудными аномалиями: один построен по стандартным сейсмическим данным, а другой — после коррекции импульса. Изменение всех элементов представленной здесь информации вполне очевидно. Не только упростилась сложная ампли-
РИС. 14. Сравнение стандартного и откорректированного за форму импульса разрезов с сохранением амплитуд. тудная аномалия, но и акцентрировалась менее чем «яркая» зона ниже времени 1,55 с. Можно думать, что происшедшие изменения обусловлены главным образом просто обращением полярности трасс. Такая специфическая амплитудная аномалия действительно визуально упрощается при перемене полярности, но в гораздо меньшей степени, чем это наблюдается в настоящем случае. Можно, конечно, незачерненные отрицательные амплитуды соотносить с отрицательным коэффициентом отражения, а зачерненные — с положительным, в результате чего получится картина, близкая к изображенной на рис. 12 и типичная для большинства газоносных песчаников шельфа Галф-Коста. Но это, как правило, не приводит к упрощению формы сигнала. Однако бывают случаи, когда простая перемена полярности действительно улучшает читаемость разреза либо способствует расшифровке его строения. На рис. 15 проведено такое же сравнение, как на рис. 14, но оба разреза составлены с применением АРУ. АРУ использовались, чтобы сделать более рельефным характер изменения формы импульса с глубиной на участках,
где не наблюдается амплитудной аномалии. Применяя определенное правило для полярности коэффициента отражения, удается выделять пласты относительно малой мощности с малой акустической жесткостью. Характерным признаком для выделения таких пластов служит асимметричная последовательность двух крупных пиков: первые отклоняются влево (не закрашены), а вторые вправо (зачернены). Как установлено, эти зоны соответствуют пористым песчаникам плиоценплейстоцена и позднемиоценового возраста; пористость их превы-
РИС. 16. Часть электрокаротажной диаграммы в районе амплитудной аномалии, показанной на рис. 11—15. Видно, что мощность газоносного песчаника достигает 20 м. шает 25%, и они могут служить высококачественными коллекторами для углеводородов. Мощность песчаника определяется по разнице времен, соответствующих этим двум экстремумам. Характерная форма отраженной волны, свойственная таким песчаникам, была выявлена в процессе моделирования на примере песчано-глинистых фаций (рис. 9). В данном случае расстояние, выраженное в двойном времени пробега, было пересчитано в метры с помощью калибровочных кривых; при этом значения скоростей в песчаниках находили по каротажным данным для пород аналогичного типа. Достаточно надежные результаты получаются только в том случае, когда для рассматриваемого диапазона глубин известны скорости распространения волн в глинах. Это позволяет использовать амплитуды для вычисления коэффициентов отражения, которые, в свою очередь, дают возможность прогнозировать скорости для песчаников по отношению к глинам. Судя по рис. 15, анализ истинной амплитуды и коррекция импульса в комплексе со стратиграфическим моделированием позволяет надежно выделять пористые песчаники даже на разрезах с АРУ. Этот новый методический прием безусловно поможет строить карты песчанистости для третичных терригенных отложений.
На разрезах с АРУ и коррекцией импульса, приведенных на рис. 15,
газоносный песчаник выделяется в кровле песчаной толщи, которая прослеживается и на более низких отметках на крыльях структуры. Положительные зачерненные экстремумы, соответствующие газоводяному контакту и далее подошве песчаника, в водонасыщенной части разреза по времени смещены вниз относительно газонасыщенной. При тщательном анализе установлено, что отрицательная фаза, соответствующая кровле песчаника, смещается во времени на меньшую величину при движении к краю газонасыщенного участка разреза, в результате чего временная мощность водонасыщенной части песчаника оказывается большей, чем газоносной. Это невозможно объяснить в случае песчаного пласта постоянной мощности, полностью насыщенного газом, учитывая, что интервальная скорость для газонасыщенного песчаника должна быть меньше, чем для водонасыщенного. Здесь мы имеем, по-видимому, тот случай, который представлен на рис. 1. Все изложенное позволяет сделать вывод, что песчаник содержит газ только в верхней части, а газоводяной контакт отбивается по наличию положительной фазы. В качестве альтернативы возможно предположить, что газонасыщенная песчаная толща резко выклинивается вниз по падению на контакте с водой, что маловероятно. На рис. 16 приведена электрокаротажная диаграмма для участка амплитудной аномалии, подтверждающая прогнозируемые значения скорости для газоносного песчаника общей мощности и мощностей участков разреза, насыщенных флюидами. Общая мощность зоны, представляющей интерес, составляет 36,0 м, причем верхние 20,0 м насыщены газом. На сейсмограмме два глинистых пропластка в песчанике не фиксируются, поскольку их мощность меньше разрешающей способности метода, определяемой частотным спектром регистрируемых сигналов. Исследуя всю имеющуюся для данной площади информацию путем стратиграфической интерпретации обычной (с АРУ) волновой картины с коррекцией импульса (рис. 17), можно выделить наиболее пористые разности песчаников независимо от того, содержат они газ или нет. На этот же разрез нанесена литологическая колонка по скважине, где глубины залегания пересчитаны во времена с помощью соответствующих палеток. Песчаники на каротажной диаграмме действительно совпадают по положению и по мощности с песчаниками, выделенными при интерпретации сейсмического разреза. В процессе такого сопоставления производят увязку времен, учитывая и возможные аппаратурные сдвиги времен на сейсмограммах. Принимаются во внимание даже локальные отклонения на кривой зависимости глубины от времени, если при этом не требуется, чтобы локальные интервальные скорости выходили за рамки допустимых пределов. Результаты сравнения вполне удовлетворены. Несмотря на то, что на некоторых участках мощности и число отдельных песчаных прослоев не всегда подтверждаются, тем не менее удается выделить главные песчаные пачки и установить суммарную мощность песчаников в разрезе до начала бурения. Используя информацию подобного типа в комплексе с надежными геологическими данными, можно построить карты отношения песчаник/глина и карты эффективной, т. е. чистой, мощности
песчаников для отдельных стратиграфических комплексов в районах, слабо изученных бурением. О прямом соответствии между откорректированной должным образом сейсмической информацией и каротажными материалами необходимо сказать следующее: 1. По сейсмическим данным не удается выделить все те пласты, которые видны на каротажной диаграмме. Каротажем исследуются породы в радиусе до 1 м от оси скважины, в то время как на сейсмограм-
РИС. 18. Карта изохрон района Блока Х (Мексиканский залив), на которой показаны скважина, амплитудная аномалия и размеры газоносной зоны. Профиль А—А' один и тот же для всех рисунков с 11-го по 17-й. [/—приподнятое крыло, D — опущенное крыло. ме область измерения достигает размеров зоны Френеля, т. е. от 100 до 400 м. 2. По обычной сейсмической информации практически невозможно выполнить точную калибровку и выявить связи между литологией и формой отраженной волны. 3. Экономический интерес представляет выявление по сейсмическим данным песчаников, которые обладают достаточными пористостью, мощностью, площадью развития и выдержанностью по площади и вследствие этого способны вмещать в себя промышленные скопления углеводородов. Завершая рассмотрение данного примера, опишем построение двух карт: 1) площадного распространения амплитудной аномалии; 2) суммарной мощности песчаника. На рис. 18 изображена первая из упомянутых карт; амплитудная аномалия в данном случае соответствует газоносной части песчаника. Линия А - А', ориентированная с северо-запада на юго-восток, представляет собой сейсмопрофиль, секущий данный блок и приводимый на рис. 11—15 и 17; кроме того, на нем по-
РИС. 19. Карта эффективной мощности песианика в изопахитах. Блок X, Мексиканский залив. Показаны местоположение, газовой скважины и очертания амплитудной аномалии.
казано местоположение скважины, давшей газ. Ни один из перпендикулярных к А— А' профилей не прошел через амплитудную аномалию. Поэтому на карте показаны только предполагаемые контуры аномалии. Очертания аномалии проведены по изолинии, совпадающей с газоводяным контактом. Принятое изображение формы аномалии в плане не противоречит ее отсутствию на пересекающих профилях, и правомочно предположить, что она наследует контуры структуры. Еще раз необходимо подчеркнуть, что в данном случае мы имеем дело с простейшей формой структурной ловушки, хотя методика выделения песчаников в разрезе и наличия в них газа базировалась на принципах стратиграфического моделирования и интерпретации. Аналогичные, но более совершенные методы применяются для обнаружения и определения размеров комбинированных структурнолитологических и литолого-стратиграфи-ческих типов ловушек и для оценки запасов содержащихся в них углеводородов. Вообще говоря, следует активнее переходить к выявлению ловушек иного типа, чем структурный, особенно при поисках месторождений нефти и газа и их последующей разработке. На рис. 19 приведена карта суммарной мощности песчаника, местами содержащего в отдельных случаях залежи газа. Мощности были получены по разрезу с АРУ и коррекцией импульса на тех участках, где отсутствует амплитудная аномалия, и суммарные величины нанесены на карту. Для сравнения с характером распределения мощностей песчаника по площади на данную карту нанесены контуры аномалии (залежь газа). Эта операция была проведена в качестве эксперимента, когда еще не имелось данных по скважине о мощности песчаника. После того как карта была готова, на нее нанесли информацию по скважине; при этом оказалось, что мощность песчаников по карте приблизительно соответствует величине суммарной мощности песчаных пластов, установленных скважиной,— 48 м (см. рис. 16). Отсюда следует, что в этом конкретном случае по сейсмическим данным установлена не эффективная мощность песчаников, а суммарная мощность всей песчаной толщи*. Необходимо отметить, что между мощностью газоносной части и суммарной мощностью песчаников зависимости не наблюдается. Это, очевидно, обусловлено
тем, что общая мощность толщи с 15 м на западе увеличивается до 30 м на востоке, свидетельствуя тем самым о наличии палеоструктуры, отличающейся от современной, в верхней части которой в конечном итоге образовалась залежь газа. Влияние распределения глин в разрезе и процентного содержания их в песчанике на форму сейсмического сигнала Для описываемого ниже случая никакого моделирования не проводилось. Однако это не означает, что его вообще не нужно делать. В действительности многие выводы, сделанные на основе сейсмической информации, базируются на накопленном опыте моделирования. Кроме того, мы и не ставили перед собой задачу точно прогнозировать объем резервуара и рассчитать различные варианты, для чего как раз и потребовалось бы тщательное моделирование. Приступая к проблеме стратиграфической интерпретации правильно обработанных сейсмических данных для целей количественных расчетов (а следовательно, и для экономической оценки), вначале необходимо установить зависимости между формой отраженных волн и количественными параметрами, характеризующими распределение глин в разрезе и их процентное содержание по отношению к песчанику. Приводимые ниже две модели являются гипотетическими (чтобы не сказать «нереалистичными»), но даны они исключительно в целях иллюстрации. От сейсмически тонкого слоя песчаника (мощностью менее чем Е четверть длины волны) получена отраженная волна, амплитуда которой изменяется в зависимости от мощности, а форма и специфические особенности сохраняются. Следовательно, по величине амплитуды сейсмической волны можно установить мощность тонкого пласта песчаника, если иметь калибровочную зависимость. На двух приводимых моделях
РИС. 20. Влияние глинистого пропластка в маломощном песчанике на характер сейсмических волн, отраженных от песчаного тела. Форма сейсмической волны
не меняется в зависимости от мощности глин или от особенностей их распределения в песчанике. Амплитуда волны непосредственно связана с величиной эффективной мощности песчаника.
РИС. 21. Влияние мощности и распределения глин в маломощном слое песчаника на форму отраженной от этой толщи песчаника сейсмической волны. Форма постоянна, а амплитуда сейсмического сигнала прямо пропорциональна эффективной мощности песчаника.
можно проследить влияние таких включений, как пласт глин, на сейсмический импульс. С тем чтобы оценить эффект такого изменения, варьировали параметры распределения глин в разрезе и их относительную мощность. Необходимо подчеркнуть, что на практике сведения о характере изменения литологии пластов малой мощности следует выводить из геологических концепций и принципов, приемлемых для данного конкретного случая. Такая информация одними сейсмическими данными не обеспечивается. В первой модели (рис. 20) глинистый пропласток мощностью 5 м залегает в толще песчаника мощностью 15 м, и положение его в разрезе меняется. В результате изменяется только амплитуда сейсмического сигнала при сохранении формы волны. От максимума до ближайшего минимума замерялись полная амплитуда и разность времен, а затем при помощи ЭВМ по ним строился график в том виде, как показано в нижней части рис. 20. Установлена четкая связь между величиной изменения амплитуды и эффективной мощностью песчаников. Частота записи остается практически постоянной с точностью до шага квантования 0,004 с. Во второй модели (рис. 21) в качестве переменных параметров выбирались мощность глинистых прослоев и их положение в разрезе. При этом вновь установлена закономерная связь между величиной амплитуды и эффективной мощностью песчаников, в то время как разность между максимумом и минимумом времени относительно постоянна и не позволяет судить о мощности песчаников. Из рассмотрения моделей можно сделать вывод, что если пласт горной породы имеет незначительную мощность, то присутствие любых прослоев инородного вещества уменьшает амплитуду сейсмического сигнала пропорционально их суммарной мощности. Следовательно, величина амплитуды пропорциональна эффективной мощности песчаника и при соответствующей калибровке дает более точное представление об этом параметре разреза, чем при его определении по изменению полупериода. Таким образом, по амплитуде отраженных волн можно определять объем пластаколлектора, мощность которого слишком мала, чтобы это можно было сделать по разности времен прихода волн. Непроницаемый экран вверх по восстанию На рис. 22 изображен пласт газоносного песчаника мощностью 15 м, пористость и проницаемость которого ухудшаются вверх по восстанию в пределах пологой антиклинали. Амплитуда антиклинали менее 60 м при длине 5 км, причем зона газоносности не совпадает со сводом структуры. В таких геологических условиях сейсмические волны характеризуются типичной амплитудной аномалией. График амплитуды и кривая изменения разности времен между экстремумами, вычерченные ЭВМ, аналогичны показанным на рис. 20
Временная модель для полосового сигнала в~32 Ги,
Амплитуда
РИС. 22. Замещение песчаника непроницаемыми породами вверх по восстанию; амплитуда сейсмического сигнала служит индикатором мощности интервала, занятого углеводородами, ухудшения пористости и положения газоводяного контакта.
и 21. Поскольку мощность песчаника невелика, то разность времен в пределах структуры не претерпевает изменений, в то время как рост амплитуды указывает на наличие газоносной зоны. По характеру уменьшения амплитуды вниз по региональному наклону (как показано на сейсмической модели в нижней части рис. 22), можно наметить положение газоводяного контакта даже при отсутствии «выположенной зоны» вследствие маломощности песчаника. Более характерным признаком ухудшения пористости и проницаемости вверх по региональному наклону служит изменение амплитуды. Видимое изменение может также свидетельствовать о выклинивании песчаников на крыле структуры, если распространение песчаников по площади неизвестно.
Соотношение между эффективной мощностью газонасыщенного песчаника и амплитудой сейсмической волны показано в верхней части рисунка. После выполнения миграционного преобразования отражений результаты определений мощности на основе амплитуд должны совпадать с истинными значениями мощности. Если такой сейсмический профиль является одним из многих, на которых установлена газоносная часть песчаника, то при калибровке амплитуд для каждого профиля можно получить значения эффективной мощности, построить по ним изолинии и затем нанести их на основную карту. Далее приступают к расчетам объемных параметров пластаколлектора. Геологи уже давно знакомы с таким типом ловушек или аналогичными ситуациями, когда песчаники выклиниваются либо замещаются непроницаемой толщей вверх по восстанию. Задача заключается в том, чтобы установить возможное литологическое замещение и указать местоположение того участка, где оно происходит. Таким образом, стратиграфическое моделирование представляет собой метод, позволяющий подтвердить либо дать отрицательное заключение о наличии ловушек такого типа и снизить тем самым затраты на бурение. Кроме того, оно дает возможность не пропустить благоприятные объекты даже в том случае, когда скважина, пробуренная в своде структуры, оказалась непродуктивной. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ЛИТОЛОГОСТРАТИГРАФИЧЕСКОЙ ЛОВУШКИ Общие положения Ниже рассмотрен пример практической реализации стратиграфического моделирования и интерпретации при поисках и подсчете запасов газа, содержащегося в линзах песчаника. Все рассмотренные выше положения и методические основы были использованы для оценки запасов в таких песчаных линзах, имеющихся в разрезе шельфовой зоны Мексиканского залива в районе шт. Луизиана. В распоряжение авторов была предоставлена информация только по песчаникам плейстоцена. На исследованной территории пробурено две скважины: первая бы-
РИС. 23. Структурная карта по кровле алевритистых глин. ла заложена в своде структуры (рис. 23), вторая - на опущенном южном крыле конседиментационного сброса. Скважина № 1 на абсолютной отметке —1457 м вскрыла толщу алевритистых глин мощностью 30 м. Скважина № 2 на глубине 1631 м вскрыла зону алевритов, а на отметке —1646 м — газоносный песчаник мощностью 3 м. В распоряжении интерпретаторов имелись стандартные сейсмические разрезы с АРУ по меридиональным профилям N-1 и N-2 и по широтным профилям Е-1, Е-2, а также старые материалы по району бурения скважины № 1, не относящиеся к данной проблеме. С целью установить местоположение, размеры и суммарную мощность, а также потенциал газоносности крупных песчаных линз были привлечены материалы по профилям N и Е, на которых определили форму исходного сейсмического сигнала, а затем в процессе обработки откорректировали запись. Одновременно с этим был отработан профиль SE-J для увязки данных по двум скважинам и для сопоставления сейсмической информации с геологической по скважине № 2. На профи-
лях N-2, Е-2 и Е-3 четко выделяются амплитудные аномалии, свидетельствуя тем самым о возможности единой аномальной литолого-страти-графической толщи, которая пересечена сбросом. Наибольшая по размерам и по интенсивности часть аномалии приурочена к приподнятому крылу сброса, не освещенному бурением. Наличие аномалии по таким образом обработанным данным вполне реально; по первичным же сейсмическим данным она не выделялась. По графикам относительной амплитуды можно было бы говорить о наличии аномалии, но неизвестной оставалась форма импульса, а следовательно, нельзя было с уверенностью судить о наличии газа либо о параметрах, необходимых для подсчета его запасов. Методика интерпретации Вся информация, необходимая для интерпретации, представлена по каждому сейсмическому профилю на рис. 24—29. На рис. 31 карта эффективной мощности продуктивной зоны наложена на структурную карту по кровле этого пласта; обе карты составлены на основе интерпретации указанных выше данных. На каждом из рис. 24 — 29 приведены: 1) геологическая модель исследуемого пласта в разрезе; 2) участок сейсмического разреза с истинными амплитудами после коррекции по истинной форме исходного сигнала; 3) ось синфазности в укрупненном масштабе, по которой были автоматически определены значения полупериода АГ и относительные амплитуды; 4) полученные графики полупериода и амплитуд. Для целей такой интерпретации пришлось привлечь информацию по шести сейсмическим профилям (рис. 23): двум меридиональным, трем широтным и одному диагональному, ориентированному с юго-востока на северо-запад. Интерпретация проводилась по каждому профилю, и полученные результаты фиксировались в виде графиков амплитуд и ДГ На профилях N-1 и Е-1 аномальных амплитуд не отмечалось, что интерпретировалось как отсутствие газоносного песчаника. На остальных профилях наблюдались высокие амплитуды, которые использовали для вычисления мощности песчаника. Для демонстрационных целей в дальнейшем был отработан профиль SE-1 (рис. 29), который в какой-то мере подтверждает логическую последовательность интерпретации. В результате бурения скважины № 2 установлено наличие газоносного песчаника мощностью 3 м. Данные по скважине использованы для калибровки амплитудных графиков. Было. определено положение приподнятого и опущенного крыла сброса и вручную проведено сглаживание кривых амплитуд и АГ Калибровочный график был построен для исходного сигнала, использованного при обработке для коррекции формы записи, с тем чтобы установить поведение полупериода и амплитуды волны в зависимости от мощности пласта (в. миллисекундах). Соответствующие кривые показаны на рис. 30; по вертикальной оси отложена истинная мощность в единицах двойного времени пробега волны (в мс) в песчаном теле с низкой акустической жесткостью, залегающем в толще глин с
высоким значением акустической жесткости. На горизонтальной оси даны две шкалы. Одна шкала (в мс) показывает двойное время пробега волны между смежными максимумом и минимумом на трассе для нуль-фазового полосового импульса (8—32 Гц), отраженного от указанного пласта переменной мощности. Если бы полоса частот импульса была величиной бесконечной, то величина полупериода изменялась бы по прямой, идущей на графике под углом 45°. Но поскольку полоса частот данного импульса не беспредельна, то полупериод импульса при изменяющейся мощности слоя описывается сложной кривой AT Замеренные значения АГ становятся независимыми от мощности слоя на временах ниже 0,018 с. Другая шкала — относительной амплитуды данного импульса — также помещена на горизонтальную ось для соответствующих значений истинной мощности на вертикальной оси. При истинной «мощности» слоя выше 0,040 с амплитуда почти постоянна и затем возрастает до максимума при мощности порядка 0,018 с, т. е. до того значения полупериода, ниже которого кажущаяся мощность пласта во времени становится неизменной. При меньших значениях мощности кривая приблизительно отражает линейное затухание амплитуды отражения по мере того, как истинная мощность слоя стремится к нулю. В результате изучения данных по профилю SE-1 после сглаживания установлены две опорные точки, одна из которых находится у пункта взрыва 40, а вторая вблизи пункта взрыва 50. На графике (внизу на рис. 29) величина А Г между этими двумя точками возрастает, что свидетельствует о возможности изучения мощности пласта по изменению времени. Отметим, что ЛГ в этой области меньше величины ЛГ для пласта алевритистых глин по обе стороны от области высоких амплитуд. Это связано с тем, что интенсивная отраженная волна поступает непосредственно от газоносного песчаника. Инверсия фазы также обусловлена резким изменением формы волны от слабых отрицательных отраженных волн на флангах к интенсивной волне от кровли газоносного песчаника. Проведено измерение значений АГ в интервале между пунктами взрыва 40 и 50, как показано на рис. 29. Скорость в газоносном песчанике, полученная по данным акустического каротажа, проведенного в скважине № 2, оказалась равной 1646 м/с. Умножив ее на резонансную мощность 0,020 с, получаем мощность 16,5 м. Эти два значения (3 и 16,5 м) были взяты за основу при построении линейной шкалы амплитуд. Мощность рассчитывалась путем умножения значений Л Т/2 на ско-
Временной разрез после коррекции