Tecnología de predicción de yacimientos
(1) Tecnología de procesamiento de datos sísmicos tridimensionales para yacimientos intercalados delgados de permeabilidad ultrabaja
Se recopilaron y procesado. La relación señal-ruido y la resolución de la capa de petróleo de Fuyang estudiada en este estudio son relativamente bajas y no pueden satisfacer las necesidades de las pruebas de campo. Por lo tanto, se seleccionaron 100 km2 de datos originales para la migración en el tiempo previo al apilamiento para mejorar el efecto de predicción de estructuras y yacimientos. La velocidad de muestreo de procesamiento es de 2 ms, la duración del procesamiento es de 6 s, el almacén original es de 25 mx 50 m y el almacén de reprocesamiento es de 25 mx 25 m.
En vista de las características de los datos sísmicos originales en esta área, como muchas ondas superficiales, muchas interferencias de 50 Hz y atípicas, capas intermedias delgadas, muchas fallas y la compleja estructura de la capa de petróleo de Fuyang, además de los convencionales compensación de difusión geométrica, procesamiento y compensación de amplitud consistente en la superficie, supresión de amplitud anormal (valor atípico) consistente en la superficie, deconvolución consistente en la superficie, corrección estática residual automática consistente en la superficie, superposición DMO tridimensional, deconvolución de fase cero y separación sucesiva de registros sísmicos para mejora la resolución y adopta tecnología de procesamiento que preserva la amplitud y aumenta la frecuencia, y también adopta dos nuevos métodos de procesamiento: eliminación de ruido por división de frecuencia previa a la pila y análisis de velocidad de alta frecuencia, que mejora efectivamente la relación señal-ruido y la resolución de. datos sísmicos.
1. Nuevo método de procesamiento de datos sísmicos
(1) El procesamiento de eliminación de ruido por división de frecuencia previo a la pila puede suprimir eficazmente el ruido y mejorar la fidelidad de los datos.
De acuerdo con los patrones de distribución y las áreas de señales y ruido en diferentes bandas de frecuencia, la tecnología de división de frecuencia se utiliza para suprimir el ruido, lo que puede proteger eficazmente las señales débiles de alta frecuencia y la información de baja frecuencia y suprimir amplitudes anormales. y mejorar la fidelidad de eliminación de ruido. La interferencia lineal en esta área ocurre principalmente en la banda de baja frecuencia por debajo de 16 Hz; el ruido anormal en las capas media y profunda se distribuye principalmente en el canal casi desplazado de 15 ~ 40 Hz, en forma de franjas estrechas, y es muy grande. diferente de la señal reflejada en la misma banda de frecuencia. El ruido anormal también se distribuye en la banda de frecuencia superior a 40 Hz, pero la energía es más débil. La tecnología de procesamiento de división de frecuencia se utiliza para identificar interferencias lineales en la banda de baja frecuencia, detectar y suprimir con precisión la interferencia y proteger las señales de alta frecuencia para que no se vean afectadas por interferencias de baja velocidad en la banda de alta frecuencia; Banda de alta frecuencia para proteger señales en las bandas de frecuencia media y baja. Métodos específicos: en primer lugar, para registros de un solo disparo con interferencia lineal grave y amplio rango de distribución, se utiliza tecnología de detección de división de frecuencia de interferencia lineal y supresión de división de frecuencia para garantizar la alta fidelidad de los datos sísmicos; en segundo lugar, para ruido anormal irregular, se utiliza división de frecuencia; El método de detección y supresión de división de frecuencia elimina el ruido en el caso de una pequeña distorsión de la señal y mejora aún más la calidad del procesamiento de datos. En tercer lugar, la aplicación de la tecnología de supresión de interferencias de frecuencia única en el dominio del tiempo elimina eficazmente la interferencia eléctrica industrial de 50 Hz y mantiene otros componentes de frecuencia. mejorar la fidelidad de la señal; cuarto, para los registros sísmicos donde las ondas superficiales están relativamente desarrolladas, se utiliza tecnología de supresión de ondas superficiales adaptativas. Este método solo suprime las ondas superficiales y es fiel a los componentes de baja frecuencia y otra información de la señal efectiva. Tiene una gran adaptabilidad y un efecto estable.
(2) Análisis de velocidad de alta frecuencia, superponiendo componentes de alta frecuencia de energía débil para obtener estimaciones de velocidad de alta precisión.
En áreas con bloques de fallas complejos o capas delgadas intercaladas, diferentes capas reflectantes o grupos de capas reflectantes corresponden a diferentes velocidades, y los datos de alta frecuencia pueden obtener valores de velocidad más precisos. En el espectro de velocidad de la banda de baja frecuencia y en la ventajosa banda de relación señal-ruido, la precisión y resolución de la velocidad no son tan buenas como las de la banda de alta frecuencia. El análisis de velocidad de alta frecuencia puede detectar componentes débiles de alta frecuencia y superponerlos bien para obtener valores de velocidad de alta precisión y alta resolución. La precisión de la estimación de velocidad es mayor que la de los métodos de procesamiento convencionales.
Este procesamiento * * * realizó cuatro análisis de velocidad y finalmente seleccionó el análisis de velocidad DMO como la velocidad de superposición oficial.
2. Análisis del efecto del tratamiento
Durante todo el proceso de procesamiento, se diseñó un proceso de procesamiento razonable basado en las características de los datos originales y se analizaron cuidadosamente los parámetros de procesamiento de cada paso. , mejorando enormemente la calidad del perfil. En primer lugar, por el efecto general de la sección, la relación señal-ruido es alta y la resolución es moderada; en segundo lugar, las características de las ondas de reflexión sísmica de la capa de petróleo de Fuyang son sobresalientes y se pueden rastrear continuamente. claro y confiable, y la forma de la estructura de reflexión es claramente identificable (Figura 6 -2). En tercer lugar, en comparación con el perfil de resultados original, la banda de frecuencia del perfil de resultados procesado se amplía, la frecuencia principal aumenta en aproximadamente 15 Hz y la resolución; Se mejora, la información entre capas de la capa objetivo es rica y los componentes de baja frecuencia de la onda efectiva se conservan bien. Proporciona garantía para la predicción posterior del yacimiento.
Figura 6-2 Perfil de resultados del procesamiento final
(2) Método de predicción sísmica para yacimientos de capas intermedias delgadas de permeabilidad ultrabaja.
A juzgar por el estado actual de la investigación sobre la predicción de yacimientos sísmicos, existen dos formas técnicas principales de lograr la predicción de yacimientos: una es la tecnología de predicción de yacimientos laterales basada en el análisis de atributos sísmicos para realizar la distribución plana de la predicción de yacimientos. el segundo es la tecnología de inversión sísmica para lograr una predicción espacial tridimensional de los yacimientos.
En lo que respecta a la capa de petróleo de Fuyang en las afueras de Daqing, el espesor de una sola capa de arenisca en cada capa de producción es básicamente inferior a 5 m, generalmente de 1 a 2 m. Con la resolución actual de los datos sísmicos, todavía es muy difícil de interpretar directamente. un solo cuerpo de arena en un perfil sísmico. Por lo tanto, la predicción lateral del yacimiento todavía se basa en el espesor acumulado de arenisca en cada capa de petróleo.
1. Utilice el método de análisis de atributos sísmicos para la predicción lateral del yacimiento.
El análisis de atributos sísmicos es un medio importante para la predicción lateral del yacimiento. El propósito del análisis de atributos sísmicos es extraer información oculta de los datos sísmicos basados en atributos sísmicos y convertir esta información en información relacionada con la litología, propiedades físicas o parámetros del yacimiento, que sirva directamente para la interpretación geológica o la ingeniería del yacimiento y pueda predecir y analizar cualitativamente el Características de distribución y patrones de embalses en el plano. Consta de dos partes, a saber, optimización y predicción de atributos sísmicos. La predicción no sólo puede ser la predicción de las propiedades, litología o litofacies de los hidrocarburos, sino también la predicción de los parámetros del yacimiento. Los valores de los atributos sísmicos de todo el intervalo objetivo generalmente se utilizan para la predicción lateral del yacimiento, como la frecuencia principal, la amplitud máxima, etc. Dado que este atributo sísmico representa la integridad del yacimiento, en la etapa de desarrollo del campo, se requiere una descripción detallada de la serie de desarrollo longitudinal, especialmente la descripción de los yacimientos de arena y lutita intercalados delgados, por lo que los resultados de este método de predicción lateral del yacimiento serán Inevitablemente habrá ciertos errores en puntos específicos del avión. Por lo tanto, el análisis de los resultados de la predicción lateral del yacimiento debe centrarse en la regularidad y tendencia de la integridad lateral del yacimiento dentro de un cierto rango plano.
Bajo las condiciones técnicas y de datos actuales (bandas de frecuencia de datos limitadas, información insuficiente y fallas en el método mismo), el uso de la información sísmica debe analizarse y establecerse efectivamente en función de las condiciones de los datos y las características geológicas. del área La relación estadística entre los atributos sísmicos y las características del yacimiento puede filtrar información efectiva adecuada para la predicción del yacimiento y del petróleo y gas en el área de trabajo, obteniendo así resultados de predicción más confiables.
Las principales capas productoras en el área de prueba de Zhou 201 son las capas de petróleo Fⅰ y Fⅱ. Utilizando el software Geoframe, se extrajeron 28 parámetros de atributos sísmicos planos de las capas de petróleo Fⅰ y Fⅱ, respectivamente. El espesor acumulativo de arenisca se predice mapeando la intersección de los atributos sísmicos y el espesor acumulativo de arenisca utilizando pozos que son en su mayoría representativos de la tendencia general en el área y que se correlacionan bien con los atributos sísmicos. Al realizar la predicción del yacimiento, después de eliminar los pozos de interferencia, la correlación entre el espesor acumulado de la arenisca y los atributos sísmicos del grupo petrolero F-I aumentó de 265, 438+0,65, 438+0% a 85,4%. Se encontró que la amplitud positiva promedio y los tres atributos de ancho de banda del grupo de petróleo Fⅰ estaban altamente correlacionados con el espesor de la arenisca. Utilizando la amplitud positiva promedio y tres atributos de ancho de banda, se utilizó el método de red neuronal artificial de atributos múltiples para predecir el patrón de distribución del espesor acumulado de la arenisca en el grupo de petróleo Fⅰ. No existe correlación entre los atributos sísmicos del grupo de petróleo F ⅱ y el espesor acumulado de la arenisca, pero el análisis está relacionado con la arenisca no desarrollada en general del grupo de petróleo F ⅱ.
2. Utilizar el método de inversión sísmica para predecir las características de distribución longitudinal de los cuerpos de arena en la capa de fuerza principal.
Es difícil que los datos sísmicos formen buenas características de respuesta para yacimientos intercalados delgados. Es necesario mejorar la resolución vertical mediante pozos conjuntos e inversión sísmica para lograr el propósito de describir con precisión las capas pequeñas. Para describir mejor las características de distribución de los cuerpos de arena en el área del pozo Zhou 201, se utilizó el software Jason para realizar el procesamiento de inversión. El software Jason tiene principalmente tres módulos de inversión post-stack, a saber, InverTrace, Inver-Mod y StatMod, que corresponden respectivamente a tres métodos de inversión populares: inversión de pulsos dispersos, inversión restringida de registros e inversión estocástica. Teóricamente, la resolución de inversión de los perfiles de inversión obtenidos mediante estos tres métodos de inversión aumenta secuencialmente.
Antes de la inversión, se estandarizaron los 51 pozos que participan en la inversión. Combinado con el análisis de los datos de perforación y registro en el área de estudio, el yacimiento en esta área tiene las características de alta impedancia de onda (ola baja) y gamma baja. El uso de curvas de registro sónico para el registro sintético y la calibración integral de capas es la base para establecer un modelo de marco geológico de yacimiento de inversión. Sobre la base de experimentos unitarios, se determinó el proceso de inversión de los tres módulos de inversión de pulso disperso, inversión de características sísmicas e inversión aleatoria, logrando una descripción precisa de la capa objetivo principal.
(1) Inversión de pulso disperso restringida
La inversión de pulso disperso restringida es un método de inversión basado en el algoritmo de inversión de pulso restringido de tendencia rápida. Este método se puede utilizar en áreas con pocos o muchos pozos, pero solo puede realizar inversión de impedancia de onda. En la inversión del yacimiento en esta área, a partir del perfil de impedancia de las olas, las secciones de desarrollo de yacimientos relativamente grandes tienen una respuesta de impedancia de las olas obvia, pero no se pueden distinguir los yacimientos delgados. Esto se debe a que el método de inversión se basa principalmente en datos sísmicos, y las curvas logarítmicas sónicas y de densidad solo limitan la dirección de la impedancia de las olas y el rango de impedancia de las olas, por lo que la resolución del perfil de impedancia de las olas depende de la resolución de los datos sísmicos. Los resultados se utilizan principalmente para determinar la distribución aproximada del yacimiento y, sobre esta base, refinar aún más la interpretación de las capas, mejorar la precisión de la calibración de los registros sintéticos y proporcionar modelos y síntesis más refinados para la inversión de características sísmicas y la inversión estocástica posteriores. Registros de terremotos.
(2) Inversión de características sísmicas
La tecnología de inversión de características sísmicas es una tecnología de inversión de parámetros de registro basada en modelos bajo las limitaciones de los datos sísmicos. La idea central es que varios datos sobre trazas sísmicas están relacionados entre sí, y cualquier dato en la misma capa del modelo se puede obtener ponderando los datos de otras trazas. Por lo tanto, los resultados de la interpretación de los datos sísmicos se combinan con los datos de registro de pozos para generar un modelo geológico inicial refinado, aprovechando al máximo la información de geología, los datos de registro de pozos y los datos sísmicos.
Realizar análisis de componentes principales y estimaciones de modelos sobre datos de registro de pozos y datos sísmicos, generar un volumen de datos de registros sintéticos interpolando y extrapolando los registros sintéticos cerca del pozo y optimizarlo a través de ciertas restricciones, de modo que el modelo inicial sea consistente con los datos sísmicos. Mejor partido. Cuando el error entre el volumen de datos del registro sintético y el volumen de datos sísmicos reales cumple con los requisitos de precisión, se obtiene la distribución espacial del peso y se forma un volumen de coeficiente de peso. Aplique el coeficiente de peso a otros tipos de curvas de registro de pozo para obtener el cuerpo de datos de atributos de la curva de registro de pozo, como impedancia de onda, velocidad de capa, resistividad, porosidad, etc.
Este método es adecuado para áreas con un alto grado de exploración y desarrollo y requiere un número determinado de pozos para asegurar la calidad de los resultados de la inversión. Mediante este método se obtuvieron en esta zona una serie de volúmenes de datos de atributos como la impedancia de onda y la resistividad. Desde el perfil, la resolución es mayor que la obtenida mediante inversión de pulsos escasos.
(3) Simulación estocástica e inversión estocástica
Los métodos de simulación estocástica e inversión estocástica utilizan geoestadísticas para simular estocásticamente yacimientos heterogéneos. Esta tecnología también se utiliza en áreas con un alto grado de exploración y desarrollo y una comprensión clara de las características de desarrollo del yacimiento, para la simulación estocástica de los parámetros físicos del yacimiento (como porosidad, permeabilidad, etc.). ) y simulación de litología.
En la tecnología de inversión estocástica, en primer lugar, basándose en la inversión de pulso disperso restringida y la inversión de características sísmicas, y mediante un análisis geológico suficiente de las características de desarrollo del yacimiento y los patrones de distribución vertical y horizontal, X, el rango aproximado de Distribución del cuerpo de arena en las direcciones Y y Z. Utilice los volúmenes de datos de impedancia de onda ascendente y de impedancia de onda invertida para realizar análisis de histograma y análisis de variación, y luego realizar cálculos de simulación basados en el volumen de datos sísmicos y las ondas. Los resultados de los cálculos de simulación son los resultados de la inversión.
Los tres métodos de inversión anteriores se aplican a la inversión del bloque Zhou 201 respectivamente. Los tres métodos de inversión están entrelazados y los datos obtenidos en el paso anterior se utilizan en la siguiente inversión. En teoría, la resolución y la precisión de la predicción deberían mejorarse gradualmente, pero desde la perspectiva del efecto de inversión, la resolución obtenida mediante la inversión de pulsos escasos restringidos es menor y los resultados obtenidos mediante la inversión de características sísmicas son más confiables. Debido a la complejidad del yacimiento en esta área y al bajo nivel de comprensión de las características de desarrollo del yacimiento en esta área, los resultados de la simulación estocástica y la inversión estocástica no son ideales. Por lo tanto, los resultados de la inversión de las características sísmicas deben optimizarse como base principal para la interpretación integral del yacimiento en el siguiente paso.
3. Interpretación integral de los cuerpos de arena
Utilice los resultados de la inversión para describir de manera integral los cuerpos de arena y predecir el espesor de la arenisca en el área en función de la impedancia de las olas y la resistividad del cuerpo. Cuerpo invertido de características sísmicas y espesor efectivo. La clave para describir el cuerpo de arena es determinar su límite, y la extensión del cuerpo de arena está determinada por el tamaño de la escala de colores en el perfil de inversión. El método principal para determinar con precisión los límites de los cuerpos de arena es: primero, comparar y analizar los cuerpos de arena que contienen petróleo en el Pozo 51 en el área de estudio y, finalmente, determinar un cromatograma adecuado para describir los cuerpos de arena en toda el área de trabajo; , para un solo cuerpo de arena y la sección de la capa objetivo, cuente longitudinalmente los valores de impedancia de onda de arenisca, lutita y litología de transición, y luego, en función de esta relación, combinada con las características de reflexión de la capa de roca, determine el límite del cuerpo de arena. lateralmente. Considerando que existen ciertas diferencias en las características de composición y velocidad entre diferentes cuerpos de arena en diferentes pozos, e incluso cuerpos de arena en diferentes capas de un mismo pozo, el perfil de inversión muestra diferencias sutiles en la escala de color correspondiente a cada cuerpo de arena. Por lo tanto, es necesario combinar datos de registro de pozos y condiciones geológicas reales para finalmente completar la descripción e interpretación específicas del cuerpo de arena.
En la sección de inversión, se adopta el método de descripción con el punto del pozo como centro y extendiéndose a los alrededores. Con base en la calibración del horizonte, compare los cuerpos de arena en la sección norte-sur y la sección este-oeste del pozo para determinar el alcance aproximado del cuerpo de arena. Sobre esta base, se analizó la coincidencia de la distribución plana del cuerpo de arena con la deposición del relieve antiguo, y luego se rastreó el pozo y se realizó una interpretación manual más detallada hasta que se pudo determinar claramente el rango de distribución del cuerpo de arena y se pudo determinar la distribución plana final de la arenisca. obtenido. Sobre la base de la interpretación del cuerpo de arena, el espesor efectivo y la distribución plana del área del pozo Zhou 201 se determinaron utilizando el atributo de resistividad del cuerpo, y los pozos conocidos se utilizaron para la corrección para obtener el resultado final de predicción del espesor efectivo, que sirvió como base. base para el diseño de patrones de pozos.
(3) Método de seguimiento y predicción durante la perforación
Durante el proceso de perforación, se agregan nuevos resultados de perforación al volumen de datos de inversión en cualquier momento para el seguimiento y la predicción de la inversión, profundizando así aún más. la comprensión de Comprender el yacimiento, mejorar los resultados de predicción del yacimiento y optimizar las operaciones de ubicación de pozos.
En septiembre de 2005, los datos de 25 pozos recién perforados se cargaron en el volumen de datos de inversión y se llevó a cabo una predicción continua de los datos sísmicos bajo la condición de alta densidad de pozos, lo que redujo gradualmente la multiplicidad de eventos sísmicos. datos y se acercó La verdadera escala de los cuerpos de arena de los ríos mejora la precisión de la predicción del embalse. Mediante el análisis del desarrollo de las capas de petróleo recién perforadas, combinado con la comprensión de los atributos sísmicos y una nueva ronda de seguimiento y predicción de la inversión sísmica, se confirmó que el desarrollo del yacimiento en la parte oriental del área del pozo Zhou 201 es deficiente. En combinación con los resultados de la investigación sobre el seguimiento y la predicción de yacimientos, consideramos mejorar aún más la red de pozos de inyección y producción, y rápidamente implementamos un plan de ajuste complementario para el área de pozos Zhou 201, con 27 pozos diseñados, incluidos 3 pozos horizontales.
Durante el proceso de perforación en el área del pozo Zhou 201, bajo la guía de la teoría de “práctica, comprensión, re-práctica y re-comprensión”, se utilizaron métodos científicos como la inversión iterativa, la predicción de seguimiento, y la perforación rodante se utilizaron para perforar y desarrollar conjuntamente. Hay 51 pozos * *, incluidos 48 pozos verticales y 3 pozos horizontales (Figura 6-3), que finalmente encontraron el yacimiento en el área de prueba.
Figura 6-3 Mapa completo de ubicación de perforación del área de prueba 201 en la depresión de Sanzhao.