Влияние низкочастотной составляющей 6–12 гц данных сейсморазведки 3d на геологические результаты детерминистической акустической инверсии в условиях восточной сибири

27.09.2018
Источник: Журнал «PROнефть»
Impact of low-frequency component 6-12 hz of 3d seismic data on geological results of deterministic acoustic inversion. eastern siberia case study

УДК 550.834.5

И.И. Кубышта, Ю.В. Павловский, А.С. Сорокин
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: kubyshta.ii@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: данные широкополосной сейсморазведки 3D, низкочастотная модель, акустическая инверсия, прогноз пористости, Восточная Сибирь

I.I. Kubyshta, Yu.V. Pavlovskiy, A.S. Sorokin
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Тhe results of acoustic inversion as a tool for porosity forecasts of the target Early Vendian reservoir are considered in the article, depending on the presence of low-frequency energy 6-12 Hz in 3D land seismic data. The comparison of geological interpretation options of the obtained forecast maps is shown, the quantitative estimation of the forecast accuracy is given.

Keywords: wideband 3D seismic, low-frequency model, acoustic inversion, porosity forecast, Eastern Siberia

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-3-28-35

Введение

Современные алгоритмы динамической интерпретации, направленные на количественный прогноз свойств резервуара, предъявляют высокие требования не только к качеству сейсмических данных, но и к их «количеству», в частности, к представительности и информативности частотного состава.

Традиционная для сейсморазведки задача расширения спектра в область высоких частот теряет свою главную роль, уступая требованиям обработки с восстановлением истинного соотношения амплитуд (ВСА-обработка) и сохранением низкочастотной компоненты (до 1214 Гц). Особое внимание к низкочастотной энергии не случайно и продиктовано в первую очередь детерминистическими технологиями инверсионных преобразований, которые для восстановления абсолютных значений упругих свойств вынужденно «требуют» добавления трендовой (низкочастотной) составляющей. Обычно источником этой информации служат скважинные данные акустического (АК), акустического широкополосного (АКШ), гаммагамма плотностного (ГГК-п) каротажей, распространяемые в пределах изучаемой площади на основе стратиграфического каркаса по какому-либо закону (экстраполяцией, интерполяцией, с внешним трендом или без него).

Необходимость такого подхода обусловлена отсутствием в сейсмических данных низкочастотной информации, либо не зарегистрированной в ходе выполнения полевых работ, либо не сохраненной в процессе обработки.

Определить «ценность» этой энергии для конкретного проекта априори сложно, так как применение опережающего моделирования возможно только вблизи уже пробуренных скважин, в то время как наибольшая информативность низкочастотной энергии заключается в латеральных изменениях и не может быть объективно оценена на значительном расстоянии от пробуренной скважины. В работе представлен пример оценки вклада («ценности») низкочастотной энергии данных сейсморазведки посредством оценки точности количественного прогноза пористости по результатам инверсионных преобразований.

Основой послужили данные, зарегистрированные сейсмоприемниками-акселерометрами на одном из месторождений Восточной Сибири [1] и специально обработанные с сохранением низкочастотной компоненты [2]. Особое внимание уделено низкочастотной компоненте 6-12 Гц сейсмических данных и степени ее влияния на геологические результаты интерпретации. Под «геологическим результатом интерпретации» в данном случае понимается точность прогноза общей пористости.

Для решения этой задачи использована акустическая детерминистическая инверсия, позволяющая вычленить низкочастотную компоненту и получить результат, подходящий для количественной интерпретации.

Для тестов акустической инверсии использован финальный обработанный суммарный куб после временной миграции до суммирования и постмиграционной обработки, условно названный «Сейсмика 6 Гц». «Традиционный» куб данных получен путем фильтрации исходного куба «Сейсмика 6 Гц» фильтром высоких частот 12 Гц, условно назван «Сейсмика 12 Гц».

Объект исследования

Изучаемое месторождение расположено на территории Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Разрез осадочного чехла слагают высококонтрастные по своим упругим свойствам породы: карбонаты, ангидриты, соли, терригенные разности. При относительно неглубоком залегании кристаллического фундамента (абсолютная глубина кровли не превышает 1800 м, к ней приурочен отражающий горизонт (ОГ) Ф) во временном масштабе мощность осадочной толщи составляет не более 600-700 мс (рис. 1).

Рис. 1. Временной сейсмический разрез по линии А-А`, характеризующий строение площади (интервалы коллекторов выделены по данным геофизических исследований скважин (ГИС)) 

В основании осадочного чехла залегают относительно низкоскоростные терригенные отложения ранневендского возраста общей толщиной не более 60 м, с которыми связан основной перспективный на обнаружение залежей углеводородов резервуар. Для территории характерен северо-западный тренд уменьшения общей толщины венда: от 56,1 м в скв. Well-3 до 46,7 м в скв. Well-1.

Изменение общей толщины ранневендских отложений по данным ГИС в пределах изучаемой площади не превышает 10 м (не более 3 мс во временном масштабе), в то время как мощность временных толщин ранневендских отложений по данным сейcморазведки 3D изменяется от 6 мс на выступах фундамента до 45-50 мс в юго-восточной части. Увеличение общей толщины ранневендских отложений не коррелирует с увеличением эффективной толщины пластов (табл. 1). Обработанные сейсмические данные 3D характеризуются широким частотным диапазоном – от 5-6 до 75-80 Гц.

В сейсмогеологических условиях площади на уровне целевых пластов длина сейсмической волны l составляет приблизительно 70-80 м. Вертикальная разрешенность сейсморазведки, оцениваемая как ¼ l, не превышает 17-18 м.

Невыдержанные целевые пласты В10 и В13 разделены глинистой перемычкой толщиной от 2,5 м (скв. Well-1) до 25 м (скв. Well-3), их границы не формируют самостоятельных отраженных волн (см. рис. 1).

Поэтому для объективной количественной оценки результатов инверсии, особенно по проверочным скважинам, интервал терригенного венда рассмотрен без разделения на пласты. 

Методологические подходы акустической инверсии

Акустическую детерминистическую инверсию приближенно можно сравнить с «конструктором» из трех составляющих: сейсмических данных, априорной (фоновой) модели упругого свойства и импульса. При сравнительных расчетах для определения вклада одной составляющей важно зафиксировать две оставшиеся. В данном случае изучаемой является низкочастотная модель, поэтому данные сейсморазведки и импульс должны оставаться неизменными. Фоновые модели можно построить различными способами, но возьмем наиболее часто используемый: распространение значений акустического импеданса по данным скважин на основе стратиграфического каркаса, определяемого корреляцией ОГ. В пределах рассматриваемой площади пробурены пять скважин.



По данным проведенного в них каротажа построено 11 вариантов низкочастотной модели акустического импеданса (АИ), которые можно группировать по принципу построения:
I группа – использованы данные всех скважин (модель № 1),
II группа – данные только одной скважины (модели № 2–6),
III группа – данные четырех из пяти скважин (модели № 7– 11).

Для моделей № 1, 7–11 применен алгоритм интерполяции – inverse distance weighted.

В моделях № 7–11 исключенная скважина является проверочной, при этом латеральные изменения свойств среды задаются данными четырех скважин.

Модели № 2–6 построены экстраполяцией скважинных значений АИ и для них проверочными служат все скважины, не участвовавшие в построении. В таком случае низкочастотные модели № 2–6 не содержат априорной информации о латеральных изменениях упругих свойств. Выполнение серии тестов акустической инверсии на низкочастотных моделях, построенных с проверочными скважинами или без них, позволяет независимо оценить вклад низкочастотной сейсмической энергии 6–12 Гц и ее влияние на точность прогноза пористости.

По данным скважин в целевом ранневендском интервале разреза значения АИ изменяются в пределах 20 %.

Влияние включения/исключения скважин при построении априорной трендовой модели будет тем более значительным, чем больше толщина ранневендских отложений. Для оценки возможного разброса значений АИ выполнено построение «синтетического» разреза по данным скв. Well-5 вдоль произвольной линии, проходящей через области уменьшения временны ´х толщин до 6 мс (выступы фундамента на западе) и области максимальных временных толщин до 50 мс на юго-востоке площади. АИ ранневендских отложений на 30 % меньше значений перекрывающих (карбонатных раннекембрийских) и подстилающих (кристаллического фундамента) пород. Синтетический разрез показывает, что низкочастотная модель 12 Гц в отличие от модели 6 Гц передает контрастный слой и оказывается в большей степени зависимой от способа построения.

Контраст акустических свойств терригенного венда нивелируется в частотном диапазоне до 6-8 Гц, и низкочастотная компонента несет информацию об усредненных свойствах среды – так называемые «абсолютныезначения», которые практически не зависят от способа построения априорной модели АИ.

Низкочастотная модель 6 Гц по сравнению со скважинной кривой завышает значения АИ в интервале терригенного венда в среднем на 35 %, модель 12 Гц – в среднем на 25 %. Обратные закономерности можно отметить для высокоимпедансных слоев – карбонатный интервал и кристаллический фундамент, в которых низкочастотные модели занижают значения АИ, особенно вблизи границ контрастных слоев. Необходимо уделить внимание и третьей составляющей инверсии – сейсмическому сигналу. Известно, что оценка детерминистического импульса должна выполняться во временном интервале, в 3–4 раза превышающем длину извлекаемого импульса. Это условие можно выполнить только для сейсмических данных 12 Гц.

Временна´я толщина отложений осадочного чехла, охарактеризованных записями каротажа, не превышает 400450 мс. Для работы с сейсмическими данными 12 Гц минимально достаточная длительность сигнала составляет 100–120 мс. Для работы с сейсмоданными 6 Гц длительность сигнала должна быть не менее 160–180 мс. Очевидно, что при этом не удается соблюсти формальное требование о минимально достаточном окне извлечения детерминистического сигнала. В то же время разрез осадочного чехла, особенно в подсолевом интервале разреза, характеризуется выдержанностью как по площади, так и по разрезу, что создает предпосылки для детерминистического определения сигнала из сейсмических данных 6 Гц. Для сейсмических данных 12 Гц длина импульса определена равной 100 мс, 6 Гц – 200 мс.

Качество привязки скважин к обоим наборам сейсмических данных 6 и 12 Гц достаточно высокое, соответствие синтетических и реальных трасс систематически выше для сейсмических данных 6 Гц (в среднем на 3–5 %). Отмечено, что у импульсов, извлеченных из сейсмических данных 6 Гц, фазовый спектр стабилен, начиная с 4–5 Гц. Изменение хотя бы одного из технических параметров инверсии может повлиять на ее результат, поэтому параметры были приняты одинаковыми для тестов инверсии с сейсмическими данными 6 и 12 Гц, за исключением частоты объединения, отвечающей за граничную частоту, до которой используется низкочастотная модель АИ. В ходе исследования были рассчитаны 22 варианта инверсии: по 11 для сейсмических данных 6 Гц и сейсмических данных 12 Гц. Каждый вариант отличается использованной моделью (№ 1–11).

Качество инверсии оценено стандартными способами. Восстановление сейсмических данных 6 Гц систематически выше, чем данных 12 Гц: атрибут «коэффициент корреляции реальных и восстановленных трасс» отличается в среднем на 2 %, атрибут «восстановленное отношение сигнал-шум» – на 5 дБ. При сопоставлении зарегистрированных кривых АИ со скважинными кривыми отмечено, что результаты инверсии 6 Гц имеют бóльшую сходимость со скважинной кривой, чем результаты инверсии 12 Гц – в среднем на 5 %. В интервале терригенного венда результаты инверсии 6 Гц больше соответствуют скважинной кривой (в среднем на 8 %), чем результаты инверсии 12 Гц (в том числе и по проверочным скважинам).

Анализ результатов

Результатом акустической инверсии является куб абсолютных значений АИ, который был пересчитан в куб прогнозной пористости по установленной в ходе петрофизической интерпретации зависимости.

На рис. 2 показаны разрезы прогнозной пористости по произвольному профилю В-В’.

Рис. 2. Разрезы прогнозной пористости по линии В-В’, построенные по результатам инверсии сейсмических данных 6 Гц (а) и 12 Гц (б) (стрелками показаны области значимых отличий)

Схемы прогнозной пористости для вариантов инверсии 6/12 Гц с использованием модели № 1 приведены на рис. 3.

Рис. 3. Прогнозные схемы пористости, построенные по результатам инверсии сейсмических данных 6 Гц (а) и12 Гц (б) 

Из рис. 2 и 3 видно, что при использовании одной и той же низкочастотной модели наличие сейсмической энергии 6-12 Гц существенно отражается на результатах прогноза.

Схемы прогнозной пористости – результат инверсии 6 Гц - обладают большей латеральной дифференциацией: уверенно выделяются бесперспективные области грабенов, локальных выступов фундамента, зон основных тектонических нарушений (см. рис. 3, а). Тектонический блок, включающий скв. Well-1 и Well-2, по результатам инверсии сейсмических данных 6 Гц имеет меньшую перспективность, чем по результатам инверсии сейсмических данных 12 Гц. Прогнозная схема пористости на рис. 3, б не обладает такой дифференциацией, значение пористости в восточной части площади изменяется в среднем от 10 до 12 % и не позволяет районировать территорию. Сравнение разрезов и прогнозных схем позволяет дать оценку только на качественном уровне, и чаще всего она является субъективной. Более значимы количественные оценки, позволяющие увидеть и сравнить цифры.

Для этого по прогнозным схемам пористости, полученным по результатам инверсии сейсмических данных 6 и 12 Гц с использованием моделей № 1–11, в точках скважин определены значения и сведены в табл. 2. Получен представительный набор значений, позволяющий независимо оценить точность прогноза по проверочным скважинам, соответствующее им значение в табл. 2 выделено синим цветам. Для оценки точности инверсии большее значение имеет абсолютная погрешность прогноза относительно скважинного значения (табл. 3).




Из анализа табл. 3 можно сделать следующие выводы:
– большинство проверочных скважин для одинаковых низкочастотных моделей по результатам инверсии сейсмических данных 6 Гц показывают меньшую погрешность, чем по результатам инверсии сейсмических данных 12 Гц;
– инверсия сейсмических данных 6 Гц при использовании моделей, построенных с использованием большей априорной информации (способом интерполяции), дает более точный прогноз, чем инверсия сейсмических данных 12 Гц;
– существенное влияние на точность прогноза оказывают особенности геологического строения (фронт надвига в надсолевом комплексе – район скв. Well-3) и геофизические параметры (искажение в зоне неполной кратности – район скв. Well-1).

Обсуждение результатов

При сравнении результатов инверсий возникает вопрос, связана ли погрешность прогноза пористости с завышением низкочастотной моделью значений АИ в целевом слое венд. Для ответа на этот вопрос необходимо рассмотреть количественные связи погрешности акустического импеданса в низкочастотноймодели (значения по проверочным скважинам приведены в табл. 4) и значения ошибок прогноза пористости (см. табл. 3).



Анализ представленного массива данных раздельно по скважинам позволяет выявить следующие закономерности:
✓ величина достоверности линейной связи (коэффициент детерминации) погрешность значений акустического импеданса в низкочастотной модели – ошибка прогноза пористости – некондиционна для скв. Well-1, находящейся в зоне искажения сейсмических данных (неполнократная зона), и скв. Well-3, находящейся во фронтальной части надвига надсолевого комплекса, который приводит к искажению сейсмоданных вследствие локальной потери высокочастотной компоненты (отсутствует информация на частотах более 40Гц);
✓ для скважин, расположенных в неосложненных частях площади (Well-2, Well-4, Well-5), характерно уменьшение коэффициента корреляции линейной связи погрешность значений акустического импеданса в низкочастотной модели – погрешность прогноза пористости – от 7 % (скв. Well-2, Well-5) до 17 % (скв. Well-4) для результатов инверсии сейсмических данных 6 Гц в сравнении с аналогичными 12 Гц;
✓ не выявлена однозначная закономерность влияния общей и/или эффективной толщины проницаемых прослоев на линейную связь погрешность значений акустического импеданса в низкочастотной модели – погрешность прогноза пористости. Можно предположить, что акустическая модель целевого резервуара – это совокупность влияния трех факторов: контрастных перекрывающей (ОГ М2) и подстилающей (ОГ Ф) границ, общей толщины ранневендских отложений и упругих характеристик целевых пластов В10 и В13.

Низкочастотная энергия 6–12 Гц содержит информацию о «трендовых», слабо меняющихся закономерностях распространения упругих свойств. Для оценки именно влияния низкочастотной компоненты следует рассмотреть линейные связи погрешность прогноза пористости – погрешность значений акустического импеданса для моделей № 2–6, построенных способом экстраполяции значений акустического импеданса по одной скважине. Коэффициент корреляции линейной связи погрешность значений акустического импеданса – погрешность прогноза пористости для сейсмических данных 12 Гц составляет 0,91, для сейсмических данных 6 Гц – 0,14, что свидетельствует о незаменимости низкочастотной компоненты 6–12 Гц.

Заключение

В статье представлены результаты узконаправленного исследования оценки вклада («ценности») низкочастотной энергии 612 Гц сейсмических данных 3D посредством анализа точности количественного прогноза ФЕС (пористости) по результатам серии расчетов акустической детерминистической инверсии с различными фоновыми моделями. Установлено, что наличие низкочастотной энергии (<10–12 Гц) в сейсмических данных положительно отражается на информативности прогнозных материалов при геологической интерпретации.

Количественная оценка этого эффекта составляет до 8,7 % при прогнозе пористости. Много это или мало – вопрос спорный, на количественном уровне, скорее, мало, но при качественном анализе латерального распространения коллекторов установлены значимые различия. При тектоническом строении месторождения возможны существенные изменения в перспективности неопоискованных изолированных блоков. Граничное значение пористости для выделения коллекторов в вендских отложениях составляет 6 %. Точность прогноза пористости по сейсмическим данным зависит от наличия или отсутствия низкочастотной энергии, что в итоге может привести к появлению несуществующих коллекторов на прогнозных картах.

Полученные оценки предопределены сейсмогеологическими условиями площади: маломощные не контрастные по своим упругим характеристикам прослои коллекторов заключены между жесткими, акустически контрастными границами, и даже при наличии сейсмической энергии на частотах до 80 Гц не формируют самостоятельных отражений. В такой ситуации крайне сложно рассмотреть влияние какого-то одного фактора и установить его связь с сейсмической низкочастотной энергией.

В сейсмогеологических условиях Восточной Сибири количественный прогноз свойств резервуара существенно затруднен вследствие влияния совокупности осложняющих факторов (маломощные коллекторы с низкими ФЕС, геологические особенности верхней части разреза, сложное тектоническое строение, трапповый магматизм и др.).

Опыт работы прошлых лет показал, что в более благоприятных сейсмогеологических условиях низкочастотная энергия на суммарных обработанных данных присутствует в материалах сейсморазведочных работ 3D, выполненных без проведения специальных полевых работ. Низкочастотная энергия в таком случае – результат обработки. На качественном уровне установлено, что низкочастотная сейсмическая энергия 6–12 Гц фокусирует образы геологических объектов на картах различных атрибутов, облегчая их интерпретацию. Исключение низкочастотной энергии приводит к снижению информативности сейсмического разреза (его «полосатости» и большей зашумленности), ограничивает возможности и искажает результаты динамической интерпретации.

Авторы выражают благодарность всем коллегам, принимавшим участие в работе над проектом.

Список литературы

1. Результаты опробования высокопроизводительных методик сейсморазведки в условиях Восточной Сибири / Г.В. Волков, А.И. Андронов, А.С. Соро- кин, Д.А. Литвиченко // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 33-37.
2. Специальная обработка данных, зарегистрированных по технологии UniQ с целью повышения энергии низких частот / А.С. Сорокин, Ю.В. Павлов- ский, А.Е. Харитонов [и др.] // Тезисы докладов «ГеоСочи-2017» ООО «ГеоЕвразия». – С. 160.

Reference

1. Volkov G.V., Andronov A.I., Sorokin A.S., Litvichenko D.A., Perform a pilot studying results for the testing of high-productivity techniques in Eastern Siberia
(In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, no. 12, pp. 33-37
2. Sorokin A.S., Pavlovskiy Yu.V, Kharitonov A.E., Romanenko M.Yu., Glebov A.A., Spetsial'naya obrabotka dannykh, zaregistrirovannykh po tekhnologii UniQ s tsel'yu povysheniya energii nizkikh chastot (Special processing of data registered with UniQ technology to increase the energy of low frequencies), Proceed- ings of “GeoEvraziya - GeoSochi-2017”, Sochi, 2017, p. 160.

Авторы статьи:  И.И. Кубышта, Ю.В. Павловский, А.С. Сорокин
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку