Начинается...

Электромагнитная разведка углеводородов: новые горизонты

Электромагнитная разведка углеводородов: новые горизонты

Н. И. МАСТЕПАНОВ – генеральный директор ООО «МИП Георазведка плюс»
А. С. НОВИКОВ – к.т.н., технический директор ООО «Сервис-групп», e-mail: novikov.as@mail.ru
В. В. СПИЧАК – д.ф.-м.н., академик РАЕН, научный консультант ООО «МИП Георазведка плюс»
Д. Ю. СЕРИКОВ – к.т.н., РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

В статье проанализированы и сравнены методы поиска углеводородов. Показаны недостатки сейсморазведки и возможность уточнения данных сейсморазведки данными электроразведки. Поиск углеводородов путем совместного проведения сейсморазведки и электроразведки может повысить результативность поиска углеводородов в различных геологических условиях до 80–90%. Рассматриваются современные возможности электромагнитных методов по поиску, разведке и мониторингу залежей углеводородов. Особое внимание уделяется картированию путей миграции углеводородных флюидов, снижению вероятности бурения пустых скважин, оценке пористости/трещиноватости пород и их нефтегазонасыщения, определению пространственных границ залежи углеводородов, а также оптимизации эксплуатационного цикла. Приводится новая концепция бурения разведочных скважин, позволяющая осуществлять пространственный прогноз коллекторских свойств пород, температуры и коэффициента нефтегазонасыщения во время бурения.

Поиск и разведка углеводородов во всем мире традиционно осуществляются с помощью различных модификаций сейсморазведки. В то же время, известно, что она неэффективна при наличии в разрезе высокоскоростных слоев, снижающих ее разрешающую способность на больших глубинах, магматических пород, надвигов в кристаллическом фундаменте, плотного известняка. Будучи чувствительной к таким макро-параметрам среды, как стратиграфия, она имеет низкое разрешение по отношению к таким микро-параметрам как тип флюида, пористость/трещиноватость и степень насыщения пор углеводородами (УВ). Кроме того, такие технические трудности, как сильно пересеченный рельеф местности, густая растительность, географическая удаленность объекта, могут сделать сейсморазведку затруднительной, дорогой или даже невозможной.

Поэтому в последние годы для поиска и разведки УВ все больше применяются несейсмические методы (в частности, им стали посвящать специальные сессии на всех крупных конференциях по УВ).

Среди них на первом месте стоят электромагнитные (ЭМ) методы (магнитотеллурическое зондирование (МТЗ), зондирование на постоянном токе, зондирование методом переходных процессов, дипольное зондирование, зондирование методом вызванной поляризации, электромагнитное зондирование с контролируемым источником и др.), прогресс которых позволяет эффективно дополнять сейсморазведку и все чаще заменять ее.

Параллельно с развитием электромагнитных методов зондирования в последние годы были созданы эффективные методы построения 3D моделей геологических объектов, а также комплексного анализа электромагнитных и других геофизических данных. Их применение для решения задач разведочной геофизики позволило в последние годы выйти на новые горизонты в поиске, разведке и эксплуатации месторождений углеводородов. Целью настоящей статьи является демонстрация современных возможностей электромагнитных методов для решения широкого спектра задач, связанных с этой тематикой.

Картирование зон миграции углеводородных флюидов

При проведении региональных разведочных работ на УВ электромагнитное зондирование земных недр позволяет:

  • делать быструю оценку больших площадей на глубину;
  • оценивать размерность структуры и направлений дальнейшего поиска;
  • добавлять детали структурной / стратиграфической интерпретации;
  • наконец, в комплексе с гравикой оценивать нефтегазоносность территорий по наличию в коре области дегазации, связанной с формированием УВ.

На рис. 1а приведен пример пространственного картирования области дегазации под «Оморинским» и «Юрубчено-Тахомским» месторождениями УВ в Восточной Сибири на основе комплексного кластерного анализа моделей удельного электрического сопротивления (УЭС), плотности и скоростей сейсмических волн, построенных по геофизическим данным. Кластеры 2–4 (отмечены синим цветом на палетке рис. 1б) характеризуются пониженной плотностью и умеренным сопротивлением, характерным для обширной области разуплотнения, а стрелки указывают возможные пути выхода углеводородных флюидов на поверхность.

Области возможного выхода УВ флюидов на поверхности коррелируют с расположением месторождений УВ и обнаруженными здесь аэрогеохимическими аномалиями. Наличие таких петрофизических аномалий в окрестности залежей УВ, очевидно, является необходимым (но, возможно, недостаточным) условием их образования и может рассматриваться как один из критериев их регионального поиска по магнитотеллурическим, сейсмическим и гравитационным данным.

В этой связи стоит упомянуть и другой подход к картированию зон миграции углеводородных флюидов, основанный на построении разреза температуры c помощью технологии электромагнитного геотермометра. Поскольку геохимические процессы, связанные с преобразованием керогена, битумоидов и глинистых минералов нефтепродуцирующих пород, отражаются в аномалиях температуры, то по результатам геотермического моделирования можно проследить историю потенциальных нефтематеринских пород со временем, выделить пути миграции углеводородных флюидов, а также нефтяное окно.

Выделение области дегазации земной коры под месторождениями углеводородов «Оморинское» и «ЮрубченоТахомское» (Восточная Сибирь)

Рис. 1. Выделение области дегазации земной коры под месторождениями углеводородов «Оморинское» и «ЮрубченоТахомское» (Восточная Сибирь): а – кластерная модель, построенная по данным МТЗ, сейсморазведки и гравики; б – соответствие номеров кластеров диапазонам геофизических параметров. Стрелки указывают пути возможной миграции углеводородных флюидов.

Снижение вероятности бурения пустых скважин

При бурении разведочных скважин только на основании данных сейсморазведки велика вероятность пустых скважин, что особенно характерно в случаях стратиграфических ловушек. В то же время, учет аномалий УЭС позволяет снизить такой риск. В этой связи стоит отметить, что, по данным China National Petroleum Corp. (на 65 скважинах), вероятность успешного бурения с использованием результатов электромагнитного зондирования составляет 73%. При этом по статистике, полученной на 86 скважинах, в случае выявления существенных аномалий УЭС вероятность обнаружения УВ примерно вдвое выше, чем в случае их умеренного характера. Более того, вероятность того, что найденные запасы УВ носят коммерческий характер, в первом случае в несколько раз выше, чем во втором.

Систематическое применение 3D электромагнитного зондирования снижает (хотя и не исключает) риски бурения пустых скважин и создает «добавочную стоимость». Рис. 2 иллюстрирует вероятность успешного бурения без предварительного электромагнитного зондирования (рис. 2а) и при выявлении с его помощью характерных аномалий УЭС, вызванных присутствием резервуаров УВ (рис. 2б). В целом, применение 3D электромагнитного зондирования с контролируемым источником позволяет существенно повысить доходы: по статистике STATOIL экономический эффект от применения ЭМЗКИ минимум в 10 раз превосходит типичные затраты на его проведение.

Вероятность (P) успешного бурения скважин в зависимости от учета результатов ЭМ зондирования

Рис. 2. Вероятность (P) успешного бурения скважин в зависимости от учета результатов ЭМ зондирования: а – вероятность успешного бурения без использования ЭМ зондирования; б – вероятность успешного бурения в случае положительного результата ЭМ зондирования. Зеленые кружки – обнаружены УВ; красные кружки – пустые скважины; серые кружки – не разбуренные скважины (всего 35 скважин)

Таким образом, на основе мирового опыта, накопленного в последние годы, можно сформулировать «правила безопасного поведения» для снижения риска неуспешного бурения на углеводороды:

  • всегда проводить не только 3D сейсморазведку, но и 3D электромагнитную разведку с контролируемым источником;
  • бурить только при наличии и сейсмических и ЭМ аномалий;
  • не бурить в отсутствие ЭМ аномалий.

Ранжирование целей бурения

Применение электромагнитных методов позволяет ранжировать цели в зависимости от степени рискованности бурения на основе совместного анализа результатов разведки, проведенной разными разновидностями ЭМ методов. Это иллюстрирует пример разведочного бурения на УВ в магматических породах в бассейне Тарым (Западный Китай). Сейсморазведка в таких случаях не эффективна и решающее значение приобретает информация, которую предоставляют электромагнитные методы. Верхний разрез УЭС (рис. 3а) получен методом зондирования становления поля в ближней зоне (ЗСБ), а нижний (рис. 3б) – методом вызванной поляризации (ВП). Соответственно, на верхнем разрезе выделяются аномалии УЭС, а на нижнем – аномалии поляризуемости.

Ранжирование целей бурения на основе совместного анализа результатов разных ЭМ методов в бассейне Тарым, Западный Китай

Рис. 3. Ранжирование целей бурения на основе совместного анализа результатов разных ЭМ методов в бассейне Тарым, Западный Китай: а – разрез УЭС; б – разрез поляризуемости (η). Скважины E32, E33, E321 – эксплуатационные; скважина E35 имеет первый приоритет бурения, а скважины E38 и E44 – второй.

Пробурено три скважины (E32, E33, E321), дающие нефть. Им соответствуют выраженные аномалии как УЭС, так и поляризуемости. Приоритеты бурения остальных скважин выбирались по совпадению аномалий УЭС и поляризуемости. Скважине E35 соответствует высокое УЭС и поляризуемость, поэтому она рассматривалась как первоочередная. Несмотря на то, что скважинам E38, E44 соответствуют высокоомные зоны, они не достигают максимума поляризуемости, и поэтому им присваивался второй рейтинг. По результатам бурения в скважине E35 была обнаружена нефть, а в скважинах E38, E44 – только ее проявления.

Нефть или вода?

На рис. 4 показаны колонки нефтенасыщенности, литологии, электрокаротажа, плотности, скоростей сейсмических волн (Vp, Vs) и акустического импеданса в скважине, пробуренной в чистом песчанике (показан желтым цветом на литологической колонке). Этот слой перекрыт слоем сланца (показан серым цветом) и в верхней части насыщен нефтью (см. нефтенасыщение в 1-ой колонке).

Пример совместного анализа каротажных данных на нефтяном месторождении

Рис. 4. Пример совместного анализа каротажных данных на нефтяном месторождении. Колонки слева направо: насыщение нефтью, литология (серый цвет – сланцы, желтый – песчаник), электрокаротаж, плотность, Vp, Vs и акустический импеданс. Красный и желтый овалы ограничивают части графиков УЭС и акустического импеданса, соответствующие глубинам расположения резервуара. Синие кривые соответствуют замещению нефти водой.

Сравнительный анализ сейсмических кривых (последние 3 колонки) и литологической колонки (вторая слева) показывает, что наибольшие изменения в них приурочены к границе между слоями сланца и песчаника.

В то же время, влияние на них смены типа флюида (нефть / вода) ничтожно: черные кривые (соответствующие заполнению резервуара нефтью) лишь незначительно отличаются от голубых (соответствующих замене нефти водой). Иначе говоря, чувствительность сейсморазведки к смене типа флюида очень низка. В то же время, кривая электрокаротажа (третья колонка слева) очень чувствительна к типу флюида (ср. области, оконтуренные красным и желтым овалами).

Таким образом, электрокаротаж предоставляет ключевую информацию для определения типа флюида.

В этой связи стоит отметить, что и УЭС, полученное по результатам электромагнитных зондирований с контролируемым источником, позволяет картировать границы фронта нефть/вода.

К сожалению, коэффициент флюидонасыщенности трудно оценивать только на основе сейсмических данных: AVO – параметры и аномалии сейсмических скоростей, которые определяются по результатам сейсморазведки, могут быть вызваны литологией или эффектом «тонкого слоя», а не флюидами. С другой стороны, электромагнитные методы разведки позволяют восстановить УЭС разреза, которое очень чувствительно как к типу флюида, так и к степени флюидонасыщенности.

На рис. 5а показаны сейсмические параметры, определенные при разной степени насыщения резервуара газом. Видно¸ что ситуации с 20% и 80% насыщением практически неразличимы. В то же время, коэффициент насыщения можно оценить по значениям УЭС. Это демонстрируют модельные кривые зависимости УЭС от коэффициента насыщения, полученные с использованием известной формулы Арчи (рис. 5б). Они оцифрованы по параметру пористости, знание (прогноз) которой делает эту связь однозначной.

Чувствительность электромагнитной и сейсморазведки к степени насыщения резервуара газом

Рис. 5. Чувствительность электромагнитной и сейсморазведки к степени насыщения резервуара газом (по данным на месторождении в Северном море): а – коэффициент насыщения в координатах «сейсмический импеданс – коэффициент Пуассона» б – модельные кривые зависимости УЭС от насыщения резервуара углеводородами в зависимости от значения коэффициента пористости.

Оценка пористости

Запасы УВ традиционно рассчитываются для содержащего их пласта с учетом пористости/трещиноватости пород и их нефтегазонасыщенности. Они, в свою очередь, оцениваются по данным скважинных измерений этих параметров и лабораторных исследований на образцах пород, а затем интерполируются / экстраполируются в межскважинном пространстве с помощью сейсмических атрибутов, выделенных по результатам корреляционного анализа.

Между тем, такой подход имеет ряд недостатков, которые могут приводить в потере точности оценок и, как следствие, к ошибкам в определении потенциала запасов. Во-первых, результаты сейсмотомографии усреднены по объему и, в целом, имеют плохое разрешение по вертикали. Во-вторых, точность оценок резко падает, если разрез имеет сложную геометрию.

Наконец, использование сейсмических атрибутов, максимально коррелирующих с немногочисленными скважинными данными по пористости, может приводить к ошибкам прогноза в других геолого-геофизических условиях вне скважин.

Альтернативный подход, не требующий априорных предположений относительно литологии среды, а также корреляции сейсмических атрибутов с пористостью, может быть основан на применении такого прокси-параметра, как УЭС. Применение предложенного нами подхода позволяет делать прогноз пористости на глубинах, превосходящих глубину скважин, по значениям удельного сопротивления электрокаротажа в самой скважине, а также по его значениям, определенным с помощью инверсии данных наземного электромагнитного зондирования в окрестности скважины.

Если, например, прогнозные глубины превышают глубину скважины в два раза, то средняя относительная ошибка прогноза составляет не более 6% (табл. 1). Аналогично, результаты площадного ЭМ зондирования, проведенного на участке, могут использоваться для 3D прогноза пористости в пространстве между скважинами.

Таблица 1. Точность экстраполяции коэффициента пористости на глубину в 7 скважинах по данным ЭМ зондирований на нефтяном поле в Сульц-су-Форе, Франция. В первой колонке приведены проценты, на которые исходные кривые пористости таким образом «углублялись».

Точность экстраполяции коэффициента пористости на глубину в 7 скважинах по данным ЭМ зондирований на нефтяном поле в Сульц-су-Форе, Франция

Определение пространственных границ залежи

Как было продемонстрировано выше, сейсмические атрибуты не чувствительны к флюидонасыщенности пласта. Поэтому экстраполяция его значения из пробуренной скважины на весь объем, занимаемый залежью, может приводить к грубым ошибкам в оценке ресурсов УВ, связанным с отсутствием точного знания ее границ, а также пространственной неоднородностью коэффициента флюидонасыщенности.

На основании 3D модели УЭС, построенной нами по результатам ЭМ зондирования в нефтяном регионе Пешельброн (Сульц-су-Форе, Франция) (см. ее двумерный разрез на рис. 6а) была построена 3D модель пористости (см. ее двумерный разрез на рис. 6б). Затем была выделена область, характеризующаяся корреляцией УЭС и пористости/трещиноватости и для нее проведена оценка коэффициента нефтенасыщения Кн.

По совокупности результатов электромагнитного зондирования, ГИС, а также результатов геотермического моделирования, были определены пространственные границы нефтяной залежи. Она расположена в области, ограниченной нефтяным окном с температурами от 55 до 65°С, имеет УЭС от 30 до 100 Ом.м и пористость от 10 до 16%. Сопоставление локализации забоя пробуренной ранее и неэксплуатируемой в настоящее время скважины RMW1 (см. ее расположение на рис. 6а) с распределением коэффициента нефтенасыщения в горизонтальной плоскости на той же глубине (см. рис. 6в) показывает, что ее горизонтальные координаты были выбраны не самым оптимальным образом, так как нефтенасыщение у забоя составляет всего 10–20%. В то же время, как это видно из рисунка, при выборе точки бурения в соответствии с предложенной методикой оно могло бы составить 60–70%.

Определение пространственных границ нефтяной залежи

Рис. 6. Определение пространственных границ нефтяной залежи: а – разрез УЭС, построенный по данным магнитотеллурического зондирования на нефтяном поле Пешельброн (Сульц-су-Форе, Франция) [32] (треугольники – пункты МТЗ, RMW1 – эксплуатационная скважина); б – разрез коэффициента открытой пористости/трещиноватости (φ); в – горизонтальная проекция модели коэффициента нефтенасыщения (Kн) на глубине 700 к. Штриховые линии на разрезах а и б соответствуют глубине забоя скважины, а на нижнем – расположению разрезов а и б в вертикальной плоскости. Звездочкой отмечено расположение забоя скважины на глубине 700 м.

Оптимизация производственного цикла

Возможность дифференцировать типы флюидов и оценивать степень нефтенасыщения на основе измерений электромагнитного поля позволяет оптимизировать производственный цикл, осуществляя дистанционный мониторинг состояния резервуара УВ во время эксплуатации месторождения. На рис. 7 показан пример 4D ЭМ мониторинга состояния резервуара нефти на северо-западе Китая. С этой целью ЭМ поле, которое создавалось электрическим диполем, измерялось на поверхности с интервалом в 4 месяца. На карте разностей кажущегося УЭС на глубине расположения резервуара (примерно 400 м) видны области их максимумов и минимумов, приуроченные к расположению эксплуатационных скважин, а также 3 участка с разной скоростью перемещения пара. Анализ полученных результатов позволил компании принять меры по оптимизации производственного графика с целью повышения отдачи нефти.

Относительные изменения кажущегося УЭС на глубине расположения резервуара нефти (примерно 400 м) за 4 месяца

Рис. 7. Относительные изменения кажущегося УЭС на глубине расположения резервуара нефти (примерно 400 м) за 4 месяца. Линии оконтуривают области повышенного УЭС, связанные с насыщением нефтью, контактирующей с фронтом пара. Голубой цвет соответствует областям заводнения. Эксплуатационные и нагнетательные скважины помечены голубым и красным цветом, соответственно.

Новая концепция бурения разведочных скважин

Приведенные выше примеры говорят о возможности прогноза коллекторских свойств пород, а также температуры, не только по результатам проведенного ранее электромагнитного зондирования участка и каротажных данных, но и непосредственно во время бурения разведочных скважин. Нами предложена новая концепция прогноза коллекторских свойств пород и температуры во время бурения (Forecasting While Drilling – FWD), основанная на использовании результатов предварительной 3D электромагнитной разведки с контролируемым источником и каротажа во время бурения. На рис. 8 показана схема такого прогноза на глубину, превышающую глубину пробуренной скважины.

Схема прогноза параметров коллектора во время бурения: а – общий вид участка; б – расположение скважин и датчиков измерения ЭМ поля

Рис. 8. Схема прогноза параметров коллектора во время бурения: а – общий вид участка; б – расположение скважин и датчиков измерения ЭМ поля

Ее реализация подразумевает:

  • проведение 3D электромагнитной разведки с контролируемым источником;
  • построение 3D модели УЭС;
  • прогноз пористости, проницаемости, температуры и насыщения УВ по модельному УЭС и каротажу (максимально до глубины построенной ранее модели УЭС);
  • принятие решения о продолжении бурения и его новых параметрах.

Преимущества такой методики прогноза во время бурения состоят в следующем:

  • искомые параметры оцениваются в пределах объема, ограниченного границами участка и заданной глубиной (а не только ближайшей окрестностью и длиной пробуренной скважины);
  • повышается точность оценок коллекторских свойств пород (за счет использования УЭС как прокси-параметра);
  • прогноз тенденций и решения о целесообразности продолжения бурения, а также его оптимальных параметрах (в частности, перспективном направлении) осуществляются в режиме on-line;
  • общая стоимость бурения существенно снижается.

На основании продемонстрированных примеров можно сформулировать области применения электромагнитных методов при поиске, разведке и эксплуатации залежей УВ:

  • картирование зон миграции УВ флюидов в литосфере и оценка потенциальной нефтегазоносности территорий;
  • снижение вероятности бурения пустых скважин;
  • предварительный выбор и ранжирование целей по степени их перспективности;
  • определение типа флюида (нефть/газ/вода);
  • уточненная оценка запасов УВ на основе прогноза насыщения УВ и пористости/трещиноватости вне скважин;
  • оптимизация разведочного бурения за счет прогноза параметров резервуара на глубине и в пространстве между скважинами во время бурения;
  • 4-D ЭМ мониторинг резервуаров УВ во время эксплуатации.

ЛИТЕРАТУРА:

  1. Spichak V.V. Electromagnetic Sounding of the Earth’s Interior: Theory, Modeling, Practice // Elsevier B.V., Amsterdam. 2015.
  2. Spichak V.V. A new strategy for exploration drilling based on using of an electromagnetic sounding data // Expanded Abstr. Int. Workshop on High Entalphy Geothermal Systems. San-Bernardino, California. 2013.
  3. Spichak V.V. Reduce exploration drilling costs: pourquoi pas?! // Expanded Abstr. D-GEO-D Conference, Paris, France. 2014.
  4. Spichak V.V. and Zakharova O. Electromagnetic geothermometry. Elsevier Inc., Amsterdam. 2015.
  5. Spichak V.V. and Zakharova O. Porosity estimation at depths below the borehole bottom from resistivity logs and electromagnetic resistivity // Near Surface Geophysics. 2016. V. 14(3). P.299–306.

Скачать статью в формате pdf →

119991, Москва, 
пр. Ленинский, д. 65, корп. 1
☎ +7 (499) 507-88-88
com@gubkin.ru
www.gubkin.ru


Читайте также: