(3)Métodos de detección de petróleo y gas
Figura 8-27 Mapa de predicción de porosidad y permeabilidad de 14+5 de la Formación Guantao en el área de Feiyantan (área roja de alto valor)
1. Relación del contenido de petróleo con las fases sedimentarias.
A juzgar por el diagrama de dispersión estadístico del espesor y la amplitud de la capa de arena en el campo petrolífero de Feiyantan, parece caótica en la superficie. No existe una relación lineal ideal entre la amplitud y el espesor dentro del rango de espesor de ajuste teórico. pero en general la tendencia es que la amplitud aumente con el espesor de la formación. Después de un análisis cuidadoso, se descubrió que estos puntos dispersos son cuatro zonas de petróleo y agua. En cada banda es evidente un aumento lineal de la amplitud con el espesor. Creemos que la causa del fenómeno anterior se debe principalmente a la diferencia en la velocidad de los cuerpos de arena con diferentes zonas de facies sedimentarias y diferentes contenidos de petróleo. Porque a partir de la relación entre velocidad y amplitud, la velocidad y la frecuencia, la velocidad y la amplitud tienen una correlación positiva obvia, mientras que la velocidad y la frecuencia tienen características de correlación negativa.
Para explorar más a fondo la relación entre la amplitud y el espesor de la arenisca, el contenido de petróleo y la fase sedimentaria, se analizó el modelo ideal. Se diseñó un modelo geológico en forma de diamante. Las velocidades de la arena bituminosa no fluvial, la arena bituminosa no fluvial, la arena bituminosa fluvial y la arena bituminosa fluvial son 2450, 2500, 2550 y 2600 m/s respectivamente, y la velocidad de la lutita es 2200 m/s respectivamente para convolución directa. y se estudiaron comparativamente los parámetros de amplitud correspondientes. Se encontró que cuando la velocidad de la lutita que rodea la roca es constante, el espesor y la amplitud de la arenisca que contiene agua de canal, la arenisca que contiene petróleo de canal, la arena de agua que no es de canal y la arena de petróleo que no es de canal tienen una relación lineal típica dentro de el rango de espesor sintonizado, que muestra cuatro bandas obvias (Figura 8-28). La relación lineal entre espesor y amplitud se puede expresar como:
H = K1* Am + K2
Donde: K1 y K2 son constantes; h es el espesor; .
Desde el punto de vista comparativo, para una misma subfase sedimentaria con las mismas propiedades, por cada 5 m de aumento, el espesor de la arenisca aumenta de 200 a 240. La amplitud de la capa de agua de arenisca con el mismo espesor y subfase sedimentaria es de 100 a 120 mayor que la de la capa de petróleo, lo que equivale a un aumento de 1,5 a 2,5 m en el espesor de la arenisca con las mismas propiedades y arena. espesor de la capa, la amplitud de la arenisca de canal es de 220 a 240 mayor que la de la arenisca sin canal. Desde esta perspectiva, la amplitud del yacimiento de arenisca en el miembro superior de la Formación Guantao está estrechamente relacionada con el espesor de la capa de arena, la facies sedimentaria y el contenido de petróleo. Estos factores controlan los cambios de amplitud en diversos grados, pero las subfases sedimentarias y. El espesor de la capa de arena es el que más contribuye a la amplitud.
2. Predicción de yacimientos de gas
Los yacimientos de gas tienen características de puntos brillantes, pero la intensidad de los puntos brillantes es diferente en diferentes subfases sedimentarias. Al clasificar los puntos brillantes en el área de trabajo y realizar análisis de modelado directo en los límites de los puntos brillantes y los límites de gas-agua, se puede determinar bien el rango de distribución del yacimiento de gas.
(1) Destacar la clasificación y división de subfacies sedimentarias
A través del análisis del espesor de la capa de gas en fase sísmica, la profundidad, la velocidad, las características del potencial natural y la amplitud de la capa de gas de más de 20 pozos en Se utilizaron estadísticas de área para ajustar diferentes curvas de relación entre el espesor de la capa de gas y la amplitud de las subfacies fluviales y no fluviales en el área, y se determinó que el umbral de zonificación de amplitud relativa de los puntos brillantes tipo I y II era 7000. Las subfacies fluviales y las subfacies no fluviales contienen Los umbrales de amplitud relativa del punto de gas son 3000 y 3000
De acuerdo con las estadísticas de amplitud y velocidad de pozos conocidos en el área, se puede observar que la velocidad de la capa de la subfase sin canal es relativamente alta y el valor de amplitud es relativamente bajo, mientras que la subfase de canal tiene velocidades de capa relativamente bajas y valores de amplitud relativamente altos. Con base en datos estadísticos reales, diseñamos modelos de modelado directo de cuerpos de arena de gas para subfases de canal y subfases sin canal. Al extraer los parámetros de amplitud de su respuesta sísmica y ajustar la curva de relación con el espesor de la capa de gas correspondiente, se puede ver que las reglas cambiantes de amplitud y espesor son consistentes con las reglas cambiantes del espesor del yacimiento invertidas a partir de datos reales del pozo, lo que demuestra que el uso de datos de pozos El método de inversión del espesor del yacimiento es correcto.
También se puede ver en las curvas de ajuste de amplitud y espesor de las subfacies de canal y de las subfacies sin canal que los aspectos destacados del tipo II incluyen dos subfacies sedimentarias, las subfacies de canal y las subfacies sin canal. Sólo aclarando la correlación se puede garantizar la precisión de la inversión del espesor de la capa de gas y el cálculo de las reservas. Para este fin, los dividimos principalmente según la forma de los puntos brillantes: los puntos brillantes en forma de franja depositados en los canales de los ríos y los puntos brillantes en forma de meandro formados en los canales de los ríos abandonados pertenecen a la subfase del río en forma de papa depositados; la llanura aluvial del río y los puntos brillantes en forma de matraz formados por abanicos de grietas. Los puntos brillantes pertenecen a subfacies que no son canales.
En resumen, cada punto brillante no sólo se divide en categorías ⅰ y ⅱ, sino también en subfases sedimentarias, lo que proporcionará el siguiente paso para la precisión de la inversión del espesor de la capa de gas del punto brillante. y el cálculo de la reserva de puntos brillantes en diferentes subfases sedimentarias sentó las bases necesarias.
(2) División del límite del punto brillante y del límite aire-agua
1) Determinación del límite del punto brillante.
Se puede ver en el análisis del modelo y las estadísticas del pozo real que las curvas de amplitud y espesor de la subfase del canal y la subfase sin canal están claramente divididas. Por lo tanto, al determinar el límite del punto brillante, el umbral del límite del punto brillante de la subfase del canal y. La subfase sin canal es diferente. Por lo tanto, de acuerdo con las reglas estadísticas de los pozos reales, se determina que el rango donde la amplitud del punto brillante en la subfase del canal es mayor a 3000 y la amplitud del punto brillante en la subfase sin canal es mayor a 2000 es el rango de gas del punto brillante.
Figura 8-28 La relación entre la amplitud y el espesor, la fase sedimentaria y el contenido de petróleo de los cuerpos de arena del canal
Figura 8-29 La relación entre el espesor y la amplitud de la capa de gas en el área de Feiyantan< /p >
2) Análisis del modelo de frontera gas-agua del punto brillante. Los yacimientos del campo de gas de Feiyantan incluyen gas puro y arenisca de gas y agua. ¿Se puede determinar la frontera gas-agua utilizando datos sísmicos? Por lo tanto, diseñamos un modelo de lente de arenisca de gas y agua basado en los datos geológicos reales del área, extrajimos el valor de amplitud de su respuesta sísmica y elaboramos curvas de cambio de espesor y amplitud. Se puede observar que el límite aire-agua sólo aparecerá cuando el espesor de la lente sea mayor a 36 m (λ/2) (Figura 8-30). Dado que la arenisca en esta área es un depósito de río serpenteante con un espesor generalmente menor a 36 m, se determina que esta área es arenisca de gas-agua.
Figura 8-30 Resalte el análisis del modelo de límite gas-agua
3. Detección de yacimientos
(1) Tecnología de análisis de absorción de ondas instantáneas
Durante el proceso de propagación de las ondas sísmicas subterráneas, además de la atenuación general de la energía, los componentes de frecuencia también se atenúan en distintos grados con diferentes medios. Debido al efecto de viscosidad del medio, el componente de alta frecuencia de las ondas sísmicas se atenuará durante la propagación. Especialmente en medios sueltos o medios con gas en los poros, la energía de alta frecuencia de las ondas sísmicas se atenuará rápidamente. Por lo tanto, la ley de atenuación de la energía de alta frecuencia durante el proceso de propagación de ondas sísmicas se puede utilizar para analizar el tipo de roca, la porosidad y el tipo de fluido. El análisis de absorción utiliza este principio para analizar las características del petróleo y el gas del yacimiento (Figura 8-31). En aplicaciones prácticas, el sistema Metalink se puede utilizar para analizar las propiedades de petróleo y gas de los yacimientos. El sistema Metalink es un sistema de software de análisis de absorción instantánea de ondas que utiliza información de amplitud sísmica para predecir yacimientos de petróleo y gas. El procesamiento que preserva el ancho y la detección de petróleo y gas son dos tecnologías clave. Debido a las limitaciones en la calidad de los datos y la potencia informática, los métodos tradicionales de procesamiento de datos sísmicos utilizan demasiadas suposiciones y restricciones numéricas, lo que mejora en gran medida la relación relativa entre el espectro y la amplitud de los datos sísmicos y, por lo tanto, no pueden obtener resultados ideales que preserven la amplitud. Para garantizar la precisión de la información sísmica extraída, el sistema Metalink primero procesa los datos sísmicos con alta resolución, alta relación señal-ruido y alta fidelidad para mantener la amplitud, frecuencia y forma de onda relativas de la información sísmica. Sobre esta base, se realiza un análisis de absorción de energía basado en wavelets, es decir, las wavelets sísmicas y las secuencias de coeficientes de reflexión se separan en el espectro de rematching para obtener wavelets sísmicas con energía que varía en el tiempo y en el espacio, y luego la dirección vertical de la energía de wavelets instantánea. Se obtienen reglas de atenuación, eliminan la interferencia de reflejos fuertes y analizan con precisión las anomalías de absorción de las capas de petróleo y gas en los datos posteriores a la pila (Wang Hongyu, 2007).
Figura 8-31 Principio del análisis de absorción de ondas instantáneas (basado en Wang Hongyu, 2007)
Los principales módulos para la aplicación de la tecnología de análisis de absorción de ondas instantáneas incluyen los siguientes aspectos:
1)Convolución inversa PID. En el espectro de los registros sísmicos, las ondas equivalen a componentes suaves, mientras que los coeficientes de reflexión y el ruido son "rebabas" en el espectro. Los registros sísmicos se pueden representar como convoluciones de ondas y coeficientes de reflexión. El espectro del registro sísmico es el producto del espectro de las wavelets y el espectro del coeficiente de reflexión, es decir, S(f) = w(f)RC(f). Después del logaritmo, S'(f)= W'(f)+Rc'(f) se transforma al dominio del tiempo (espectro de readaptación) mediante la transformada inversa de Fourier. La wavelet y el coeficiente de reflexión se encuentran en el extremo del tiempo cercano y del tiempo lejano del espectro de rematching, por lo que se puede diseñar un filtro en el dominio del tiempo para separar las wavelets que varían en el tiempo y en el espacio. Las wavelets contienen diversa información de amplitud y fase durante la propagación de ondas sísmicas. La deconvolución puede eliminar los efectos de múltiples ondas y la consistencia no superficial, y también puede lograr un equilibrio espectral para los datos posteriores a la pila (Wang Hongyu, 2007).
2) Corrección dinámica de fase PMO. Un método de nivelación de fase de recolección sin velocidad de entrada. Primero, se estudia el espectro de amplitud y el espectro de fase arcocoseno de los datos sísmicos.
Geología del petróleo y tecnología de exploración de la Formación Guantao en la Depresión de Jiyang del norte
Geología del petróleo y tecnología de exploración de la Formación Guantao en la Depresión de Jiyang del norte
Es Como se puede ver, sólo el espectro de fase contiene la información del tiempo de viaje del terremoto. De esta manera, se puede lograr la ecualización de fase utilizando el espectro de fase de la traza cercana al desplazamiento en lugar de la traza del desplazamiento lejano, preservando al mismo tiempo el espectro de amplitud de cada traza en el conjunto. En comparación con el procesamiento que preserva la amplitud, la PMO puede aplanar la fase no hiperbólica.
3) Análisis de absorción wavelet instantánea de WEA. Los registros sísmicos son la convolución de ondas sísmicas y coeficientes de reflexión, una combinación de secuencias de estructuras estratigráficas, y no representan las características de absorción de los estratos. Dado que el coeficiente de reflexión interfiere con el espectro sísmico, los resultados del análisis de absorción se ven inevitablemente afectados por el coeficiente de reflexión, lo que resulta en un fenómeno de "falso punto brillante", es decir, una fuerte reflexión conduce a una fuerte absorción, lo que restringe en gran medida la aplicación práctica de análisis de absorción. La interferencia del coeficiente de reflexión hace que el análisis de absorción se vea muy afectado por la fuerza de la amplitud de reflexión. La ondícula sísmica es un portador integral que es filtrado por la tierra durante el proceso de propagación de las ondas sísmicas. Un análisis de absorción robusto debe basarse en un análisis de atenuación de frecuencia de ondas. WEA utiliza este principio para calcular ondas sísmicas dentro de la ventana de tiempo móvil de los registros de trazas sísmicas y utiliza información de traza completa para interpolar trazas de dominio de tiempo cero para obtener espectros sísmicos confiables dentro de una ventana pequeña.
Luego, se utiliza la tecnología de extracción de ondas de convolución inversa PID para extraer el espectro de amplitud de la ondícula en el dominio espectral de reconexión y ajustar la curvatura de atenuación de energía de alta frecuencia en el espectro. Dado que el proceso de cálculo es un cálculo deslizante de ventana pequeña, se puede obtener una nueva curva de curvatura de atenuación de energía de alta frecuencia de ondas. Para eliminar la influencia de la atenuación causada por el filtrado de la tierra que aumenta con la profundidad del entierro, es necesario utilizar el método de análisis de tendencias para separar la salida de curvatura de atenuación restante y formar una nueva pista de predicción de absorción. De esta manera, las anomalías después de eliminar el fondo de absorción natural pueden reflejar mejor la absorción y atenuación del yacimiento objetivo y no están limitadas por la profundidad de enterramiento de la formación.
Por supuesto, cualquier método de análisis geofísico se verá afectado por la relación señal-ruido, y WEA no es una excepción, por lo que se requiere un análisis cuidadoso en áreas con relaciones señal-ruido bajas. En cuanto a la resolución, debido al análisis de deslizamiento de ventana pequeña, se elimina la limitación de λ/4, pero aún está limitada por la tasa de muestreo sísmico. Del proceso de implementación se puede ver que WEA hace pleno uso de la información sísmica y no requiere las limitaciones de los datos de registro de pozos. Sin embargo, el coeficiente de absorción calculado por WEA es un valor relativo y la capa de gas no se puede identificar numéricamente. Este proceso requiere información del pozo de calibración. WEA refleja la relación entre fortaleza y debilidad. El área donde se conoce la ubicación del pozo de gas puede considerarse como un yacimiento de gas o un yacimiento de petróleo, el área donde se conoce la ubicación del pozo seco puede considerarse como un yacimiento de gas o un yacimiento de petróleo, y el área donde se conoce la ubicación del pozo seco puede considerarse como un yacimiento de gas o un yacimiento de petróleo, y el área donde se conoce la ubicación del pozo seco puede considerarse como un yacimiento de gas o un yacimiento de petróleo del pozo seco que se conoce puede considerarse como un yacimiento sin gas o petróleo (Wang Hongyu, 2007).
Ejemplo: Análisis instantáneo de wavelets del grupo de arena Feiyantanting 14+5. Sobre la base del análisis de información sísmica, se determinaron los parámetros del análisis de absorción de ondas instantáneas, incluidas diferentes frecuencias, longitudes de ondas, tamaños de ventanas de tiempo deslizantes y tipos de análisis de absorción. Sobre esta base, primero se realizaron pruebas de parámetros y pruebas de efectos en los perfiles sísmicos de pozos de petróleo y gas. El sistema Metalink puede analizar directamente la absorción instantánea de ondas de datos sísmicos tridimensionales, pero debido a la gran cantidad de datos, lleva mucho tiempo. Por lo tanto, a lo largo de la dirección de la línea de levantamiento y la dirección de la trayectoria, con 10 líneas y 10 canales como intervalos, los datos sísmicos tridimensionales se extraen en datos sísmicos 2D y se utilizan los mismos parámetros de procesamiento que el perfil entre pozos mencionado anteriormente. para realizar un análisis de absorción de ondas instantáneas, y luego Los resultados del procesamiento (archivos en formato Segy) se cargan en otros sistemas de atributos sísmicos (como MDI) para su visualización. Se extraen los atributos de absorción a lo largo de las capas (el perfil en sí es el resultado del análisis de absorción). y la energía total extraída es la intensidad de absorción. En comparación con la perforación real, esta tecnología puede predecirse bien la distribución plana del yacimiento (Figura 8-32 y Figura 8-33), con una tasa de coincidencia del 80%. >
(2) Método de frecuencia instantánea
Instantáneo. El método de frecuencia determina si el cuerpo de arena contiene petróleo extrayendo parámetros de frecuencia instantánea. En el área de Feiyantan, las estadísticas de varios pozos muestran que si es instantáneo. La frecuencia es inferior a 34 Hz, generalmente es un área que contiene petróleo, y si la frecuencia instantánea es superior a 40 Hz, es la zona de transición de petróleo y agua. En el área de Feiyantan, se desplegaron la mayoría de los pozos de identificación de petróleo y gas con cuerpos de arena. basados en la frecuencia instantánea son consistentes con las condiciones de perforación (Figura 8-34). De esto, se puede concluir que la diferencia en la frecuencia de la onda sísmica es causada por la diferencia en el fluido en el cuerpo de arena. El perfil sísmico muestra que el cuerpo de arena que contiene petróleo está dominado por componentes de baja frecuencia, y el cuerpo de arena que contiene agua está dominado por componentes de alta frecuencia. Desde la perspectiva de la aplicación, este método es adecuado para determinar si los cuerpos de arena de río contienen. petróleo y gas.
Figura 8-32 Perfil de análisis de absorción de wavelets instantáneas
Figura 8-33 Perfil de análisis de absorción de wavelets instantáneas de la capa de arena 14+5 de la Formación Guantao
Fig. 8-34 La relación entre la frecuencia instantánea y el cuerpo de arena en el área de Feiyantan