Особенности применения сейсморазведки МОГТ 4D(3D) в нефтегазоносных бассейнах Казахстана

Тип работы: Реферат
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 15 страниц
В избранное:

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
КАЗАХСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ К. И. САТПАЕВА

Кафедра геофизики

КУРСОВАЯ РАБОТА

Тема: Особенности применения сейсморазведки МОГТ 4D(3D)

в нефтегазоносных бассейнах Казахстана.

Руководитель:
Преподователь

Т.М. Ромодина ___________
Подпись
___________________2005г.

Студент НакипбековН.
Специальность 1802

Группа ГФ

__________________2005

Алматы 2005г.
Содержание

Аннотация

Введение

Краткие теоретические основы сейсморазведки 4D (3D)

Геолого-геофизические предпосылки постановки МОГТ 4D (3D)

Особенности методики и техники работ

Геологическая эффективность работ МОГТ 4D (3D) на месторождениях-
резервуарах

Практические рекомендации по исследуемым нефтегазоносным бассейнам
Казахстана

Аннотация

Единственным средством избежать нерационального использования недр, и
которое уже широко используется во всех основных нефтегазодобывающих
странах, является регулярное повторное проведение площадной сейсмической
съемки (сейсморазведки 3D), называемой обычно как сейсморазведка 4D. Это
позволяет осуществлять мониторинг процесса добычи и рационально им
управлять.

Введение

В настоящее время эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Казахстана ведется с использованием скважин, пробуренных по отдельным
профилям (сейсморазведка 2D) или, в лучшем случае, по площади
(сейсморазведка 3D), и по данным каротажных исследований и испытаний
скважин, пробуренных ранее по данным этой же сейсморазведки. Подобная
практика получения информации для рационального извлечения запасов нефти и
газа не только недостаточна, но и резко снижает оценки реальных запасов
месторождений и процессов миграции, связанных с откачкой нефти и газа.
Такая информация позволяет лишь достичь желательной продуктивности
имеющихся скважин на ближайшее время, оставляя в неведении нефтяника о
реальных запасах месторождения и процессах миграции, связанных с откачкой
нефти или газа, а также с другими воздействиями на залежь при ее
эксплуатации.
Анализ большинства нефтегазовых месторождений Казахстана говорит о
существенных потерях нефтегазового продукта в недрах месторождений - от 40
до 60 % нефти, несмотря на высокую производительность его добычи. Дело в
том, что в ходе эксплуатации залежи в зоне дренажа значительно снижается
пластовое давление, что приводит к закрытию трещин и прекращению
возможности фильтрации нефти или газа. В таких случаях продуктивность
промысла досрочно снижается и в недрах остается значительное количество
полезного ископаемого.
Убедительными примерами подобной практики работ на нефтегазовых
месторождениях являются аналогичные работы многих нефтяных компаний мира.
Последние ведут добычу углеводородов с обязательным применением
сейсмических работ 4D (повторных наблюдений 3D). Так в Саудовской Аравии
компания Saudi Aramco все сейсмические работы к настоящему времени проводит
только по методике 4D. Другая крупная международная компания Shell на базе
30 проектов 4D реализует мониторинг залежей с помощью сейсморазведки 4D, и
основные свои усилия направляет на работы именно по мониторингу залежей с
помощью сейсморазведки 4D на большом числе месторождений (рисунок 1).
Выполнение съемок 4D позволили достичь не только чисто технологического
успеха, но значительную окупаемость за счет сокращения затрат на бурение и
увеличение нефтепродукции. Так, на месторождении Draugen была получена
окупаемость в $84 млн. при затратах в $4 млн. и цене $15 за баррель. Весьма
примечательны показатели компании BP AmocoShell на одном из нефтяных
месторождений Западной Шотландии, где использование данных сейсмической
съемки 4D привело к увеличению выхода нефти на 25% (с 40-65%).

Рисунок 1. Примеры выполнения проектов 4D с участием компании Shell

Подобных примеров в мире множество. По имеющимся оценкам к 2005 году в
мире будет выполняться порядка 1000 проектов 4D, в том числе в Алжире,
Египте, Ливии, Нигерии и др. Для сравнения, еще 4 года назад в мире было
выполнено всего 60 проектов по 4D сейсморазведке.

Краткие теоретические основы сейсморазведки 4D (3D)

Сейсмические работы 4D представляют собой повторение съемок 3D на
конкретной площади нефтяной или газовой залежи или иного объекта,
подлежащего мониторингу (например, резервуара для хранения газа). Повторное
проведение съемок 3D позволяет отличить постоянные во времени сейсмические
отклики, связанные с литологией, с пористостью, от сейсмических откликов
переменных во времени, связанных с насыщенностью пород флюидами, давлением,
то есть позволяет напрямую получать сейсмическое изображение эффектов,
связанных с эксплуатацией залежи или с другими на нее воздействиями
(закачка газа, пара и т.п.).
При обычных съемках 3D распределение постоянных во времени и
переменных во времени свойств нефтеносных формаций провести однозначно
невозможно. Вместе с тем, применение многокомпонентных площадных съемок (их
аббревиатура 3D3С) позволяет регистрировать поперечные и обменные волны,
распространение которых в породах, насыщенных флюидами, а также в
трещиноватых породах сильно отличается от распространения продольных волн,
регистрируемых при обычных съемках 3D. Поэтому, для наиболее эффективного
разделения динамических свойств и статических свойств залежи лучше
проводить многокомпонентную сейсмическую съемку (то есть 4D3C – на суше и
4D4C – на море). Кроме того, только повторные многокомпонентные съемки
позволяют непосредственно выявить еще неизвлеченные запасы.
Поэтому сейсмические работы 4D проводятся на месторождениях
углеводородов, находящихся в процессе добычи с целью мониторинга этого
процесса и выработки его оптимального режима, позволяющего наиболее полно
выработать месторождение и, в частности, с целью картирования перемещений
флюидов, пространственных изменений в насыщении пор флюидами и объемном
давлении, локализации скважин для извлечения остатков нефти и нагнетания
заполнителя, формирования модели залежи и прогнозирования направления
потоков, повышения эффективности работ по увеличению нефтеотдачи пластов.
Интервал времени между съемками 3D может изменяться от нескольких
месяцев до нескольких лет и определяется интенсивностью процесса добычи и
активностью воздействий на залежь. При этом учитывается, что стоимость
сейсмических работ составляет несколько процентов от общей стоимости работ
по изучению и разработке месторождения. Фактическое значение интервала
времени повторения определяется степенью изменений сейсмического сигнала,
которые еще могут быть зарегистрированы при данной технике и методике
проведения сейсмических работ.
Методика и техника проведения повторных съемок должна быть идентичной
в пределах паспортных требований используемых средств. При этом должны быть
соблюдены требования к характеристикам состояния приемников, источников и
их позиционирования, которым они должны удовлетворять и при обычных съемках
3D.

Геолого-геофизические предпосылки постановки МОГТ 4D (3D)

Наибольший сейсмический эффект 4D регистрируется при том или ином
воздействии на залежь в ходе добычи. На рисунке 2 приведены результаты
повторных съемок на месторождении Карамай (Джунгарская впадина) с целью
контроля движения фронта пара, закачиваемого для уменьшения вязкости
тяжелой нефти.

Рисунок 2. Успешный мониторинг фронта пара с помощью сейсморазведки 4D

Аналогичные работы проводились в Индонезии на нефтяном поле Duri
Field, где действие инъекции пара контролировалось повторением съемок 3D
через 2,5,9,13,19 и 31 месяц (рисунок 3).

Рисунок 3. Сейсмические разрезы, полученные при повторных съемках.
Желтые линии показывают верхнюю и нижнюю границы интервала инъекции пара.
Синклинальная форма, образовавшаяся после двух месяцев, растет к 31 месяцу
до 20 м.

На рисунке 4 показан эффект добычи на сейсмические данные, полученные
по профилю, проходящему через структуру Альфа в Северном море. Сверху в
залежь закачивалась вода, а снизу – газ. При замещении нефти газом
происходит усиление яркости сейсмических отражений, а при замещении нефти
водой – наоборот, потускнение отражения.

Рисунок 4. Основной резервуар Alfa в Северном море вырабатывается с
помощью иньекции газа с нижнего фланга в сторону верхнего и иньекции воды в
обратном направлении. Усиление яркости на сейсмическом разрезе происходит в
результате замещения нефти газом, а потускнение – в результате замещения
нефти водой.

На рисунке 5 этот же эффект показан сверху:

Рисунок 5. Карта разности интенсивности отражений (1999 – 1992) по
основному отражению резервуара. Красный цвет отмечает усиление яркости
отражения. Голубой цвет отмечает потускнение отражения.

Приведенные данные и примеры позволяют считать, что проведение
сейсмических съемок 4D в Казахстане будет означать вывод технологического
уровня добычи углеводородов на современный мировой уровень, уже достигнутый
в большинстве стран, и приведет к увеличению добываемых запасов на 25%!

Особенности методики и техники работ

Хотелось бы кратко проанализировать эффективность применения комплекса
сейсморазведки 4D (3D), обрабатывающих и интерпретационных приемов процедур
(AVO-анализ, Stratimagic) и на основе интегрального анализа наметить пути
применения сейсморазведки 4D (3D) в наиболее проблемных районах Казахстана
(Жетыбай-Узеньская ступень, месторождение Узень и др.).
Задачи оптимального заложения разведочных и эксплуатационных скважин,
изучения динамического режима эксплуатации, сейсмического мониторинга (3D,
4D) на резервуарах-месторождениях, могут быть решены в результате
комплексных полевых работ и интерпретации. К последним также относятся в
качестве эффективного инструмента процедура по обработке способом AVO
инверсии. Другая, не менее важная процедура, как классификация и
интерпретация сейсмических фаций по данным 3D сейсморазведки, также может
быть рекомендована на различных объектах нефтегазоносных бассейнов
Казахстана.
Накопленный опыт по реализации интерпретационной системы Stratimagic
позволяет рекомендовать при оценке коллекторов и их оконтуривания
нефтегазовых залежей и оптимизации объемов разведочного и эксплуатационного
бурения.
Результатом выполнения работ по расчету сейсмических фаций являются
серии сейсмических трасс, характеризующих неоднородность сейсмических
данных в заданных интервалах разреза, которые позволяют судить о характере
изменения литологии по площади, а при наличии скважин могут быть
отождествлены с реальными литофациями.
Используемое программное обеспечение ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.