Реферат: Математическое моделирование в сейсморазведке

§ 2.2.3. Построение моделей по данным сейсморазведки

Если на профиле нет скважин, то модель может быть построена только по сейсмическим дан­ным. В этом случае целесообразно применять такие процедуры.

1. На основе кинематической интерпретации временного разреза строит­ся базисная толстослоистая модель. Используемые при этом средние и плас­товые скорости берутся из данных скоростного анализа, а в условиях Волго-Уральской провинции – чаще из интерполированных или экстрапо­лированных сейсмокаротажных данных.

2. Интервал временного разреза, соответствующий моделируемому объекту, преобразуется во временной разрез волновых сопротивлений по методике псевдоакустического каротажа (ПАК).

3. В ряде точек профиля строятся одномерные модели волновых сопро­тивлений. Затем от волновых сопротивлений с использованием формулы s =аV ^b , где s – плотность, V – скорость, переходят к оцен­кам скорости и плотности. Полученные таким способом одномерные мо­дели скорости целесообразно проверять на соответствие со значениями пластовых скоростей, взятыми из интерполированных или экстраполиро­ванных сейсмокаротажных данных.

4. Одномерные тонкослоистые модели наносятся на базисную толсто-слоистую модель, после чего, так же как и в предыдущем параграфе, строится комбинированная двумерная модель.

Необходимо отметить, что из-за использования только сейсмических данных, имеющих ограниченный частотный диапазон, тонкослоистую часть комбинированной модели следует рассматривать как эффективную сейсмическую модель.

Если полученные по описанным выше методикам двумерные модели предполагается использовать для интерпретации в итеративном режиме, то их целесообразно называть моделями нулевого приближения (моделями 0-приближения).

§ 2.2.4. Влияние нефтегазонасыщенности на упругие свойства пород

Сведения об изменении упругих свойств (скорости и плотности) пород-коллекторов в зависимости от типа насыщающего флюида можно получить прямым измерением в скважинах, расположенных в контуре залежи и за контуром, изучением керна при различном его насыщении, путем теоретических расчетов.

Прямые измерения в скважинах с помощью сейсмического просвечи­вания и СК выполнены в ограниченном объеме и полученные результаты не всегда достаточно точны. Обобщение данных показывает, что в нефтенасыщенных песчаных коллекто­рах при глубинах 1500–3000 м и средней пористости 20% скорость продоль­ных волн уменьшается на 6–12%, в газонасыщенных коллекторах – на 15–30% по сравнению с водонасыщенным коллектором.

При измерениях на ультразвуковых частотах (АК) величина различия скоростей, обусловленная водо- и нефтегазонасыщенностью пород, меньше, чем на сейсмических частотах. Поэтому использование данных об уменьшении скоростей при нефтегазонасыщении, полученных на ультразвуковых частотах (в скважинах или на образцах керна), для модельных расчетов в сейсмическом диапазоне частот возможно лишь после их коррекции. Удвоение величин понижения скорости будет, по-видимому, вполне допустимым. Данных об изменении плотности при различном насыщении коллектора, которые были бы получены путем прямых измерений в скважинах, пока не имеется.

При отсутствии данных прямых измерений на керне или в скважине (или если эти данные недостаточно надежны) влияние нефтегазонасыщения на скорость и плотность может быть оценено теоретически, с помощью формул из теории распространения упругих волн в пористых средах. Для определения скорости продольных волн в сейсмическом диапазоне частот используется уравнение

, (2.1)

где U _п и s _п – параметры, зависящие соответственно от упругости и плот­ности флюида; U _ск и s _ск – параметры, характеризующие упругость и плотность скелета (остова) породы.

Значения U и s следующим образом выражаются через свойства твердо­го материала породы и насыщающего ее флюида:

1) s _ск = s _тв (1 – K _п ), где s _тв – плотность материала, слагающего твердую фазу породы, K _п – пористость;

2) s _п = s _ф K _п , где s _ф – плотность флюида, т. е. плотность воды, нефти, газа или их смеси;

3) , где b _ск – сжимаемость скелета (относительное изменение объема скелета при всестороннем упругом сжатии породы), G _ск – модуль сдвига скелета;

4)

где b _тв – сжимаемость материала, слагающего скелет породы, b _ф – сжимаемость флюида, величины b _тв и b _ск связаны соотношением b _ск = b _тв + K _п b _п (b _п – сжимаемость порового пространства).

При использовании формулы (2.1) основная трудность заключается в выборе величин b _ск и G _ск .

Для приближенных расчетов можно использовать уравнение среднего времени (уравнение Уилли)

, (2.2)

где V _п – скорость в коллекторе, заполненном флюидом; V _ск – скорость в скелете; V _ф – скорость во флюиде, K _п – коэффициент пористости. Формула (2.2) справедлива для хорошо сцементированных пород. Величину плотности можно оценить по уравнению

s _п = s _ск (1 – K _п ) + s _ф K _п , (2.3)

где s _п – плотность коллектора, заполненного флюидом, s _ск – плотность скелета, s _ф – плотность флюида.

Если поры заполнены несколькими компонентами, например газ–вода, нефть–вода и т. д., то имеет место уравнение

s _п = s _ск (1 – K _п ) + s _ф K _п + (s _{в –} s _ф )S _в K _п ,