В 1985 г. для опробования нового скважинного сейсмического способа оконтуривания нефтегазового месторождения проводились опытные исследования продуктивных отложений нефтяной залежи ардатовского горизонта Приволжской площади и газовой воробьевского Мечеткинской площади (Саратовская область).

Исследовалась скв. 60 Приволжская, где нефтеносный объект представлен двумя песчано-алевролитовыми пластами мощностью 3 м каждый, разделенными двухметровой толщей аргиллитового пропластка (рис. 1). В верхнем пласте (интервал 2753–2756 м) исследования осуществлялись по восьми направлениям, в нижнем (2758–2761) по двум противоположным II и VI. Однако, учитывая малую мощность пропластка, интервалы можно рассматривать как единый объект исследования. Кроме того, для сопоставления сейсмограмм, полученных в продуктивных и непродуктивных пластах, одно наблюдение проводилось в не насыщенном флюидами пласте – известняке ардатовского горизонта, залегающем на 20 м выше верхнего нефтяного пласта.

Физическое обоснование механизма распространения упругих колебаний в нефтяном пласте рассмотрено на реальной модели. Как видно на рис. 2, регистрация наблюдений отражений прямой волны от тектонического экрана, имеющего близвертикальное положение, не противоречит элементарным понятиям оптической сейсмики. В то же время регистрация отражений от ВНК и других контактов, имеющих близгоризонтальное положение, на первый взгляд, не укладывается в эти понятия. Тем не менее отражения от контактов нефтегазоносности получены (рис. 3), что подтверждается данными бурения, представленными до и после проведения настоящих исследований.

Из рис. 1 и рис.2 видно, что акустическая характеристика нефтеносных песчано-алевролитовых пластов резко отличается от изолирующих их аргиллитов. Так, пластовые скорости по данным АК скв. 60 составляют: в песчаниках 3425–3570 м/с, в аргиллитах 4700. Следовательно, кровли и подошвы исследованных пластов обладают большим волновым сопротивлением, в связи с чем основная часть энергии волны, излучаемой источником, распространяется по латерали, то есть по нефтяному пласту, со значительно меньшей скоростью, чем в окружающих толщах. Этому способствует и направленность взрыва, осуществляемого с помощью вертикально подвешенного детонирующего шнура длиной 1 м. Если учесть соотношение длины детонирующего шнура к его поперечному сечению, то по латерали должно распространиться примерно 90 % энергии взрыва. При взрыве упругие волны падают на поверхность кровли и подошвы нефтяного пласта под различными углами (0–90°). При этом интенсивнее оказываются волны, распространяющиеся по латерали, причем скользящая по подошве пласта волна будет интенсивнее скользящей по его кровле, так как конструкция глубинного устройства предусматривает возбуждение волн непосредственно у подошвы пласта, где происходит дополнительный подвзрыв электродетонатора, повышающий мощность взрыва в его нижней части.

Таким образом, можно говорить о субволноводном характере распространения колебаний в исследованных нефтеносных пластах, при котором проходящие в выше- и нижележащие пласты волны, а также сформированные ими головные (преломленно-отраженные и отраженно-преломленные) будут слабоинтенсивными и быстро-затухающими и не смогут оказывать существенного влияния на внутрипластовое волновое поле. Учитывая это, для упрощения волновой модели пласта ими можно пренебречь и рассматривать нефтегазоносный пласт как волновод. Однако в области ВНК, обладающей относительно выше- и нижележащих пластов значительно меньшим волновым сопротивлением (за линией ВНК V_пл ~ 3,8 км/с), субволноводные условия нарушаются: картина усложняется проявлением более интенсивных головных (преломленно-отраженных и отраженно-преломленных) волн.

Большую роль играют волны, скользящие по поверхности нефтегазового пласта, когда помимо прямой волны, формируются разнообразные дополнительные, количество которых с момента взрыва бесконечно растет. На рис. 2 не показаны все сложности волнового поля пласта. Основное внимание уделено продольным волнам, которые имеют наиболее выдержанную амплитудно-частотную и скоростную характеристики. В рассматриваемом случае для формирования вторичных волн от контактов нефтегазоносности главенствующую роль, помимо прямой волны, могут сыграть скользящие и головные (преломленно-отраженные и отраженно-преломленные), сформировавшиеся в области контакта нефтегазоносности. Из-за маломощности нефтегазоносных прослоев время пробега по пласту различных типов волн практически одинаково. Как видно на рис. 2, лучи всех типов падающих волн в конечном счете, пересекаясь, фокусируются в области клина, образовавшегося примыканием поверхности контакта к кровле пласта. Следовательно, линия фокусировки лучей будет соответствовать внешнему контуру нефтегазоносности, где, помимо проходящей должна формироваться дифрагированная волна, распространяющаяся по всем направлениям. При этом выраженное направление дифрагированной волны должно быть противоположным от источника дифракции, то есть от внешнего контура нефтегазоносности, к центру залежи, где они и приняты близгоризонтально расположенными сейсмоприемниками.

Информативность полученных сейсмограмм (см. рис. 3) предопределялась оптимальностью веса заряда и параметров приема колебаний, а также благоприятным взаимным расположением осей чувствительности сейсмоприемников и отражающих границ. Большой вес заряда приводил к усложнению записи на малых временах регистрации, что затрудняло выделение полезной волны. Малые размеры залежи и высокая пластовая скорость волн позволили регистрировать полезные отражения на малых временах.

По всем наблюденным направлениям регистрация волн на больших усилениях (2) оказалась неоптимальной. Выбор принятых параметров был вызван отсутствием данных о пластовых скоростях. Применение больших усилений сигнала (2) привело к наложению их на запись менее чувствительных трасс (усиление 1), усложнило, а в отдельных случаях сделало нечитаемыми их записи до времени 0,30 и 0,36 с (см. рис. 3, направления IV и V). Однако это не повлияло на выделение целевых отражений на больших временах. Как видно на рис. 3, для интерпретации по всем наблюденным направлениям, выбраны записи по усилению 1 (за исключением направления VII, где использована трасса более чувствительного канала с усилением, по которой целевой импульс выделяется предельно четко). Записи чувствительных каналов (усиление 2) были необходимы для выделения интенсивных импульсов, зарегистрированных на больших временах (более 1 с), где записи трасс с усилением 1 слабо дифференцированы; их отражения в данном случае оказались нецелевыми, и для упрощения сейсмограмм они на рис. 3 не показаны.

Большое значение для четкости выделения целевых импульсов имеет взаимное благоприятное расположение наблюденных направлений и отражающих границ, то есть горизонтальные углы между ними. Сопоставление характера записи сейсмограмм с взаимным расположением наблюденных направлений и ограничивающих залежь границ (рис. 4) позволяет сделать следующие выводы: при ортогональном расположении наблюденного направления и границы залежи (см. рис. 3, направление VII) регистрируется единственное быстрозатухающее, относительно слабоинтенсивное отражение. По имеющимся данным, оно получено от плоскости сбрасывателя в результате отражения прямой волны (см. рис. 2). Относительно слабая его интенсивность объясняется, по-видимому, отсутствием усиливающего воздействия головных, скользящих и других волн. По соседним VI и VIII направлениям зарегистрирована в целом аналогичная с VII направлением волновая картина. Эти отражения получены от других точек той же плоскости сбрасывателя, но не по ортогональным направлениям. Здесь отражения поступают к сейсмоприемникам из многих точек отражающей границы и, как следствие этого, на сейсмограммах зарегистрирован цуг волн более широкими временными интервалами, в которых легко выделяются интенсивные импульсы волн, поступающих строго по оси чувствительности сейсмоприемников. Затухание колебаний по этим направлениям происходит значительно медленнее, что обусловлено шириной цуга. Необходимо отметить, что сейсмограммы, аналогичные сейсмограмме направления VII, получены и в нижнем нефтяном пласте и в пласте, не насыщенном флюидами, причем для проверки достоверности результатов наблюдение в нижнем объекте продублировано. Характер записи по этим трем сейсмограммам идентичен, отличие лишь во времени регистрации целевого отражения (таблица). Таким образом, полученные результаты дают критерий выделения отражений от плоскостей сбрасывателя разрывных нарушений и других близвертикально расположенных границ.

Наиболее неблагоприятным является направление V, проходящее через стык двух различных типов границ залежи: разрывного нарушения и ВНК (см. рис. 4). Этим, а также неоптимальными параметрами регистрации волн объясняется сложная и до времени 0,36 с не читаемая запись (см. рис. 3). Здесь друг на друга накладываются, по-видимому, записи боковых волн, исходящих от плоскости сбрасывателя и ВНК, и не случайно на сейсмограмме четко выделяются два цуга волн, наиболее интенсивные импульсы которых зарегистрированы на временах 0,39 и 0,51 с. Второй импульс (t₀₁) более четкий, он интерпретирован как отражение от плоскости сбрасывателя.

Как видно на рис. 4, направление IV протягивается параллельно внешнему контуру нефтеносности. Этим и объясняется сложный характер записи на сейсмограмме. Из-за неоптимальности параметров регистрации запись до времени 0,29 с оказалась практически нечитаемой. Однако импульс t₀, обусловленный ВНК, выделен четко.

Сейсмограммы по направлениям II и I, подобно сейсмограммам направлений VI, VII и VIII, содержат полезную запись на весьма малых временах. На них четко выделяются три импульса (t₀, t₀₁, t₀₂), соответствующие текущим внешним контурам нефтеносности двух залежей нефти, разделенных оторочкой воды, наличие которой подтверждено скв. 61, пробуренной после проведения настоящих исследований.

1. Нефтяная или газовая залежь по латерали является акустически жесткой средой с одной границей раздела. Внешний контур нефтегазоносности – область дифракции падающих по латерали волн. Импульсы вторичных волн, зафиксированные на сейсмограммах на наименьших временах регистрации, отвечают границам исследуемой залежи по наблюденным направлениям. В газонефтяных и близрасположенных залежах нефти или газа представляется возможным фиксирование на сейсмограммах вторичных волн от точек нескольких контуров нефтегазоносности (ВНК, ГНК, ГВК и др.) исследованной и соседней залежей.

3. Наиболее интенсивные и четко выраженные вторичные волны регистрируются по направлению осей чувствительности сейсмоприемников, при ортогональных и субортогональных взаимных положениях осей сейсмоприемников и границ залежей. В неблагоприятных взаимных положениях запись осложняется боковыми волнами, поступающими к осям сейсмоприемников под острым углом.

Важно отметить, что, помимо выделенных для геологической интерпретации волн, во всех сейсмограммах (за исключением направлений VII и VI в других объектах) на больших временах зарегистрированы вторичные волны, которые, судя по их интенсивности, видимо, распространялись по латерали. По проведенным нами анализам некоторые волны, зарегистрированные на временах примерно 1–2 с, могут быть кратно-отраженными, а на временах 3,5– 4,3 с, вероятно, связаны с наличием резко выраженных акустических границ. По новым данным бурения на площади Мечеткинская некоторые из этих волн соответствуют контурам нефтегазоносности других залежей. Почти во всех сейсмограммах, полученных на Приволжской и Мечеткинской площадях, интенсивные волны-помехи типа кабельных, трубных и водных не обнаруживаются, что достигнуто благодаря конструкции приборной секции нового скважинного устройства.

В таблице приводятся исходные и результативные данные, использованные для оконтуривания залежей нефти в ардатовском горизонте Приволжского месторождения нефти. Значения пластовой скорости волн взяты по данным АК, так как других возможностей определения скоростей не было. Их использование оказалось обоснованным, поскольку в непластичных породах они очень близки к данным сейсмокаротажа. Материалы АК использованы только по скв. 60 (см. рис. 1). Для получения еще более точных результатов было бы целесообразнее рассмотреть данные АК по скв. 61 для водоносной части пласта и 55 для второй залежи нефти. Однако из-за небольших перепадов глубин залегания пласта и характера его равномерного насыщения по площади не следует ожидать существенных изменений значений пластовых скоростей по латерали, следовательно, и иных значений вычисленных расстояний до границ залежи. Расстояния от исследованной скважины до границ залежей определены произведением половины времен регистрации отражений на пластовые скорости.

В настоящее время появились новые материалы бурения, уточняющие структурную модель, представления о нефтегазоносностн и водоносности Приволжской и Мечеткинской площадей, которые подтверждают выводы об успешной апробации нового скважинного сейсмического способа оконтуривания нефтегазового месторождения. Они же подкрепляют наши убеждения в том, что уверенную площадную корреляцию волн, соответствующих первой границе залежи, можно производить и при отсутствии достоверных сведений о структуре нефтегазосодержащих пластов. Что же касается волн, соответствующих последующим границам залежи (залежей), то для их площадной корреляции достоверные данные о структуре залежи и сопредельных площадей необходимы. Во время проведения описываемых исследований данные о структуре Приволжской и Мечеткинской площадей были далеко не совершенны, в результате чего оказались недостоверными и структура, и положение ВНК Приволжского месторождения, принятого нами в качестве априорного. Это, а также отсутствие достаточно апробированных критериев интерпретации привели к некоторым неточностям при определении текущего положения ВНК (см. рис. 4). С учетом результатов бурения скв. 65, 56, 61 и детализацией структурной карты Приволжского месторождения апробация результатов и уточнение приведенных выше критериев выделения ВНК стали достовернее. Как видно на рис. 4, только материалы бурения скв. 61, давшей воду, не соответствуют предварительному текущему положению ВНК по результатам оконтуривания. Тем не менее именно они рассеяли наше собственное недоверие к волнам, зарегистрированным на малых временах по направлениям I и II, и доказали высокие разрешающие способности нового метода.

На Мечеткинской площади по результатам уверенной корреляции волн, соответствующих первой границе залежи, оконтурена залежь газа с размерами по внешнему контуру 1000x(500–900) м. Положение газонефтяного контура подтверждается результатами бурения, так как исследованные нами скв. 47 и пробуренная затем на 450 м юго-западнее скв. 49, давшие притоки газа, находятся в его пределах. Другие две границы, судя по уточненной структурной карте, связаны с месторождениями, сопредельными с Мечеткинским, детальное оконтуривание которых следует производить по пробуренным в их пределах скважинам.

Необходимо отметить, что скважинные сейсмические показатели получены на Мечеткинской площади более оптимизированными параметрами возбуждения и регистрации колебаний и представляются достаточно информативными. Волны, зарегистрированные здесь на больших временах, заслуживают особого внимания. Их следует переинтерпретировать с учетом латеральных изменений скоростей волн и откоррелировать по площади согласно новой, уточненной, модели ее структуры.

Предлагаемый способ вполне может быть рекомендован к опробованию и внедрению на других площадях.

1 – аргиллиты; 2 – известняки; 3 – песчаники и алевролиты; 4 – кривые кажущегося сопротивления (КС); кривые: 5 – собственной поляризации (ПС), 6 – пластовой скорости (V_пл); 7 – интервалы исследования

Пункты:1– взрыва, 2 – приема; лучи волн: 3 – прямой, 4 – скользящей; волны: 5 – падающие в субволноводной среде, 6 – головные (преломленно-отраженные), 7 – вторичные, образовавшиеся в результате дифракции; 8 – плоскость сбрасывателя, 9 – ВНК

н. – направление, у. – усиление, т. – трасса

1 – изогипсы кровли пласта Д₂ IVa, м; скважины: 2 – добывающие, 3 – нагнетательные, 4 – бурящиеся пьезометрические; 5 – линия сброса по данным бурения (а) и оконтуривания (б); внешний контур нефтеносности: 6 – начальный, 7 – текущий (по результатам предварительной интерпретации данных оконтуривания), 8 – текущий (по результатам окончательной интерпретации данных оконтуривания)