Комплексное обращение поверхностных и скважинных 4-мерных гравиметрических данных для непрерывного определения характеристик движения межфлюидного контакта

Richard A. Krahenbuhl, и Yaoguo Li

Центр гравитационных, электрических, и магнитных исследований, Горное училище в Колорадо

Краткая справка

В этой статье мы наглядно показываем возможность осуществления комплексного обращения 4-мерных гравиметрических данных, полученных на поверхности и в скважине, с целью определения характеристик движения межфлюидного контакта с течением времени. По мере быстрого совершенствования технологии в сторону создания удобного скважинного гравиметра, способного регистрировать данные в горизонтальных контрольных скважинах, одновременно должны разрабатываться методы качественного обращения и интерпретации этих ценных данных. Мы наглядно показываем, что метод 4-мерной гравиметрии может способствовать повышению эффективности обработки данных и управления разработкой пласта, наряду с более традиционными и более дорогими 4-мерными сейсмическими исследованиями. Имеющееся в нашей презентации имитационное моделирование выполнено с использованием данных по месторождению Jotun в норвежской части Северного моря. Это хорошо изученный участок, который демонстрирует успешное применение метода периодических (4-мерных) сейсмических наблюдений после преждевременного увеличения обводненности нефти, и, как следствие, снижения добычи. Результаты показывают, что 4-мерный гравитационный мониторинг, наряду с сейсмическими исследованиями, может предсказать это раннее обводнение на данном участке, тем самым предоставляя дополнительную ценную информацию, позволяющую оптимизировать управление разработкой пласта.

Введение

Технология гравиметрической разведки непрерывно совершенствуется в сторону создания датчиков меньшего размера и меньшей стоимости, способных контролировать незначительные изменения плотности во времени в процессе добычи нефти и нагнетания воды. В частности, недавнее рекламная шумиха (которую на этом этапе можно более точно назвать слухом) как раз намекает на разработку следующего поколения скважинных гравиметрических датчиков, способных обеспечить получение высококачественных данных в горизонтальных скважинах. По мере продолжающегося развития этих технологий, становится более реальной перспектива совместного использования метода поверхностной и скважинной гравиметрической разведки в качестве дополнительного инструмента эффективного управления разработкой пласта. Этот подход должен подтвердить эффективность и относительную дешевизну методик, позволяющих заполнить пробел в знаниях, наряду с более затратными 4-мерными сейсмическими исследованиями.

Для того, чтобы наглядно показать возможность применения предлагаемого метода на практике, мы имитируем изменение плотности вследствие закачивания соляного раствора с применением модели, которая воспроизводит месторождение Jotun в норвежской части Северного моря, по данным, которые в 2004 году опубликовал Gouveia, и другие. Для пласта Jotun мы используем обоснованные параметры, такие как геометрическая конфигурация, толщина, глубина и пористость. Геометрическая конфигурация моделируемого пласта показана на Рисунке 1.

Рисунок 1: Модель резервуара, разработанная для того, чтобы имитировать месторождение Jotun в Северном море. Модель представляет собой пласт толщиной 30 метров с изменяющимися во времени плотностными возмущениями величиной 0,06 г/см3, которые воспроизводят движение водонефтяного контакта (OWC), которое происходит вследствие закачивания соляного раствора. Красными линиями показано положение двух горизонтальных контрольных скважин, которые проходят выше пласта, и служат для изучения технической осуществимости проекта.

В данной презентации мы наглядно показываем, что грамотно спроектированная система наблюдения, включающая в себя поверхностные и скважинные гравиметры, может успешно отображать, по крайней мере, поперечное движение межфлюидного контакта во время нагнетания соляного раствора. Разрешение этого метода может никогда не достичь уровня точности, обеспечиваемого 4-мерными сейсмическими исследованиями; однако, объемное распределение изменяющейся во времени плотности вследствие вытеснения флюида может быть успешно восстановлено для сравнения с расчетным движением межфлюидного контакта.

Для того, чтобы продемонстрировать необходимость такого «межсейсмического» мониторинга, мы моделируем распространение водонефтяного контакта (OWC) с течением времени. Во время эксплуатационной добычи и закачивания на месторождении Jotun в начале 2000 года, сплошной горизонтальный слой глинистой породы, который первоначально считался прерывистым в пределах пласта, стал причиной того, что вертикальное смещение через пласт составило примерно половину от прогнозируемой величины. Стремясь скомпенсировать недостаточность охвата пласта процессом вытеснения, возросла скорость вертикального смещения межфлюидного контакта (OWC), что привело к преждевременному увеличению обводненности нефти, снижению добычи, и к возможности засыпки скважины (Gouveia, и другие, 2004). Далее мы имитируем увеличенное поперечное смещение межфлюидного контакта, вызванное неглубоким охватом пласта по мощности. Для этого мы используем модель пласта, воспроизводящую развитие событий на месторождении Jotun. Мы показываем, что временное изменение плотностной границы, вызванное увеличенным поперечным смещением межфлюидного контакта (OWC), можно успешно выделить путем комплексного обращения поверхностных и скважинных гравиметрических данных во время наблюдения за резервуаром.

Моделирование пласта

Плотностная модель

Модель, которую мы используем для анализа, воспроизводит месторождение Joton в норвежской части Северного моря. Для того, чтобы создать показательный сценарий реального участка, мы создали модель, основываясь на характерных параметрах месторождения, взяв их из работы Gouveia, и другие, 2004. Оцифровка формы и масштаба обеспечивает базис модели, благодаря чему мы можем без труда ввести физические свойства, присущие проблеме 4-мерной гравиметрии. Резервуар Jotun состоит из периферийных самотечных отложений, поглощенных песчаными турбидитами (Gouveia, и другие, 2004), которые мы аппроксимируем плотностью минерального скелета 2,65 г/см³. Кровля резервуара располагается на глубине 2000 метров, толщина резервуара составляет 30 метров, конечный водонефтяной контакт (SOWC) установился на расстоянии 18 метров от основания, а значение пористости 28% используется для всего пласта. Для расчета изменяющихся по времени флуктуаций объемной плотности мы берем плотность нефти равной 0,74 г/см3, а плотность рассола – 0,98 г/см³. Поэтому изменение объемной плотности, происходящее вследствие движения межфлюидного контакта, составляет 0,06 г/см³ в пределах зон, охваченных вытеснением.

На Рисунке 2 показано поперечное расширение зон, охваченных вытеснением, и происходящее вследствие этого изменение плотностного строения по времени. Для проведения исследования мы формируем синтетические данные для поверхностных и скважинных условий.

Данные 4-мерной поверхностной и скважинной гравиметрии

Для того, чтобы проверить осуществимость мониторинга движения межфлюидного контакта, мы, прежде всего, формируем два отдельных комплекта данных для комплексного обращения в различные моменты времени. Первый комплект данных – это данные, полученные на поверхности, в 2000 метров над пластом. Второй комплект данных – это скважинные данные, полученные над пластом, в двух горизонтальных контрольных скважинах. Несмотря на то, что глубина пласта характерна для месторождения Jotun, следует отметить, что расстояние между пунктами наблюдения и оптимальные параметры плана съемки, основанные на условиях поверхностной разведки, не являются предметом рассмотрения данного исследования.

Поверхностные данные рассчитываются для расстояния между съемочными профилями 500 метров, на площади 30 x 30 км. Качество данных, воспроизведенных на Рисунке 3, пострадало от помех интенсивностью 5 мкГал. Эти данные представляют четыре интересных сценария. Первый сценарий, воспроизведенный на Рисунке 3(a), предполагает полный вертикальный охват всего пласта. Это идеальный сценарий движения флюида на 30 метров по вертикали на всей площадке. Гравитационная аномалия, предсказанная для полного охвата вытеснением, составляет 29 мкГал. В противоположность первому, на втором окне (b) показана поверхностная аномалия, ослабленная по причине частичного вертикального охвата пласта процессом вытеснения. Эти данные свидетельствуют о том, что SOWC в своем движении по вертикали достигает лишь отметки 18 метров выше основания, а 12 метров пласта по вертикали остаются не охваченными вытеснением. Моделирование поверхностной гравитации наглядно показывает, что при имитации гравитационного эффекта 18 мкГал, разница величиной 11 мкГал [отличие от окна (a)] может быть обнаружена пунктами наблюдения на поверхности.

Рисунок 2: Распространение изменения плотности (зоны, охваченные вытеснением), вызванное движением водонефтяного контакта (OWC) с течением времени. Окно (a) – полный охват пласта процессом вытеснения в процессе закачивания соляного раствора; окно (b) – частичный охват пласта процессом вытеснения за тот же период времени почти удваивает горизонтальное движение водонефтяного контакта (OWC); окно (c) – полный охват модели резервуара в вертикальном и горизонтальном направлениях. Изменение плотности в зонах, охваченных вытеснением, принимается равным 0,06 г/см³.

Остальные окна на Рисунке 3 иллюстрируют гравитационный эффект на поверхности, на ранних стадиях нагнетания соляного раствора, с различной степенью перемещения межфлюидного контакта в вертикальном направлении. В окне (c) показано прогнозируемое поведение поверхностных данных с допущением полного охвата пласта процессом вытеснения на протяжении примерно половины структуры Elli, находящейся в северном секторе месторождения. Для этого сценария нет ограничивающего слоя глинистой породы в пределах резервуара, и движение водонефтяного контакта (OWC) протекает на раннем этапе при полном охвате пласта процессом вытеснения. Гравитационный эффект на поверхности составляет 15 мкГал, и он может быть обнаружен с помощью поверхностных гравитационных датчиков. И наконец, окно (d) иллюстрирует слабый охват пласта за тот же период времени, что объясняется наличием непрерывной глинистой структуры в пределах резервуара. Нагнетание одного и того же объема соляного раствора и ограниченность движения по вертикали (18 метров) ведут к увеличению горизонтального смещения SOWC для данной модели. Протяженность по простиранию примерно удваивается. Однако, при этом наблюдается уменьшение гравитационного эффекта на поверхности, что объясняется увеличением глубины от датчика до SOWC на всем пространстве вытеснения.

Рисунок 3: Данные 4-мерной поверхностной гравиметрии, рассчитанные на отметке 2000 м выше модели резервуара, для различных сценариев восстановления. В качестве единиц измерения используются мкГал, и ко всем комплектам данных добавлены помехи интенсивностью 5 мкГал. Окно (a) – данные периодических наблюдений для полного охвата пласта процессом вытеснения; окно (b) – частичный охват пласта на всем протяжении резервуара по горизонтали; окно (c) – полный охват пласта в пределах структуры Elli на раннем этапе нагнетания; окно (d) – частичный охват пласта с бóльшим охватом по площади в пределах структуры Elli за тот же интервал времени.

Второй комплект данных для данного исследования получен из околоскважинного пространства. Вы изучаем возможность использования двух горизонтальных контрольных скважин, находящихся над резервуаром, с тем, чтобы улучшить разрешение при наблюдении за движением межфлюидного контакта. Две скважины, изображенные на Рисунке 1, смоделированы на отметке 20 метров выше резервуара, при этом отсчеты берутся через каждые 100 метров. Общее число скважинных данных, полученных из этих двух контрольных скважин, составляет 218. Качество данных ухудшает шум интенсивностью 10 мкГал. Здесь мы не иллюстрируем эти скважинные данные.

Методология обращения

Две группы методик обращения хорошо подходят для периодических гравиметрических наблюдений. В обоих методах используется информация о плотности, относящаяся к нагнетанию соляного раствора, и оба пытаются обработать информацию о форме или распределении аномальных участков (зоны, охваченные вытеснением). Первая группа представляет собой поверхностные обращения. Эти методики предполагают простую топологию границ резервуара и известный плотностной контраст, и позволяют построить поверхность раздела нефти и соляного раствора. Примеры таких подходов для соляного тела включают в себя Cheng (2003), а также Jorgensen и Kisabeth (2000). Преимущество этих методов заключается в том, что они позволяют непосредственно вводить известный плотностной контраст, возникающий вследствие нагнетания, и обеспечивают получение прямого изображения водонефтяного контакта.

Второй метод заключается в том, чтобы использовать обобщенный подход с ограничениями, такой как двухкомпонентная формула, которую вывели Krahenbuhl и Li (2006). С точки зрения нашей проблемы, этот метод позволяет нам ввести значения плотностного контраста, относящиеся к периодическим наблюдениям, подобно тому, как это делалось при выполнении поверхностного обращения. В то же время, этот метод сохраняет гибкость и линейность инверсии плотности на элементной основе. При использовании метода для решения нашей проблемы, охваченные вытеснением зоны принимают значения 1, свидетельствуя об изменении плотности вследствие вытеснения флюида, при этом не охваченные вытеснением зоны принимают значения 0,5.

В этой презентации мы даем информацию о движении межфлюидного контакта путем обращения поверхностных и скважинных гравиметрических данных с использованием последней методики.

Результаты

Представленные здесь результаты обращения, предсказанные с помощью двухкомпонентной методики, относятся к трем сценариям применительно к данному исследованию. Прежде всего, показано полное восстановление резервуара вследствие полного вертикального и поперечного движения межфлюидного контакта – это иллюстрирует полный охват месторождения процессом вытеснения. Результаты видны на Рисунке 4(c), где полный объем моделируемого резервуара успешно очищен от зашумленных гравиметрических данных, полученных на поверхности и в околоскважинном пространстве. Результат обращения хорошо отражает фактическую ситуацию на месторождении Jotun, и подтверждает полный охват резервуара процессом вытеснения.

Второй из двух сценариев иллюстрирует использование методологии в качестве средства «межсейсмического» мониторинга, путем установления отличий между прогнозируемым и фактическим горизонтальным движением межфлюидного контакта, происходящим вследствие ограниченного охвата пласта процессом вытеснения. Из Рисунка 4(c) видно, что полный охват пласта на начальном этапе, и, следовательно, прогнозируемое движение водонефтяного контакта (OWC) может быть успешно выделено путем комплексного обращения поверхностных и скважинных гравиметрических данных.

Рисунок 4: Результаты обращения, иллюстрирующие районы горизонтального охвата, предсказанные с помощью поверхностных и скважинных гравиметрических данных. Окно (a) – полный вертикальный охват пласта на начальном этапе; окно (b) – частичный вертикальный и расширенный горизонтальный охват пласта в тот же период времени; окно (с) – полный охват модели пласта в конце периода добычи.

В дополнение к предыдущему сценарию, Рисунок 4(b) показывает, что непредвиденное увеличение расхода соляного раствора в поперечном направлении из-за ограниченного вертикального охвата пласта также может быть выявлено путем комплексного обращения данных 4-мерной поверхностной и скважинной гравиметрии. Обеспечиваемое методом разрешение по вертикали требует длительного исследования, с тем, чтобы можно было выявить истинную глубину SOWC. Созданная плотностная модель на этом этапе неправильно выявляет районы SOWC в пределах верхних 12 метров месторождения. До сих пор неясно, можно ли исправить эту ситуацию путем точной корректировки параметров обращения, таких как взвешивание глубины (Li и Oldenburg, 2000), или это неприятный результат недостаточного разрешения по вертикали, что свойственно гравиметрическим данным. Однако, все-таки результаты успешно демонстрируют, что такой подход может, по крайней мере, показать поперечное движение межфлюидного контакта. Ценность этой информации заключается, главным образом, во временной разнице между наблюдаемым расходом (по данным поверхностной и скважинной гравиметрии), и расходом, прогнозируемым с помощью моделирования такого горизонтального движения водонефтяного контакта на начальном этапе добычи.

Обсуждение

В этом анализе технической осуществимости проекта мы наглядно показываем, что метод 4-мерной гравиметрии может внести свой вклад в повышение эффективности добычи и управления разработкой пласта, наряду с более традиционными и более затратными 4-мерными сейсмическими исследованиями. Моделирование показывает, что грамотно спроектированная система наблюдения, включающая в себя поверхностные и скважинные гравиметры, может успешно отображать, по крайней мере, поперечное движение межфлюидного контакта во время нагнетания соляного раствора. Разрешение может никогда не достичь уровня точности, обеспечиваемого 4-мерными сейсмическими исследованиями, однако, объемное распределение изменяющейся во времени плотности вследствие вытеснения флюида может быть успешно восстановлено для сравнения с моделями пласта и расчетным движением межфлюидного контакта. Данные такого «межсейсмического» мониторинга могут предоставить дополнительную ценную информацию для оптимизации долговременного управления разработкой пласта.

Благодарность

Мы выражаем большую признательность Мартину Террелу (Martin Terrell) из компании ExxonMobil за рекомендации и уточнения, касающиеся нашей модели резервуара и параметров плана исследования. Замысел этого исследования на базе месторождении Jotun возник после того, как на конференции SEG 2007 года он представил специалистам по разведочной гравиметрии свой метод гравиметрического мониторинга. Мы также выражаем признательность Кристоферу Дэвиду (Kristofer Davis) за помощь, которую он оказал в доведении алгоритма двухкомпонентного обращения до практического применения. Эта работа была поддержана промышленным консорциумом по гравитационным и магнитным исследованиям (Gravity and Magnetics Research Consortium) в горном училище Колорадо. Финансовую поддержку оказали компании ChevronTexaco, ConocoPhillips, Anadarko, и BGP.

Изданные справочные материалы

Примечание: Представленный ниже список справочных материалов представляет отредактированную версию списка справочных материалов, представленного автором. Списки справочных материалов для расширенных аннотаций технической программы конференции SEG 2008 года был отредактирован таким образом, чтобы справочные материалы, предусматриваемые интерактивными метаданными для каждого документа, достигали высокой степени взаимосвязи с цитируемыми источниками, которые появляются в Интернете.

Справочные материалы

Cheng, D., 2003, Inversion of gravity data for base salt (Обращение гравиметрических данных для соленосной толщи): M.S. thesis, Colorado School of Mines.

Gouveia, W. P., D. H. Johnston, A. Solberg, and M. Lauritzen, 2004, Jotun 4D: Characterization of fluid contact movement from time-lapse seismic and production logging tool data (Определение параметров движения межфлюидного контакта на основании данных сейсмического мониторинга и данных каротажа в эксплуатационных скважинах): The Leading Edge, 23, 1187–1194.

Jorgensen, G., and J. Kisabeth, 2000, Joint 3D inversion of gravity, magnetic, and tensor gravity fields for imaging salt formations in the deepwater Gulf of Mexico (Комплексное 3-мерное обращение гравитационных, магнитных, и тензорных гравитационных полей для изображения соляных пластов в глубоководной части Мексиканского залива): Presented at the 70th Annual International Meeting (Представлено на 70-й ежегодной международной конференции), SEG.

Krahenbuhl, R. A., and Y. Li, 2006, Inversion of gravity data using a binary formulation (Обращение гравиметрических данных с использованием двухкомпонентной формулы): Geophysical Journal International, 167, 543–556.

Li, Y., and D. W. Oldenburg, 2000, Joint inversion of surface and three-component borehole magnetic data (Комплексное обращение поверхностных и трехкомпонентных скважинных магнитных данных): Geophysics, 65, 540–552.