Predicción de fracturas y propiedades gaseosas de yacimientos carbonatados en el área de Tongnanba

(Instituto de Investigación de Desarrollo y Exploración del Petróleo de China, Beijing 100083)

Basado en las características de desarrollo de la fractura del núcleo y utilizando tecnología de anisotropía azimutal sísmica previa al apilamiento, el Se predijo la presa Tongnan. La densidad y dirección de las fracturas del yacimiento en el segundo miembro de la Formación Jialingjiang y el tercer miembro de la Formación Feixianguan se construyeron para comprender el patrón de distribución de las fracturas del yacimiento en la capa objetivo. Al comparar la detección total de hidrocarburos con el perfil del gradiente de atenuación de frecuencia del registro de pozos perforados, se analizó la viabilidad de utilizar el gradiente de atenuación de frecuencia para predecir el contenido de gas del yacimiento y se predijo el contenido de gas de la capa objetivo de la investigación en toda el área. . La investigación muestra que los reservorios en el segundo miembro de la Formación Jialingjiang y el tercer miembro de la Formación Feixianguan tienen diferentes características de distribución de gas en las direcciones plana y vertical: el segundo miembro de la Formación Jialingjiang tiene un área de reservorio de gas grande y un único depósito de gas. yacimiento desarrollado; el tercer miembro de la Formación Feixianguan tiene un solo yacimiento de gas. El área del yacimiento de gas es relativamente pequeña, pero verticalmente tiene las características de múltiples yacimientos de gas en desarrollo y superposición ectópica. Según el análisis de los resultados de la predicción de fracturas y la predicción de gas, hay dos tipos diferentes de yacimientos de carbonato en el área de Tongnanba, a saber, el tipo de poro de fractura y el tipo de poro. Los resultados de la investigación tienen una gran importancia orientadora para futuras exploraciones y el despliegue de la ubicación de pozos en el área.

Predicción de fracturas anisotrópicas azimutales y predicción del contenido de gas en gradiente de atenuación de frecuencia de rocas carbonatadas en el área de Tongnanba

Predicción de fracturas y distribución de gas natural en el área de TNB

Bi Yanbin, Long Shengxiang, Liu Bin

(Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo Sinopec, Beijing 100083)

Basado en el estudio de las características de la fractura del núcleo, utilizando tecnología de anisotropía sísmica previa al apilamiento, la predicción Se descubrió la intensidad de la fractura plana y la dirección de desarrollo del segundo miembro de la Formación Jialingjiang y el tercer miembro de la Formación Feixianguan en el área, y se descubrieron áreas de desarrollo de fractura favorables, lo que proporcionó orientación para el siguiente paso del despliegue del grupo de pozos y el gas del yacimiento. análisis. De acuerdo con las características de la capa de producción, al comparar los datos de la prueba de registro de gas con el perfil del gradiente de atenuación de frecuencia, se analizó la viabilidad de utilizar el gradiente de atenuación de frecuencia para predecir la distribución del gas natural y se detectó la distribución plana del gas natural. Los resultados muestran que el segundo miembro de la Formación Jialingjiang y el tercer miembro de la Formación Feixianguan tienen diferentes características de transporte de gas en las direcciones plana y vertical. El yacimiento de gas t 1j 2 tiene las características de un solo yacimiento y un área grande, mientras que el grupo t 1f 3 desarrolla múltiples yacimientos, que están apilados verticalmente, y cada yacimiento de gas tiene un área pequeña. Con base en los resultados anteriores de predicción de fractura y distribución de gas, los yacimientos de carbonato tienen dos tipos de yacimientos diferentes, a saber, yacimientos de tipo poro y de tipo poro de fractura. Este resultado tiene un importante significado rector para la exploración en curso y el despliegue de ubicación de pozos en el área de TNB.

Palabras clave Estructura de TNB roca carbonatada datos sísmicos previos a la pila tecnología de anisotropía predicción de distribución de fracturas gradiente de atenuación de frecuencia predicción de distribución de gas

El bloque Tongnanba está ubicado en la parte noreste de la cuenca de Sichuan. es uno de los bloques clave para la reciente exploración de Sinopec. Aunque se han logrado avances importantes en la exploración de gas natural, el nivel general de exploración aún es bajo y el trabajo de exploración aún enfrenta algunos problemas que deben estudiarse y resolverse: el área del bloque es grande, hay pocas exploraciones pozos perforados hasta la capa objetivo y las características de distribución de las fracturas del yacimiento no son lo suficientemente claras. La capa objetivo está profundamente enterrada y los costos de perforación son altos; Sobre la base de la predicción de gas, es muy importante mejorar la tasa de éxito de la perforación. En respuesta a los problemas relacionados mencionados anteriormente, este documento lleva a cabo un análisis de predicción regional sobre las fracturas del yacimiento y las propiedades portadoras de gas de la capa objetivo, con el fin de proporcionar orientación para una mayor exploración efectiva del bloque. El ámbito de la investigación seleccionó el área de trabajo sísmico tridimensional del campo Heba en el área de Tongnanba. Seis estructuras locales, incluidas Niuniuping, Hebachang, Mujialiang, Xinchangba, Qiujiaping y Malubai, se desarrollaron de suroeste a noreste.

1 Características geológicas del yacimiento

La perforación del pozo S82 y del pozo H1 reveló que las principales capas productoras de gas en la estructura de Tongnanba son el segundo miembro de la Formación Jialingjiang del Triásico Inferior y El tercer miembro de la Formación Feixianguan.

El segundo miembro de la Formación Jialingjiang pertenece a los depósitos planos evaporativos de cardúmenes de la fase de plataforma evaporativa y está ampliamente distribuido en el área de Tongnanba. La litología se compone de dolomita arenosa, dolomita disuelta y yeso en finas capas intercaladas. El yacimiento que contiene gas en la segunda sección de la Formación Jialingjiang en el Pozo H1 es dolomita arenisca. El yacimiento de gas tiene aproximadamente 4.500 metros de profundidad, 12,4 metros de espesor y una porosidad promedio de 3,17%. La litología del tercer miembro de la Formación Feixianguan es principalmente piedra caliza oolítica y piedra caliza arenosa, que pertenece a facies de plataformas abiertas de mar poco profundo y depósitos de facies de llanuras de marea. El yacimiento que contiene gas en la tercera sección de la Formación Feixianguan en el Pozo H1 está compuesto de piedra caliza oolítica de poros disueltos, con una profundidad de enterramiento de aproximadamente 5.000 metros, un espesor de 14 metros y una porosidad promedio de 4,93%. La investigación de yacimientos muestra que los yacimientos en el segundo miembro de la Formación Jialingjiang y el tercer miembro de la Formación Feixianguan han experimentado la influencia de procesos epigenéticos diagenéticos en diversos grados, especialmente dolomitización y disolución. Hay poros intergranulares, poros disueltos intergranulares e intergranulares. poros y varios tipos de espacios de almacenamiento, como poros disueltos intergranulares, poros disueltos y poros disueltos intragranulares.

En general, los yacimientos de carbonato en esta área se caracterizan por entierro profundo, espesor delgado, baja porosidad y permeabilidad y estructura de poros compleja.

Los núcleos de perforación y las observaciones de los afloramientos de campo muestran que las fracturas estructurales en Tongnanba generalmente están desarrolladas. La aparición de grietas es principalmente grietas diagonales y grietas verticales, con relativamente pocas grietas horizontales. No sólo hay grietas rellenas, sino también grietas semillenas y grietas sin rellenar, de las cuales las grietas rellenas representan la gran mayoría. Debido a la influencia de múltiples fases de movimientos tectónicos en la historia geológica, el área de Tongnanba también ha formado estructuras locales y sistemas de fallas correspondientes a cada fase de actividad, mostrando un patrón de distribución de combinaciones de fallas de múltiples fases.

Investigación sobre la predicción de la distribución de fracturas en el yacimiento 2

En los últimos años, los métodos geofísicos se han convertido en uno de los métodos importantes para estudiar la distribución de fracturas del yacimiento. Existen muchos métodos para predecir fracturas basados ​​en la teoría geofísica [1, 2], como la exploración de múltiples componentes, la exploración de ondas de corte, la sísmica VSP, la exploración de ondas longitudinales, etc. Según la teoría de la propagación de ondas sísmicas, las ondas de corte son más sensibles a la anisotropía azimutal causada por grietas que las ondas longitudinales. Sin embargo, la relación señal-ruido y la resolución de los datos de ondas de corte suelen ser menores que las de los datos de ondas longitudinales, y la resolución de los datos de ondas de corte es generalmente menor que la de los datos de ondas longitudinales. Los costos de adquisición y procesamiento de las ondas de corte son mucho más altos que los de las ondas longitudinales, lo que limita la viabilidad de la investigación de grietas. Como método especial de "registro de pozos", el VSP sísmico de pozo tiene el problema de un área de detección pequeña. Con la exploración continua de la tecnología de investigación de fracturas, la gente está cada vez más interesada en utilizar datos de ondas longitudinales para estudiar la distribución de fracturas. En particular, el uso de datos sísmicos tridimensionales previos al apilamiento para estudiar la distribución de fracturas se ha convertido en una tecnología popular.

2.1 Bases teóricas para la predicción de fracturas de yacimientos mediante el método de anisotropía sísmica azimutal.

Las ondas sísmicas son ondas elásticas y su velocidad de propagación está relacionada principalmente con las propiedades de la formación, como la profundidad de enterramiento, el desarrollo estructural, la composición de la roca, las propiedades físicas, el desarrollo de los poros, las propiedades de los fluidos, la saturación de fluidos, etc. La existencia de zonas de desarrollo de fracturas intensificará la absorción y atenuación de las ondas sísmicas, provocando anisotropía de las propiedades sísmicas. María y Bruce estudiaron y discutieron la aplicación de datos sísmicos de ondas p para predecir la densidad y dirección de las fracturas [3, 4].

Mallick (1991, 1996, 1998) y Craft (1997) señalaron que se utiliza la función de amplitud y velocidad de reflexión de onda longitudinal que cambia con el ángulo y el desplazamiento del azimut, es decir, utilizando la variación de amplitud con el azimut. Ángulo (RVA) y variación de velocidad con azimut (RVA) para detectar grietas. Esta relación se puede expresar mediante la ley de cambio de amplitud con el ángulo de azimut (RVA) y la ley de cambio de velocidad con el ángulo de azimut (VVA), como se muestra en la Figura 1 [5]. Cuando la onda longitudinal reflejada pasa a través del medio de fractura, los cambios de la amplitud de reflexión (R) y la velocidad de reflexión (V) con el ángulo de acimut son funciones coseno del ángulo θ entre la dirección del disparo y la dirección de fractura. de la amplitud de reflexión y la velocidad de reflexión con el ángulo de azimut se puede analizar Expresado como:

R=Ar+Br cos2θ (1)

V=Av+Bv cos2θ (2)

Donde: r es la amplitud de reflexión; v es la velocidad azimutal; Ar y Av son los factores de compensación de la amplitud y la velocidad respectivamente, es decir, Ar es la amplitud en un medio uniforme, Av es la velocidad en un medio uniforme; Br y Bv son los factores de modulación de la amplitud y la velocidad respectivamente, es decir, la amplitud y la velocidad en función del azimut en un desplazamiento fijo. Todas ellas son funciones de la densidad de las grietas.

En la figura, φ1 es el ángulo entre la tendencia de la falla y la dirección del norte verdadero; α es el ángulo entre la dirección del disparo y la dirección del norte verdadero, y existe una relación θ = φ-α.

Las ecuaciones (1) y (2) se pueden representar aproximadamente mediante una elipse (Figura 2). Cuando la dirección de excitación es paralela a la dirección de la grieta, la amplitud y la velocidad son máximas (A+B); cuando la dirección de excitación es perpendicular a la dirección de la grieta, la amplitud y la velocidad son mínimas (A-B); (A+B)/(A-B) refleja la densidad de las grietas. Esta es la base teórica para predecir la distribución de fracturas del yacimiento utilizando datos sísmicos previos al apilamiento.

Fig. 1 Diagrama esquemático de la relación entre la posición de inspección del disparo y la dirección de la fractura.

Fig. 2 Diagrama esquemático de los cambios en los atributos sísmicos a lo largo de las fracturas en diferentes direcciones.

2.2 Investigación sobre la predicción de la distribución de fracturas de yacimientos sísmicos previo al apilamiento

La idea de la predicción sísmica previa al apilamiento de la distribución de fracturas es determinar las diversas direcciones de los atributos sísmicos bajo medios fracturados. Condiciones a través del modelado directo de la física de rocas. Características de respuesta del sexo opuesto. Optimice los atributos sísmicos y extraiga el volumen de datos del atributo de acimut correspondiente. Con base en el análisis de anisotropía azimutal, se calcularon la densidad de fractura y la dirección de la capa objetivo. Finalmente, en combinación con las características geológicas del yacimiento, se analizaron exhaustivamente las características de fractura de la capa objetivo.

2.2.1 Viabilidad de la predicción de fracturas a partir de datos sísmicos previos al apilamiento

El requisito previo para utilizar información sísmica previa al apilamiento para predecir la distribución de fracturas es que los datos sísmicos se recopilen desde todas las direcciones y Tienen un elevado número de superposiciones y relación señal-ruido. En este estudio, se recopilaron datos sísmicos tridimensionales en un azimut amplio, con un tamaño de contenedor de 25 mx 25 m y un recuento de cobertura total de 90 veces. Los datos sísmicos son de buena calidad, con alta relación señal-ruido y resolución, y buena retención de amplitud. Por lo tanto, este conjunto de datos sísmicos es propicio para seleccionar ángulos de compensación y acimut apropiados para extraer el volumen de datos de recopilación angular correspondiente, y es adecuado para la investigación de predicción de fracturas previas al apilamiento.

2.2.2 Calibración horizontal y selección de ventana de tiempo

Utilice curvas de registro sónico para crear registros sísmicos sintéticos y calibre con precisión horizontes sísmicos comparándolos con los grupos de ondas de los perfiles sísmicos de los canales laterales. . Después de la calibración del Pozo H1, el tiempo bidireccional del límite inferior del segundo miembro de la Formación Jialingjiang es de 2004 ms, y el tiempo bidireccional del límite inferior del cuarto miembro de la Formación Feixianguan es de 2105 ms; el tiempo bidireccional del límite inferior del segundo miembro de la Formación Jialingjiang calibrado por el Pozo S82 es 1884 ms. Al considerar el yacimiento Sobre la base del espesor de la capa y los factores de estabilidad del plano, la segunda ventana de tiempo de la Formación Jialingjiang es 12. ~ 21 ms por encima del fondo del segundo miembro de la Formación Jialingjiang, y la tercera ventana de tiempo de la Formación Feixianguan está 22 ~ 31 ms por debajo del fondo del cuarto miembro de la Formación Feixianguan, el rango de la ventana de tiempo es de 9 ms. .

2.2.3 Modelo petrofísico anisotrópico de yacimiento fracturado

La Figura 3 muestra la calibración sísmica en el pozo del segundo miembro de la Formación Jialingjiang en el Pozo H1 Modelado avanzado de física de rocas posterior. La curva de relación en la parte superior derecha de la figura refleja las características cambiantes de la amplitud normalizada con el ángulo de azimut y el desplazamiento. La elipse en la parte inferior derecha de la figura es el modelo que contiene gas y la elipse de amplitud de azimut con un ángulo incidente. de 30°. Los resultados del modelado directo de física de rocas muestran que el eje corto de la elipse de amplitud del azimut representa la dirección de la fractura, lo que proporciona una base para predecir la dirección de desarrollo de la fractura de la capa objetivo utilizando datos sísmicos previos a la acumulación.

Figura 3 Modelo de modelado directo petrofísico del segundo miembro de la Formación Jialingjiang

2.2.4 Formación del volumen de datos de recopilación de azimut de frecuencia

Investigación y aplicación en los últimos tiempos Los años muestran que, cuando se utilizan atributos sísmicos previos al apilamiento para realizar investigaciones de fracturas, los atributos de frecuencia tienen una alta sensibilidad al reflejar la densidad de las fracturas y la información del fluido [6]. A lo largo de la dirección de la grieta, la parte de alta frecuencia absorbe y atenúa lentamente, mientras que a lo largo de la dirección normal de la grieta, la parte de alta frecuencia absorbe y atenúa rápidamente. Cuanto más desarrolladas estén las fracturas, más obvios serán los cambios de frecuencia a lo largo de diferentes ángulos de acimut. Cuando las fracturas contengan petróleo y gas, esta diferencia será más obvia. Por lo tanto, el análisis de la anisotropía de frecuencia causada por las fracturas y los fluidos contenidos puede predecir eficazmente el desarrollo de fracturas con características abiertas en el yacimiento y tiene una importancia más práctica para la exploración de yacimientos de gas natural.

La extracción del volumen de datos de azimut es una parte importante de la predicción sísmica previa al apilamiento de la distribución de fracturas. Basado en el análisis de los parámetros de recopilación de datos sísmicos en el área de Tongnanba, este estudio utilizó el software integral de predicción de fracturas de yacimientos FRS en el rango de 0 ~ 180 (la recopilación entre 180 ~ 360 es equivalente a la recopilación entre 0 ~ 180). usando 65438+ cada 30°. Dentro del rango de desplazamiento de 400 ~ 3000 m, se extraen 6 ángulos de azimut iguales del volumen de datos de amplitud sísmica previo al apilamiento, de modo que el volumen de datos apilados en cada intervalo de ángulo de acimut tenga un número de cobertura más uniforme. Sobre esta base, las seis recopilaciones de azimut se combinan para formar una vista ampliada del volumen de datos de amplitud de azimut AZI posterior a la pila con información de azimut.

Utilizando el volumen de datos de recopilación de azimut y amplitud previa al apilamiento (AZI_amp), el volumen de datos del atributo de frecuencia se calcula mediante el algoritmo de transformación wavelet para formar un volumen de datos de atributo de frecuencia con información de azimut (AZI_Fuer_FRQ). Analizando la frecuencia de azimut calculada, se obtiene la variación espacial de la elipse de azimut de frecuencia. Si el achatamiento de una elipse de frecuencia se define como la relación entre el eje mayor y el eje menor, entonces este valor refleja la fuerza de la anisotropía en la frecuencia. Cuanto mayor es el valor, más fracturas abiertas relacionadas con el fluido del yacimiento se desarrollan.

2.2.5 Predicción y análisis de la distribución de fracturas del yacimiento

Este artículo utiliza el módulo de análisis de fracturas del software integral de predicción de fracturas del yacimiento FRS para calcular el volumen de datos del atributo de frecuencia del acimut (AZI_Fuer _FRQ) y obtener la densidad de desarrollo y la dirección de las fracturas del yacimiento. Según los resultados de la predicción, la densidad de desarrollo de la fractura y las características de dirección del segundo miembro de la Formación Jialingjiang son las siguientes:

(1) Los yacimientos del segundo miembro de la Formación Jialingjiang en el Pozo H1 y el Pozo S82 están ubicados en fracturas relativamente desarrolladas, lo que concuerda con los resultados de la observación del núcleo y muestra que los resultados de la predicción son confiables. Desde la perspectiva de la predicción regional, el grado de desarrollo de fracturas abiertas relacionadas con fluidos tiene ciertas características de zonificación.

En la dirección del eje longitudinal del anticlinal de Tongnanba, las fracturas están más desarrolladas al este de la estructura de Mujialiang; el grado de desarrollo de las fracturas es pobre en la región occidental. La razón está relacionada con la tensión tectónica en la zona durante el período del Himalaya. Cuanto más al noreste, mayor es la intensidad de la acción tectónica; más al suroeste, menor es la intensidad de la acción tectónica. A lo largo del eje corto del anticlinal, el grado de desarrollo de grietas en las alas es mayor que en el eje. Esto se debe principalmente al hecho de que hay zonas de rotura de pendiente evidentes en ambas alas de la estructura del anticlinal. características de pliegue en forma de caja, y el grado de tensión de las alas es mayor que el del área del eje anticlinal.

(2) En comparación con la estructura local, hay dos situaciones en las que las grietas están relativamente desarrolladas: ① Las partes empinadas de las dos alas de la estructura anticlinal de Tongnanba y los extremos giratorios de la estructura local están relativamente desarrollados ② Las grietas en la cola de la falla son de desarrollo relativamente grande. Según el análisis de la teoría estructural, estos lugares son donde se concentra la tensión tectónica.

(3) Las estadísticas de las orientaciones de las fracturas en toda la región muestran que la dirección NE-SW es ​​la dirección dominante para el desarrollo de las fracturas, lo que es consistente con la estructura local y la tendencia de la falla. La razón por la que se muestra una sola dirección es porque el área del área de trabajo de predicción de fracturas es demasiado grande y las estadísticas de las orientaciones de fracturas predichas en toda el área se ven afectadas por el efecto "promedio". Bajo la influencia de la tensión tectónica local, las direcciones de desarrollo de las grietas en diferentes partes estructurales siguen siendo diferentes, como se muestra en la Figura 4. Las direcciones de fractura previstas para el segundo miembro de la Formación Jialingjiang cerca del pozo S82 tienen principalmente dos direcciones de distribución: NEE-SWW y NNE-SSW (la rosa "pequeña" en el círculo indica la proporción de direcciones de fractura previstas), lo cual es consistente con el núcleo de la Formación Jialingjiang usando paleomagnético Las grietas medidas por la técnica direccional están en la misma dirección (ver la rosa "grande" en la Figura 4).

Figura 4 Comparación de la dirección prevista de las fracturas del yacimiento en el segundo miembro de la Formación Jialingjiang y el hallazgo de dirección paleomagnética del núcleo.

3 Investigación sobre predicción de gas

Desde la perspectiva de los principios de exploración sísmica, existen muchos métodos sísmicos utilizados en la predicción de petróleo y gas. Desde la perspectiva de aplicaciones específicas, se puede dividir en dos categorías: métodos de predicción directa y métodos de predicción indirecta. El método de predicción directa se refiere a un método de predicción que utiliza la amplitud y la frecuencia de la reflexión como información de atributos, incluidos puntos brillantes, efectos de baja frecuencia, fenómenos de inversión de fase y tecnología AVO. Los métodos de predicción indirecta se refieren a métodos que requieren un procesamiento adicional de información sísmica para predecir petróleo y gas, como la tecnología de análisis de espectro, la tecnología de análisis de conglomerados, la tecnología de reconocimiento de patrones, etc. Estos métodos se han aplicado a la predicción de yacimientos de petróleo y gas en diversos grados y han logrado ciertos resultados. Sin embargo, para condiciones geológicas especiales, como enterramientos profundos, espesores delgados de yacimientos y estructuras geológicas complejas, los métodos de predicción de petróleo y gas anteriores se ven afectados en diversos grados y su practicidad se reduce. En primer lugar, la amplitud de la reflexión se ve afectada por muchos factores, como las condiciones de excitación y recepción, la difusión del frente de onda, la atenuación de la absorción, los efectos geométricos de la interfaz de reflexión, la litología de la formación, etc. Cuando se utiliza este atributo para predecir el petróleo y el gas, generalmente se cree que existen múltiples soluciones sólidas, que pueden conducir fácilmente a "trampas" en la identificación. En segundo lugar, no todos los yacimientos de petróleo y gas son puntos brillantes y, a veces, incluso puntos planos; puntos oscuros, lo que hace que la tecnología de puntos brillantes sea muy útil. La predicción de petróleo y gas se ve afectada. Sin embargo, la tecnología AVO también encuentra algunas dificultades en la predicción de petróleo y gas profundo, especialmente para capas delgadas, las características de AVO a menudo no son lo suficientemente obvias. El método de predicción indirecta también tiene algunos problemas prácticos, como algoritmos complejos y, a veces, una correlación débil entre atributos. La investigación y la aplicación en los últimos años han demostrado que los atributos de atenuación de frecuencia tienen una gran sensibilidad y valor de aplicación en la predicción de petróleo y gas.

3.1 El atributo de atenuación de frecuencia es la base para predecir las propiedades de los gases.

La atenuación es la pérdida total de energía de las ondas sísmicas que se propagan en medios subterráneos y es una propiedad inherente del medio. Los factores que causan la atenuación de las ondas sísmicas son las pérdidas de energía entre sólido y sólido, sólido y fluido, y las interfaces fluido y fluido en el medio [12]. La investigación teórica y las aplicaciones prácticas muestran que si se desarrollan poros en un cuerpo geológico y se llenan con petróleo, gas y agua, se intensificará la atenuación de alta frecuencia y aumentará la reflexión y absorción sísmica (especialmente si contiene gas) [8 ~ 12] .

Cuando Dilay y Eastwood utilizaron el desfase temporal de los datos sísmicos tridimensionales para estudiar la relación entre el gas parcialmente saturado cerca de un pozo de inyección de vapor y la atenuación de las ondas sísmicas, descubrieron que durante el proceso de inyección de vapor, el gas La saturación alrededor del pozo tiende a cero. Durante el período de producción de petróleo y gas, las condiciones del pozo vuelven a la temperatura y presión normales, y el volumen de gas en el pozo aumenta aproximadamente un 5% en comparación con cuando se inyectó vapor. Durante el período de inyección de vapor y el período de producción de petróleo y gas, los datos sísmicos alrededor del pozo mostraron una atenuación de alta frecuencia obvia en la capa productora de gas, pero los datos sísmicos lejos del pozo no mostraron tal atenuación de alta frecuencia, lo que indica que esta atenuación de alta frecuencia es un Este tipo de atenuación interna es el resultado de la interacción y la fricción entre el gas en los poros de la roca y el medio circundante [13]. El grado de atenuación de alta frecuencia está relacionado positivamente con la saturación de gas.

Si el gradiente de atenuación de frecuencia (ATN_GRT) se define como un indicador que caracteriza el grado de atenuación de alta frecuencia, entonces cuanto mayor sea el grado de enriquecimiento del gas, mayor será el gradiente de atenuación de frecuencia (en sí mismo es un valor negativo, descrito aquí como absoluto valor, el mismo a continuación), y viceversa.

Para verificar la viabilidad de aplicar el atributo del gradiente de atenuación de frecuencia a la predicción de gas en esta área, se comparó el valor total de detección de hidrocarburos del pozo H1 en el área de Tongnanba con el valor del gradiente de atenuación de frecuencia en el correspondiente profundidad. Las Figuras 5 y 6, respectivamente, muestran los cambios en los valores de detección de hidrocarburos totales y los valores de gradiente de atenuación de frecuencia con la profundidad en el registro de la Formación Jialingjiang a la Formación Feixianguan en el Pozo H1 (para mostrar de manera integral la distribución de los valores de detección de hidrocarburos totales ​​en cada punto de profundidad, usando escala logarítmica). La comparación de las dos figuras muestra que la parte de alto valor de la detección total de hidrocarburos tiene una buena correspondencia con la parte de alto valor del gradiente de atenuación de frecuencia, lo que indica que es factible y confiable utilizar el atributo del gradiente de atenuación de frecuencia para predecir el contenido de gas. del embalse.

Figura 5h cambios en el contenido total de hidrocarburos con la profundidad en el Pozo 1.

Figura 6h El gradiente de atenuación de frecuencia del Pozo 1 cambia con la profundidad.

3.2 Investigación de predicción de gas

3.2.1 Características de atenuación de frecuencia de la capa de gas

Sobre la base de una calibración fina de la sísmica de pozo, la frecuencia del objetivo La capa se extrae a lo largo del cuerpo de datos del atributo de gradiente de decadencia de la capa. La Figura 7 muestra la comparación entre el perfil del gradiente de atenuación de frecuencia (amarillo → rojo indica valores más altos) a lo largo del perfil en línea645 del Pozo H1 y el perfil sísmico. Se puede ver en la figura que todas las capas productoras de gas corresponden a valores altos del gradiente de atenuación de frecuencia y presentan una distribución del gradiente de atenuación de frecuencia relativamente alta en el perfil, lo que refleja que los depósitos de gas en la segunda sección del La Formación Jialingjiang y la tercera sección de la Formación Feixianguan son generalmente depósitos de gas en capas. Comparando el gradiente de atenuación de frecuencia y el perfil sísmico, se puede ver que la capa productora de gas (correspondiente al gradiente de atenuación de alta frecuencia) está ubicada en el valle de la reflexión sísmica, y las interfaces superior e inferior de la capa de gas muestran fuerte reflejo de las ondas sísmicas (que se muestra como gas de playa de arena en el segundo miembro de la Formación Jialingjiang, reflejo de la capa de gas de banco oolítico en el tercer miembro de la Formación Feixianguan) o bifurcación del eje de reflexión. Esto muestra que el atributo del gradiente de atenuación de frecuencia no sólo refleja el contenido de gas del yacimiento, sino que también tiene una buena correspondencia con las características de reflexión sísmica.

Figura 7h: La línea principal de estudio del Pozo 1 es la segunda sección de la Formación Jialingjiang y la tercera sección de la Formación Feixianguan.

3.2.2 Predicción y análisis de la distribución de gas

Basado en la calibración fina de la sísmica de pozo, con el fin de analizar el plano y según el patrón de distribución longitudinal, el gradiente de atenuación de frecuencia. El volumen de datos a intervalos de 5 ms se extrajo paso a paso en el estudio. Las Figuras 8 a 10 muestran respectivamente las características de distribución plana del gradiente de atenuación de frecuencia a lo largo de las capas en las ventanas de tiempo de 10 a 15 ms, 25 a 30 ms y 55 a 60 ms debajo de la parte inferior del cuarto miembro de la Formación Feixianguan (otros se omiten los resultados de la ventana de tiempo).

Figura 8 Vista en planta del gradiente de atenuación de frecuencia del yacimiento del tercer miembro de la Formación Feixianguan (10 ~ 15 ms en la parte inferior del cuarto miembro de la Formación Feixianguan)

Figura 9 Frecuencia del yacimiento de el tercer miembro de la Formación Feixianguan Vista plana del gradiente de atenuación de frecuencia del yacimiento (25 ~ 30 ms desde la parte inferior del cuarto miembro de la Formación Feixianguan)

Figura 10 Vista en planta del gradiente de atenuación de frecuencia del yacimiento del tercer miembro de la Formación Feixianguan (55 ms desde la parte inferior del cuarto miembro de la Formación Feixianguan) ~ 60 ms)

Análisis completo del perfil y las características de distribución del gradiente de atenuación de frecuencia plana del segundo miembro de la Formación Jialingjiang y El tercer miembro de la Formación Feixianguan en el área de Tongnanba muestra que la distribución de la capa de gas objetivo tiene las siguientes características:

(1) Las partes favorables que contienen gas del segundo miembro de la Formación Jialingjiang se distribuyen en las estructuras Niuniuping, Hebachang, Qiujiaping y Malubei en el área de trabajo sísmico tridimensional, cubriendo un área grande. La comparación de la distribución del gradiente de atenuación de frecuencia en la ventana de tiempo igual de 5 ms muestra que en la dirección vertical, los valores del gradiente de atenuación de frecuencia hacia arriba y hacia abajo de la segunda capa de gas de la Formación Jialingjiang revelados por la perforación del Pozo H1 disminuyen rápidamente hasta la anomalía desaparece por completo. Estas características indican que la segunda capa de gas de la Formación Jialingjiang tiene una gran área de distribución en el plano, pero un único depósito de gas verticalmente. Esto es consistente con las características reflejadas en los resultados de la predicción del yacimiento. Las investigaciones muestran que las playas de arena del segundo miembro de la Formación Jialingjiang están desarrolladas y distribuidas de manera estable en todo el cinturón estructural de Tongnanba, y la arena kárstica y la dolomita pueden servir como un buen reservorio.

(2) El diagrama de distribución del valor del gradiente de atenuación de frecuencia de la ventana de tiempo de intervalo de 5 ms del tercer miembro de la Formación Feixianguan (Figura 8 ~ Figura 10) refleja que las partes favorables que contienen gas del tercer miembro de la Formación Feixianguan se distribuyen en Tongnan Las estructuras Niuniuping, Hebachang y Malubai cerca del eje de la estructura anticlinal de Ba, pero estas ubicaciones favorables no se distribuyen en parches, sino que se distribuyen localmente en diferentes niveles, lo que refleja el área relativa relativa de cada individuo. Los yacimientos de gas en el tercer miembro de la Formación Feixianguan son más pequeños. Esto también es consistente con la conclusión de que el yacimiento de piedra caliza del banco de ooides en el tercer miembro de la Formación Feixianguan solo se desarrolló estructuralmente localmente.

Se puede ver en la Figura 9 que dentro de la ventana de tiempo, el área de distribución de la tercera sección de la Formación Feixianguan (la capa de gas encontrada por el Pozo H1) es pequeña, pero se desplaza hacia arriba unos 15 ms (Figura 8) y hacia abajo en aproximadamente 30 ms (Figura 10) en la sección del pozo, el área anormal del gradiente de atenuación de frecuencia aumenta significativamente. La exploración de yacimientos en estas áreas debería llevarse a cabo en la Formación Feixianguan.

4 Conclusiones

(1) La tecnología de predicción de anisotropía azimutal sísmica previa al apilamiento es actualmente un método ideal para predecir la distribución de fracturas. No solo puede predecir la distribución de las áreas relativas de desarrollo de fracturas y la dirección de distribución de las fracturas dentro de la región, sino que también, en comparación con muchos otros métodos de predicción (como los métodos de simulación de campos de tensión tectónica), el volumen de datos de atributos de frecuencia se puede utilizar para predecir correlación de fluidos y aberturas con desarrollo de grietas característico.

(2) El atributo de gradiente de atenuación de frecuencia es un atributo eficaz y práctico para predecir el contenido de gas del yacimiento y tiene un gran valor de investigación y aplicación. La investigación muestra que los yacimientos de gas en el segundo miembro de la Formación Jialingjiang y el tercer miembro de la Formación Feixianguan en el área de Tongnanba tienen diferentes características de distribución de gas en las direcciones plana y vertical. El despliegue de la ubicación del pozo debe tener en cuenta tanto las características de distribución plana del yacimiento de gas como las características de distribución vertical del yacimiento de gas para maximizar la posibilidad de encontrar yacimientos de gas efectivos. Al mismo tiempo, se debe considerar el desarrollo de áreas de fracturas. y se deben considerar áreas donde las fracturas de yacimientos están relativamente desarrolladas. Implementar ubicaciones de pozos en áreas anormales que contengan gas para maximizar la exploración y el desarrollo eficiente de los yacimientos de gas natural.

(3) A través del análisis de la predicción de fracturas del yacimiento y los resultados de la predicción del contenido de gas, se cree que hay dos tipos diferentes de yacimientos de carbonato en el área de Tongnanba: el tipo de poro de fractura y el tipo de poro occidental. parte de la estructura de Hebachang está dominada por el tipo de poro, y la parte oriental de la estructura de Xinchangba está dominada por el tipo de poro de fractura, lo que tiene cierta importancia rectora para la exploración y el análisis de yacimientos de gas de diferentes tipos de yacimientos.

Me gustaría expresar mi más sincero agradecimiento a Ma Dianren, Liu Jianbang y Li por su ayuda.

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