Escuela de Geofísica y Tecnología de la Información, Universidad de Geociencias de China, Beijing 100083. Instituto de Investigación de la Corporación de Petróleo de China Oriental Geophysical Company, Zhuozhou, Hebei 072751)
Acerca del autor: Wang Zhaofeng, hombre, becario postdoctoral, ingeniero senior, dedicado principalmente a la evaluación y el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas.
Resumen: Los yacimientos de carbonato de cavidades de fractura son una de las áreas importantes para aumentar las reservas y la producción de petróleo y gas en el mundo. Sin embargo, los yacimientos carbonatados tienen formas complejas y una fuerte heterogeneidad, lo que dificulta la predicción precisa. Este artículo toma como objeto de investigación el yacimiento del bloque Pz de un campo petrolero en Kazajstán y utiliza la colaboración sísmica de pozos para realizar una calibración precisa de la conexión del pozo, lo que mejora la continuidad lateral y la confiabilidad de la capa objetivo. Introducir la teoría kárstica moderna para guiar la interpretación de las estructuras de la superficie superior del sótano, implementar líneas de separación y escalas de delineación y aumentar el área de exploración y desarrollo del área de estudio. Utilice tecnología de modelado de fallas para describir el plano de falla en tres dimensiones para garantizar la precisión de la interpretación de fallas. Se utilizó tecnología de visualización tridimensional para dividir la paleogeomorfología del área de estudio en tres tipos: pico de depresión, pico de valle forestal y barranco de paleoerosión, y se predijo la distribución espacial de las zonas de litofacies favorables. Según las características geológicas, de registro y de respuesta sísmica, combinaciones macroscópicas y microscópicas, los yacimientos se dividen en tres tipos: tipo de poro de cueva, tipo de poro de fractura y tipo de fractura. Combinando atributos sísmicos, inversión sísmica y tecnología de modelado de seguimiento de hormigas, se describen las características de distribución espacial del yacimiento y se señalan áreas potenciales para una mayor exploración y desarrollo.
Palabras clave: yacimiento de petróleo con cavidad de fractura; roca carbonatada; predicción de yacimientos; yacimiento petrolífero
Características y características del yacimiento de carbonato con cavidad de fractura de capa pz en el campo petrolífero NWKYZ, Kazajstán
Wang Zhaofeng 1, 2, Wang Peng 2, Chen Xin 2, Li Qiang 2
(1. Instituto de Geofísica y Tecnología de la Información, Universidad de Geociencias de China, Beijing 100083; 2. Instituto de China of Geophysics, Petroleum Corporation, Zhuozhou 072751, China)
Resumen: Los yacimientos de carbonato de cavidades de fractura son una de las áreas importantes para aumentar la producción de petróleo y gas en el mundo. Debido a la compleja morfología de la roca y la fuerte heterogeneidad del yacimiento, la predicción es difícil. Dirigido al yacimiento de carbonato con cavidad de fractura en la capa Pz del campo petrolífero Tan Nwk YZ en Kazajstán, el patrón del pozo se calibró utilizando la integración sísmica del pozo para mejorar la consistencia y confiabilidad de la calibración de la capa. Citamos la última teoría Karst para guiar el análisis estructural de la superficie superior del sustrato. Definir cuñas y trampas estructurales para incrementar el área de exploración y desarrollo del área de estudio. La tecnología de modelo de fallas se utiliza para mostrar intuitivamente los planos de fallas, asegurando la calidad de la interpretación de las fallas. Utilizando tecnología de visualización tridimensional, dividimos los accidentes geográficos antiguos en tres categorías: grupos de picos, bosques de picos e incisiones de erosión fósil. Se predijo la distribución de litofacies favorables. Según las características geológicas, de registro de pozos y de respuesta sísmica, los yacimientos se dividen en tipo de pozo, tipo de fractura y tipo de fractura. A través de métodos como atributos sísmicos, inversión sísmica y modelado de seguimiento de hormigas, se aclaró la distribución de los tres tipos de reservorios y se señalaron las áreas potenciales de exploración y desarrollo.
Palabras clave: yacimiento de cavidad de fractura; predicción de yacimientos; campo petrolífero NWKYZ
Introducción
Yacimiento de carbonato de cavidad de fractura Es una de las áreas importantes para aumento de las reservas y la producción de petróleo y gas en el mundo [1 ~ 2]. Debido a la compleja morfología y la fuerte heterogeneidad del yacimiento, la tasa de éxito de la perforación siempre ha sido baja, lo que hace que la exploración y el desarrollo de yacimientos de carbonato con cavidades de fractura sea un problema de clase mundial [3 ~ 7]. La aplicación integral de multidisciplinas para la predicción de yacimientos es una forma eficaz de resolver este problema [8 ~ 9]. Tomando como ejemplo el yacimiento de carbonato con cavidades de fractura en la capa de Pz de un campo petrolífero en Kazajstán, exploramos métodos para predecir las características de los yacimientos de carbonato con cavidades de fractura mediante la aplicación integral de datos geológicos, sísmicos, de registro de pozos y de rendimiento de producción, con un con miras a generar más atención y promover la aplicación generalizada de multidisciplinas en la predicción de yacimientos carbonatados con cavidades de fractura.
Figura 1 Ubicación de un campo petrolero (modificado según Hu 2011 [7])
1 Estudio geológico regional
Un campo petrolero está ubicado en la parte sur de la cuenca del sur de Turgai en Kazajstán La depresión de Aryskum se encuentra en la protuberancia de aksay (Fig. 1) [1]. Se encontró flujo industrial de petróleo y gas en la capa M-II, la capa Jurásica y la capa base Pz de un campo petrolero.
La capa de Pz del sótano en este estudio es principalmente piedra caliza y caliza dolomítica (Pozo Kz43 y Pozo Kz47). Algunos pozos contienen una pequeña cantidad de silicato duro y silicato blando (Kz51), que son carbonatos típicos de cavidad de fractura.
El basamento de la Cuenca Sur de Turgai se consolidó a finales del Paleozoico Inferior. Según la diferente composición y grado de metamorfismo del basamento, se puede dividir en dos conjuntos de capas estructurales, a saber, el jade antiguo Preproterozoico y el basamento plegado metamórfico profundo del Paleozoico Inferior, que son el verdadero basamento de la cuenca, y el otro conjunto es el Devónico-Carbonífero. Es carbonatado-basal Pz, que constituye el basamento de transición entre cuenca y tierra. El basamento en el área de estudio pertenece al basamento de transición carbonatada [1]. Los sistemas Jurásico, Cretácico, Terciario (Paleógeno-Neógeno) y Cuaternario se desarrollan principalmente en el basamento. Los estratos suprayacentes están en contacto discordante con el basamento en un ángulo grande (Tabla 1).
La Cuenca del Sur de Turgai está ubicada en el centro-sur de Kazajstán, en la zona de cizalla en el punto de inflexión de la sutura Ural-Tianshan. Es una cuenca de rift mesozoica desarrollada sobre el levantamiento del basamento herciniano [10]. De acuerdo con la secuencia de marcadores estructurales estratigráficos, la Era Cenozoica se puede dividir en cinco etapas que reflejan las características de la evolución tectónica regional, a saber, la etapa de extensión inicial, la etapa de desarrollo de fallas, la etapa de transformación de fallas, la etapa de desarrollo de depresión y la etapa posterior de levantamiento [10 ]. Pz es la base de la capa objetivo en el área de estudio, que se consolidó a finales del Paleozoico y sufrió levantamiento y fuerte erosión. La litología del lecho rocoso del campo petrolero es compleja. Según el análisis de núcleos, registros de pozos y datos microscópicos, la litología principal del yacimiento se puede dividir en cuatro categorías: piedra caliza, dolomita, brecha y roca silícea. Los troncos se caracterizan por su alta resistividad, alta velocidad, bajos neutrones y alta densidad.
Tabla 1 Resumen de la estratigrafía de la Cuenca del Sur de Turgai
2 Interpretación estructural fina
Pozo 2.1 - calibración fina de pozos sísmicos
La calibración precisa de los horizontes geológicos sísmicos es la base para la interpretación de la estructura sísmica. Durante la calibración, se garantiza que cada interfaz geológica corresponda a un evento sísmico y coincida con cada evento del perfil del yacimiento, de modo que los datos sísmicos en el dominio del tiempo y los datos de registro en el dominio de la profundidad se puedan combinar correctamente [11]. Esta vez, la calibración de capas adopta el método de "calibración fina sísmica de pozo combinada con conexión de pozo", es decir, basándose en la división precisa de estratos contrastantes, los datos de perforación, registro y registro de 29 pozos completados en el área de estudio son completos. Se utiliza para la calibración de capas. A través de la producción de registros sísmicos sintéticos de múltiples pozos y la comparación y verificación de perfiles transversales verticales y horizontales en el área de estudio, se asegura la continuidad lateral y la confiabilidad de la calibración de capas (Figura 2). Durante el proceso de calibración, la capa estándar se determina basándose en el patrón de cambio longitudinal de la curva de registro del pozo. Entre ellos, la sección de lutita de la Formación Ares Qom del Cretácico es relativamente estable en el área de trabajo y puede usarse como capa estándar.
Figura 2 Perfil de calibración de nwkyzyjia 50-58-54-48-57-32-51-31.
2.2 Introducir la teoría kárstica moderna para guiar la interpretación de la estructura en la parte superior del sótano.
Al comparar las características del relieve kárstico formado por el karst moderno (Figura 3-A) y el perfil sísmico del área de estudio (Figura 3-B) para guiar la interpretación sísmica, se puede determinar la relación de contacto entre los estratos suprayacentes y El sótano con complejos accidentes geográficos antiguos se divide en tres tipos: en forma de U, en forma de V y en forma de cuña, que reinterpreta la compleja paleogeomorfología del área de estudio. Redefinir las líneas de separación y estructuras de MII y J3ak en 26,1 km2, y definir la estructura de la colina enterrada de carbonato en 52,7 km2.
Figura 3 Interpretación de las estructuras modernas de la superficie superior del basamento de carbonato con cavidades de fractura orientadas al karst.
2.3 El modelo de falla garantiza la precisión de la interpretación de la falla
La construcción de fallas se basa en la identificación de fallas utilizando varios métodos, como cuerpos de coherencia, ángulos de inclinación, intervalos de tiempo y visualización tridimensional. El modelo de falla se utiliza para garantizar la precisión de la interpretación de fallas (Figura 4). Hay 50 * * fallas interpretadas en toda el área, 30 de las cuales pasan por fallas de basamento, de las cuales 10 se extienden más de 1,5 km (Fig. 5).
Fig. 4 Modelo de sección transversal del yacimiento petrolífero
Fig. 5 Distribución plana de las fracturas en la parte superior de la capa de Pz en el yacimiento petrolífero.
2.4 Realización estructural y visualización tridimensional de accidentes geográficos antiguos
Basado en la interpretación fina de la capa de reflexión superior de Pz, se estableció un campo de velocidad tridimensional utilizando el tiempo- relación de profundidad de 29 pozos en el área de estudio. Se realiza la conversión tiempo-profundidad de la capa, y luego se realiza la corrección del pozo para obtener el mapa estructural de la parte superior de la capa objetivo (Figura 6).
La superficie superior del basamento de Pz está dividida principalmente en dos levantamientos, el este y el oeste, y localmente se desarrollan algunas pequeñas trampas anticlinales. En este estudio se identificaron un total de 16 trampas, cubriendo un área de 17,88km2
Figura 6 Mapa estructural superior de la capa de Pz del campo petrolero
Con base en En la implementación estructural, se restauraron los accidentes geográficos antiguos y se utilizó tecnología de visualización tridimensional que muestra las características paleogeomorfológicas del área de estudio (Figura 7). Los accidentes geográficos antiguos en el área de estudio se pueden dividir en tres tipos: depresión de pico, valle de bosque de pico y barranco de erosión antigua.
Figura 7 Mapa de análisis paleogeomorfológico de la capa de Pz en el campo petrolero
3 Características y predicción del yacimiento
3.1 Características de las litofacies del yacimiento
Núcleo , secciones delgadas y datos de registro de pozos muestran que las principales litologías del basamento de Pz son piedra caliza, caliza dolomítica, roca silícea y brecha. Se puede ver en el cuadro de análisis de litofacies de un solo pozo (Figura 8) que las características de registro eléctrico de la litología del sótano se dividen principalmente en dos categorías: el primer tipo de piedra caliza y piedra caliza dolomita son de baja gamma, resistividad media y alta, y baja sonido tiempo de tránsito de ondas, alta densidad; otro tipo de roca silícea es todo lo contrario a la brecha, con gamma media a alta, baja resistividad, alto tiempo de tránsito acústico y baja densidad. Las formas de las curvas con litología similar son básicamente las mismas, en su mayoría lineales. Desde la perspectiva de la relación de contacto, la relación de contacto entre la piedra caliza y la caliza dolomítica y la roca clástica suprayacente es un cambio repentino, mientras que la relación de contacto entre la roca silícea y la brecha y la roca clástica suprayacente es gradual. La litofacies del yacimiento tiene una fuerte heterogeneidad tanto horizontal como verticalmente. La brecha, la roca silícea y la caliza dolomítica se distribuyen en bloques. La distribución espacial de las litofacies se puede mostrar intuitivamente utilizando tecnología de modelado de atributos (Figura 9).
3.2 Características de clasificación del yacimiento
El yacimiento de carbonato de cavidad de fractura en el bloque Pz de un campo petrolero ha desarrollado poros secundarios, una fuerte heterogeneidad y buenas propiedades físicas del yacimiento. La principal capa productora. de esta zona. De acuerdo con las características del núcleo, el registro y la respuesta sísmica, los yacimientos en el área de estudio se pueden dividir principalmente en tres tipos: tipo de poro de cueva, tipo de poro de fractura y tipo de fractura (Tabla 2).
(1) Depósito tipo poro cavidad. La cueva está completamente llena de roca silícea y brecha, y el espacio de almacenamiento está dominado por los poros entre los rellenos de la cueva. Generalmente, tiene un cierto fondo estructural. La respuesta sísmica se caracteriza por una reflexión anormalmente fuerte en forma de lente y la parte inferior es una reflexión fuerte discontinua cóncava. La respuesta de registro tiene forma de caja o de embudo, con GR bajo, DT alto y baja densidad.
Fig. 8 Histograma completo del análisis de litofacies de sección Pz del pozo NWKYZYJIA49 en el campo petrolero
Fig. 9 Modelo de litofacies de sección Pz de campo petrolero
Tabla 2 Yacimiento de la sección Pz en el campo petrolífero A Características de clasificación
(2) Yacimientos fracturados y porosos. Las fracturas y los poros de la matriz están relativamente desarrollados, lo que lo convierte en un reservorio típico de medio dual. Las respuestas sísmicas son a menudo reflexiones discontinuas con características poco claras y en su mayoría son adyacentes a grietas y fallas grandes. La curva logarítmica no cambia mucho, con GR bajo, DT bajo y densidad alta.
(3) Reservorio fracturado. El espacio de almacenamiento son principalmente microfracturas. La respuesta sísmica se caracteriza principalmente por interfaces continuas de fuerte amplitud, pequeños cambios en las curvas de registro, GR bajo, DT medio a alto y densidad media a alta.
3.3 Predicción de yacimientos basada en atributos sísmicos
El análisis de atributos sísmicos es un medio técnico importante para predecir la distribución de agujeros y fracturas en rocas carbonatadas. Los diferentes tamaños y niveles de llenado de cuevas y sistemas de fisuras pueden causar cambios sutiles en la respuesta sísmica, que son difíciles de identificar a simple vista a partir de cambios en eventos sísmicos [12]. Sin embargo, esta variación puede estar implícita en diferencias en las propiedades sísmicas. Cada atributo sísmico refleja diferentes aspectos de los cambios en el subsuelo, y diferentes géneros tienen diferentes sensibilidades a las fracturas y cuevas. La amplitud de reflexión contiene información de velocidad, densidad y espesor de una sola interfaz, que puede usarse para predecir cambios laterales de la roca y la posibilidad de existencia de petróleo y gas. Las propiedades similares a la amplitud se pueden usar para identificar la distribución de yacimientos de cavidades de fractura. 13]. La frecuencia es una característica de los pulsos sísmicos y está relacionada con factores geológicos como cambios laterales en el espesor o la velocidad del reflector, la presencia de gas: generalmente las frecuencias bajas reflejan características más gruesas, las frecuencias altas son sensibles a características delgadas, cambios en el petróleo, el gas y Los embalses causarán absorción y atenuación de alta frecuencia. Dado que los yacimientos de carbonato de cavidades de fractura son relativamente microscópicos en un gran conjunto de formaciones de carbonato, en la predicción de yacimientos de carbonato de cavidades de fractura, la información de división de frecuencia es muy útil para describir la anormalidad del yacimiento [14]. La continuidad de la reflexión está estrechamente relacionada con la continuidad estratigráfica. Es un parámetro físico que evalúa la capacidad de extensión lateral de los eventos sísmicos. Generalmente se describe por propiedades similares.
(1) Atributo de división de frecuencia. La tecnología de interpretación de división de frecuencia es un nuevo método de interpretación de datos sísmicos. Es una tecnología de descomposición del espectro con la transformada de Fourier, el método de máxima entropía y la transformada wavelet como algoritmos centrales [14-15]. Los atributos de frecuencia combinados con la visualización tridimensional son medios poderosos para describir con precisión yacimientos heterogéneos. Este método puede analizar la amplitud correspondiente a cada frecuencia en el dominio de la frecuencia al interpretar el espesor temporal y la discontinuidad geológica de datos sísmicos tridimensionales. Este método de análisis elimina la interferencia mutua de diferentes componentes de frecuencia en el dominio del tiempo, lo que hace que los resultados de interpretación sean más altos que la resolución tradicional. A través del análisis del perfil de pozos cruzados del volumen de datos de división de frecuencia, se concluye que la respuesta de división de frecuencia del yacimiento en el área de estudio tiene las siguientes reglas: la respuesta de división de frecuencia del yacimiento favorable es de sintonización relativamente alta (color cálido) amplitud, y la respuesta del atributo de división de frecuencia del depósito pobre es a menudo una amplitud de resonancia sintonizada (fría) más baja (Figura 10). Mediante el estudio de este método, se cree que los reservorios favorables de rocas carbonatadas de basamento se distribuyen principalmente en la parte central del área de estudio, delimitada por zanjas de erosión, y el área que rodea las dos crestas de rocas antiguas distribuidas al este y al oeste es de aproximadamente 20km2.
Figura 10 Representación visual de los atributos de división de frecuencia base de 50 Hz en la región NWKYZYJIA
(2) Atributos de amplitud. La amplitud es la respuesta a las diferencias en la impedancia de la interfaz litológica. Cuanto mayor sea la diferencia de impedancia entre las formaciones superior e inferior, más fuerte será la amplitud de reflexión [16]. Las rocas carbonatadas del basamento en el área de estudio se caracterizan por una amplitud débil. Cuando hay agujeros, agujeros y grietas en él, es equivalente a la aparición de una nueva interfaz de reflexión, que es propensa a una amplitud anormal y una fuerte reflexión local.
En el diagrama plano del componente AC de la intensidad de reflexión del sótano en el área NWKYZYJIA (Figura 11), el área con una fuerte intensidad de reflexión media (colores cálidos como naranja y amarillo) representa el área donde se encuentran los embalses tipo I. como los agujeros, y la intensidad de la reflexión circundante es débil. Las áreas en colores fríos (azul, verde, etc.) representan áreas donde no se desarrollan los agujeros. Se puede ver que el área de fuerte reflexión se puede dividir aproximadamente en partes este y oeste, lo que es básicamente consistente con los resultados de predicción de la tecnología de división de frecuencia. Sobre esta base, cada parte se puede dividir en varias franjas distribuidas a lo largo de la dirección NO-SE, que son básicamente consistentes con la dirección de distribución de las principales fallas en el área de estudio, lo que indica que el desarrollo de los agujeros se ve afectado por tensiones y fallas regionales. .
Figura 11 Plano del componente AC de la intensidad de reflexión del sótano en el área NWKYZJIA
3.4 Predicción del yacimiento de inversión sísmica
La tecnología de inversión sísmica consiste en aprovechar al máximo el registro, la perforación y Los datos geológicos proporcionan información rica, como estructura, estratigrafía y litología, e infieren información como impedancia de onda, densidad, velocidad, porosidad, permeabilidad, porcentaje de arena y lutita, y presión. Formaciones del subsuelo a partir de perfiles sísmicos convencionales [17]. Esta inversión se logra mediante la inversión restringida de espiguillas escasas en el software Jason.
De acuerdo con las reglas de desarrollo de los yacimientos Tipo I y II en el sótano del área de estudio, se utilizó la vista de volumen del software Jason (Figura 12, Figura 13) para realizar el análisis de los yacimientos Tipo I y II. dentro del rango de 120 m de espesor en la cima de la colina enterrada. Según la clasificación, la impedancia de las olas de los embalses de Clase I se define como 5000 ~ 10000 g. Combinado con las características estructurales del área de estudio, se puede ver que la Clase I. Los embalses se desarrollan principalmente a lo largo de las partes altas estructurales antiguas. Cuanto más alto es el lugar, mayor es el espesor del embalse. Cerca del pozo NWKYZYJIA56, el espesor del yacimiento Clase I alcanza los 70 m. Los embalses de tipo II se desarrollan en pendientes estructurales y se encuentran dispersos en pequeñas áreas en otros lugares.
3.5 Utilizar tecnología de modelado de seguimiento de hormigas para predecir fracturas de yacimientos.
La predicción de fracturas siempre ha sido una dificultad en el estudio de yacimientos con cavidades de fractura. Esta predicción de crack utiliza tecnología de seguimiento de hormigas. El principio de esta tecnología es sembrar una gran cantidad de hormigas en el volumen de datos sísmicos. Las hormigas que encuentren rastros de grietas que cumplan con las condiciones de grietas preestablecidas en el volumen de atributos sísmicos "liberarán" algunas señales y reunirán hormigas en otras áreas en el volumen de datos sísmicos. No se marcarán otras grietas para seguimiento que no cumplan las condiciones de grieta [18]. Finalmente, se obtiene un volumen de datos con poco ruido y rastros de fractura claros. Según el modelo de fractura rastreado por hormigas de 0 a 120 m debajo de la superficie superior de Pz en el área de estudio (Fig. 14), se puede ver que los reservorios de fractura tipo III obviamente se ven afectados por fallas y se desarrollan cerca de las fallas.
Figura 12. Mapa de espesores del embalse de primer nivel 0-120 metros por debajo de la cima de Pz en el área de trabajo de NWKYZJIA.
Figura 13 Mapa de espesor del depósito secundario 0-120 metros debajo de la superficie superior de Pz en el área de trabajo de NWKYZJIA.
Figura 14 Características de distribución de yacimientos de fractura de nivel 0 ~ 0 ~ 120 m ⅲ debajo de la superficie superior de Pz en el área de trabajo de NWKYZYJIA.
4 Conclusiones
(1) La tecnología de combinación bien sísmica puede mejorar la continuidad y confiabilidad de la calibración de la capa horizontal.
(2) Introducir la teoría kárstica moderna para guiar la interpretación estructural de la superficie superior del sótano e implementar líneas de separación y trampas estructurales. En el área de estudio, se reconstruyeron 26,1 km2 de líneas de extracción y estructuras de extracción MII y J3ak, y se reconstruyeron 52,7 km2 de estructuras de colinas enterradas en carbonato, aumentando el área de exploración y desarrollo.
(3) La tecnología de modelado de fallas puede mostrar visualmente planos de fallas, lo que ayuda a garantizar la calidad de la interpretación de las fallas.
(4) El uso de tecnología de visualización tridimensional para mostrar características de accidentes geográficos antiguos es útil para el análisis de accidentes geográficos antiguos. Los accidentes geográficos antiguos en el área de estudio se pueden dividir en tres tipos: depresión de cúmulos de picos, valle de bosque de picos y barrancos de erosión antiguos.
(5) De acuerdo con las características geológicas, de registro de pozos y de respuesta sísmica, los yacimientos en el área de estudio se dividen en tres tipos: tipo de poro de cueva, tipo de poro de fractura y tipo de fractura.
(6) Al integrar atributos sísmicos, inversión sísmica y tecnología de modelado de seguimiento de hormigas, se aclararon las características de distribución espacial de los tres tipos de embalses en el área de estudio. Se cree que los reservorios de poros de cuevas tipo I se desarrollan principalmente a lo largo de las partes altas de estructuras antiguas. Cuanto más alta es la ubicación, mayor es el espesor del reservorio. Los yacimientos de tipo poro de fractura tipo II se desarrollan en taludes estructurales y se encuentran dispersos en otros lugares. Los yacimientos de fractura tipo III obviamente se ven afectados por fallas y se desarrollan cerca de ellas.
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