9.3.4.1 Análisis de confiabilidad de los datos de coincidencia sísmica
Como se muestra en la Figura 9.43, a través del análisis comparativo del perfil de datos de coincidencia y su perfil de diferencia, la capa de referencia (capa T0) coincide bien. Cree condiciones para el análisis de diferencias. Para el perfil de diferencia, aunque hay cierta información en la capa de marcador, la diferencia es mucho menor que la capa de destino. Por lo tanto, los datos sísmicos coincidentes se pueden utilizar básicamente para el análisis de diferencia de atributos del intervalo objetivo.
Figura 9.43 Comparación de datos coincidentes y datos diferenciales de perfiles sísmicos antes y después del cambio de tiempo
Además, aunque los datos coincidentes se utilizan principalmente para igualar la amplitud, frecuencia y fase del capa marcadora antes y después del cambio de tiempo, no es adecuada para Los parámetros sísmicos de la capa objetivo subyacente también están dañados en cierta medida. Como se muestra en la Figura 9.44, básicamente no hay diferencia en los atributos de frecuencia y fase de los datos sísmicos antes y después del lapso de tiempo en el yacimiento superior del Grupo I. Por lo tanto, el análisis de las diferencias de los atributos del lapso de tiempo se centra principalmente en la amplitud sísmica. atributos.
Figura 9.44 Comparación de los atributos de amplitud, frecuencia y fase de datos coincidentes antes y después del cambio de tiempo y sus atributos de diferencia.
9.3.4.2 La idea básica del análisis de diferencias de atributos
Existen dos métodos principales para el análisis de diferencias de atributos convencional: (1) extraer atributos directamente capa por capa de los datos de diferencia volumen (2) Los atributos se extraen de volúmenes de datos coincidentes y luego se analizan diferencialmente. Como se muestra en la Figura 9.45 y la Figura 9.46, siempre hay muchas perturbaciones aleatorias y anomalías diferenciales sin ningún significado geológico en los atributos planos extraídos directamente del volumen de datos diferenciales y los atributos de sección extraídos directamente del volumen de datos diferenciales.
Por lo tanto, a través del análisis de aplicaciones prácticas, se cree que extraer atributos del lado de la capa o atributos de volumen de cálculo respectivamente en los datos coincidentes y luego realizar un análisis de diferencias puede reducir efectivamente el error del punto a punto directo. diferencias en los datos y al mismo tiempo suprime eficazmente el ruido.
Figura 9.45 Comparación de atributos diferenciales extraídos por dos métodos
Figura 9.46 Comparación de diferentes perfiles de atributos extraídos por dos métodos (la imagen superior es el perfil obtenido por los datos de atributos de volumen diferencial, el La imagen inferior es la sección obtenida mediante datos sísmicos diferenciales).
Figura 9.47 Curva de registro del pozo y facies sedimentarias del Pozo A26
Figura 9.48 Sección diferencial del Pozo A26.
Figura 9.49 Mapa de contorno del volumen acumulado de inyección de agua en el área experimental
9.3.4.3 Análisis y explicación de las características de diferencia de atributos
Para comprender mejor el tiempo -terremotos de lapso Las características de las diferencias se analizarán aquí en forma de "punto-línea-plano". Del análisis anterior, podemos saber que las diferencias de lapso de tiempo se pueden analizar mejor mediante diferencias de atributos y las diferencias de atributos de volumen se analizarán en función de los datos de diferencia de atributos de volumen.
(1) Análisis de pozo típico
En el análisis de pozos típicos, los atributos del cuerpo de intensidad de reflexión se extraen de los atributos sísmicos coincidentes antes y después del lapso de tiempo, y luego el secundario Los atributos del cuerpo de intensidad de reflexión se extraen de Reste el atributo de volumen de intensidad de reflexión principal del volumen de intensidad de reflexión para obtener el volumen de datos de diferencia de intensidad de reflexión y luego analice las características de diferencia entre pozos típicos y perfiles típicos sobre esta base.
1) Pozo - A26: Este pozo es actualmente el que presenta el mayor cambio en saturación de agua entre los pozos de producción. Se puso en producción en septiembre de 1993. En la actualidad, su producción acumulada y su contenido de agua son altos, y la relación gas-petróleo en la producción posterior es estable, lo que indica que la presión de formación en el área del pozo se mantiene bien y el cambio en la saturación de gas es limitado. Por lo tanto, esta área de pozo fue seleccionada como un área típica de pozo de cambio de contenido de agua. Del análisis de las facies sedimentarias y las curvas de registro del pozo A26 (Apéndice Figura 9.47), se puede ver que los yacimientos 1 ~ 2 y 4 ~ 6 están bien desarrollados y tienen buenas propiedades físicas. Por lo tanto, la diferencia sísmica de lapso de tiempo en la ubicación del Pozo A26 debería concentrarse principalmente en la parte superior de la sección superior o inferior del I Grupo Petrolero. Como se puede ver en la Figura 9.48, la diferencia en el Pozo A26 se concentra principalmente en. En la parte superior de la sección superior del I Oil Group y la sección inferior del I Oil Group, se puede ver que la diferencia causada por simplemente reemplazar el aceite con agua es visible en algunos casos.
2) El pozo que inyectó más agua - A21: Entre todos los pozos de inyección de agua en el campo petrolero S, A21 es el pozo con el mayor volumen de inyección acumulativo (Figura 9.49), por lo que este pozo fue seleccionado como un típico pozo de inyección grande. Se puede ver en las facies sedimentarias de un solo pozo y en los registros de pozos de la Figura 9.50 que el espesor y el índice de unidad de fluido de las subcapas 1 a 3 son similares. El espesor de las capas pequeñas 4 y 6 es mayor, pero el índice de unidad de flujo es menor. Por lo tanto, se puede determinar que las capas pequeñas 1 a 3 son la capa principal de entrada de agua de inyección, es decir, la sección superior del grupo de petróleo I. Es la principal capa de entrada de inyección de agua. Si hay una diferencia, la diferencia debería concentrarse principalmente en la sección superior del grupo de aceites I. Como se puede observar en la Figura 9.51, las diferencias en el Pozo A21 se concentran principalmente en la sección superior del grupo de petróleo I.
3) Pozo - A08, el primer pozo de inyección de agua: este pozo se convirtió en un pozo de inyección de agua en febrero de 1995 y es el primer pozo de inyección de agua. En la actualidad, la tasa de inyección de agua de este pozo mantiene una cierta tendencia ascendente, lo que indica que la absorción de agua cerca de este pozo es mejor y debería haber diferencias obvias entre este pozo y los pozos cercanos. Se puede ver en la sección de diferencias en la Figura 9.52 que las diferencias en el Pozo A08 se concentran principalmente en las partes media y superior, y las diferencias son obvias cerca de las cuatro capas pequeñas. Extraiga el mapa de diferencias planas de las cuatro capas pequeñas a lo largo de la interfaz superior (Figura 9.53). El círculo rojo en la figura es la ubicación del Pozo A08. La línea amarilla es la ubicación de la sección en la Figura 9.52. Hay un área anormal grande cerca del Pozo A08, lo que explica en gran medida la razón por la cual el Pozo A08 tiene una buena absorción de agua, porque la conectividad cerca de este pozo es relativamente buena.
Figura 9.50 Curva logarítmica del pozo A21 y diagrama de fase sedimentaria
Figura 9.51 Perfil de diferencia de ubicación del pozo A21
Del análisis anterior de pozos típicos, se puede ver que la diferencia de lapso de tiempo efectivamente existe y está estrechamente relacionada con el espesor del yacimiento y el índice de flujo del yacimiento. El análisis de pozos típicos muestra que siempre que los datos de registro, los datos dinámicos y los datos sísmicos se analicen exhaustiva y cuidadosamente, se pueden obtener mejores diferencias y se pueden hacer mejores explicaciones, proporcionando así diferencias de lapso de tiempo de alta calidad para simulaciones numéricas.
Figura 9.52 Sección de diferencia del Pozo A08
Figura 9.53 Vista plana del Pozo A08 a lo largo de la interfaz superior de cuatro capas pequeñas y a lo largo de la diferencia de capas.
(2) Análisis de perfil típico
1) A20) Perfil del pozo A20-C4: Este perfil es consistente con el pozo A20-A21-A22-A23-A24-C2-C3- C4 En una línea, el Pozo A 21 es un pozo de inyección de agua con un tiempo de inyección de agua prolongado y está separado por la falla norte-sur entre los pozos A22-A23. La parte este del Pozo A23 está dominada por el avance marginal de agua. Según la división de unidades de flujo y contraste de subcapa, el agua inyectada de los pozos A20-A21-A22 avanza principalmente a los pozos A22 y A20 a través de la sección superior del grupo petrolero I, y la conectividad direccional del pozo A22 es mejor, por lo que se puede considerar que entre los pozos A21-A22 se inyecta más agua. Sin embargo, entre A23-A24-C2-C3-C4, el cuerpo de agua está en el fondo de C3-C4, y A23 tarda mucho en producirse. Por lo tanto, el agua de borde en esta sección ingresa a los pozos A23 y A24 desde la parte inferior del grupo de petróleo II. Por lo tanto, en el lado izquierdo de la falla (es decir, donde se encuentran los pozos A20, A21 y A22), la sección superior del grupo de petróleo I (el área roja en la Figura 9.55) tiene diferencias obvias, mientras que la sección inferior del grupo de petróleo I (el área roja en la Figura 9.55) tiene diferencias obvias. El grupo de petróleo I casi no tiene diferencia; el lado derecho de la falla se caracteriza por el agua del borde. Se utiliza principalmente la inundación y el agua proviene de los pozos C3-C4, por lo que la parte inferior del grupo de petróleo I en el lado derecho de la falla es obviamente diferente. En la Figura 9.55, de hecho hay anomalías regionales obvias en la parte inferior del grupo de petróleo I (el área violeta en la Figura 9.55), y también hay algunas anomalías en las partes media y superior del grupo de petróleo I, pero las anomalías son principalmente Se concentran cerca de los pozos y no son tan distintivas como las anomalías en el fondo.
Figura 9.54 Diagrama de sección de conexión del pozo A20-C4
Figura 9.55 Diagrama de diferencia de la sección de conexión del pozo
2) Sección del pozo A03-A30: Esta sección (Fig. 9.56) en dirección norte-sur, entre los cuales los pozos A08, A21 y A30 son pozos de inyección de agua. De acuerdo con la correlación estratigráfica y división de unidades de flujo, el agua inyectada en el Pozo A08 fluye en el medio de la sección superior del primer grupo de petróleo y en el fondo de la sección inferior del primer grupo de petróleo. La comparación estratigráfica muestra que la diferencia entre el Pozo A08 y el Pozo A03 debería estar principalmente en la parte inferior de la sección superior del primer grupo de petróleo. El lado izquierdo del área blanca en la Figura 9.57 muestra que la diferencia entre los pozos A08 y A03 se concentra en el fondo de la sección superior del primer grupo de petróleo. La diferencia entre el Pozo A08 y el Pozo A14 debe concentrarse en el medio y el fondo de las secciones superior e inferior del yacimiento I. El lado derecho del área blanca en la Figura 9.57 muestra que la diferencia entre el Pozo A08 y el Pozo A14 es de hecho igual. analizado.
El pozo A21 fluye principalmente desde la parte superior del grupo de petróleo I hacia el pozo A26 y el pozo A14. La diferencia debe concentrarse principalmente en la parte superior del grupo de petróleo I. La diferencia que se muestra en el área azul en la Figura 9.57 está concentrada. en la parte superior del grupo de aceites I, lo que indica que el análisis es razonable.
Figura 9.56 Vista transversal del pozo que conecta el pozo A03-A30
Figura 9.57 Diagrama de diferencias de la sección transversal del pozo que conecta el pozo A03-A30
( 3) Análisis de diferencias de planos
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En pozos típicos y perfiles típicos anteriores, las diferencias se analizaron directamente a partir de las diferencias en las propiedades del cuerpo de intensidad de reflexión antes y después del lapso de tiempo, y se lograron buenos resultados. . A continuación, seguiremos extrayendo atributos a lo largo de capas de los datos de atributos volumétricos para el análisis diferencial. El método específico consiste en extraer el atributo de volumen de la intensidad de reflexión promedio de los datos coincidentes, luego extraer el atributo de energía promedio a lo largo de la capa de los atributos de volumen de la intensidad de reflexión promedio primaria (1987) y secundaria (2004), y luego extraer el atributo de energía promedio a lo largo de la capa de la energía promedio secundaria (2004). El atributo de energía promedio se resta una vez (1987) del atributo para obtener la diferencia del atributo de energía promedio. El atributo de energía promedio puede ser positivo o negativo. Positivo significa que la amplitud del segundo terremoto es más fuerte que el primer terremoto, negativo significa que la amplitud del segundo terremoto es más débil que el primer terremoto.
La Figura 9.58 muestra las características de distribución plana de las diferencias de atributos de energía promedio de los cuatro intervalos objetivo. Las anomalías positivas y negativas se distribuyen principalmente en tres áreas, delimitadas por el área de estudio y una falla secundaria en la plataforma A, es decir, el área entre J, C-E y B-D.
La Figura 9.58(a) muestra las diferencias sísmicas de lapso de tiempo en todo el grupo petrolero I. La distribución en el área J está dominada por anomalías positivas, y existen anomalías locales positivas y negativas entre C-E y B-D.
La Figura 9.58(b) muestra la diferencia sísmica de lapso de tiempo del yacimiento en la sección superior del grupo petrolero I. En el área J, dominan las anomalías positivas entre el este de China y B-D, con sólo anomalías negativas esporádicas.
La Figura 9.58(c) muestra la diferencia sísmica de lapso de tiempo del yacimiento en la sección inferior del grupo petrolero I. . El área J es un área de distribución de anomalías positivas, y las áreas B y C son principalmente áreas de distribución de anomalías negativas.
La Figura 9.58(d) muestra las diferencias sísmicas de lapso de tiempo en las regiones donde se pueden separar los terremotos locales en las cuatro subcapas. El área entre B y D está dominada por anomalías positivas, y sólo hay anomalías positivas y negativas esporádicas entre C y E.
Las anomalías positivas en las diferencias de atributos anteriores indican el cambio de amplitud del segundo terremoto. es más fuerte, es decir, la velocidad de onda de la capa de arena disminuye y la diferencia de impedancia aumenta. Las razones principales son: (1) Durante el proceso de desarrollo, el fluido se reemplaza y las propiedades físicas del yacimiento mejoran (2) Durante el proceso de reposición de fluido, la presión cae y se produce la "desgasificación";
Para la anomalía negativa en la diferencia de atributos, significa que la amplitud del segundo terremoto se vuelve más débil, es decir, la velocidad de onda de la capa de arena aumenta y la diferencia de impedancia disminuye. La razón principal es: debido a la inyección de agua del yacimiento y el avance del agua en el borde, la saturación de agua ha cambiado mucho.
En general, las diferencias de propiedades de las secciones objetivo en el área de estudio son principalmente positivas, lo que indica que con el desarrollo del embalse, la velocidad de onda de la capa de arena disminuye, la diferencia de impedancia aumenta y la La amplitud de la reflexión aumenta.
Figura 9.58 Características de diferencia de atributos de las cuatro capas objetivo