В соответствие с зависимостями, установленными в работе [7], величины скорости в юрском интервале разреза соответствуют водонасыщенным пластам с коэффициентами пористости 15-19%. Этот прогноз подтверждается данными геофизических исследований и эксплуатации скважин, расположенных вблизи участка работ. В этих скважинах юрские отложения характеризуются средневзвешенными коэффициентами пористости в пределах 15,1-19,51% и обводненностью добываемой продукции более 90%. Скорости продольных волн изменяются в пределах 150 м/с, что составляет менее 5 %. Указанная величина изменения скорости, вероятно, отражает вариации емкостных свойств отложений. В скважине 3383, расположенной в зоне пониженных скоростей, средневзвешенные коэффициенты пористости имеют значения в продуктивных пластах 17,3%, 17,5%, 16,7%.. В скважине 10132, расположенной в зоне повышенных скоростей, средневзвешенные коэффициенты пористости имеют значения в продуктивных пластах 15,93%, 16,03%, 15,1%.. На участке 600-800 м в интервале продуктивных юрских отложений локализуется низкоскоростная аномалия (2987,5-2950 м/с), которая, может быть, связана с областью повышенной пористости или остаточной нефтенасыщенности. Аналогичная аномальная область выделяется на участке 150-450 м на абсолютной отметке 1800 м и приурочена к глинистым отложениям мелового возраста. На томограмме поглощающих свойств представлены изменения коэффициентов поглощения горных пород, которые могут нести информацию о емкостных свойствах пород и флюидонасыщения. Исследуемый интервал межскважинного пространства характеризуется изменением коэффициентов поглощения в диапазоне 3,0-10,0×10-6. В поле коэффициентов поглощения отражается слоистая структура осадочных пород юрско-мелового возраста. Продуктивный интервал разреза характеризуется пониженными значениями коэффициентов поглощения 3,0-5,5×10-6. В верхней части продуктивного интервала в районе скважины 3383 поглощение возрастает и достигает значений 8,5×10-6, что соответствует более высоким коэффициентам пористости в скважине 3383 по сравнению с аналогичным интервалом в скважине 10132.

Нефтяные месторождения Урайского региона находятся на поздней стадии разработки и имеют высокую степень выработанности запасов и обводненности продукции. В тоже время высокая неоднородность пластов-коллекторов способствует сохранению в межскважинном пространстве объемов нефти не затронутых разработкой. Выявление таких участков и проведение мероприятий по извлечению нефти позволит повысить эффективность разработки месторождений.В настоящее время получают развитие методы изучения межскважинного пространства средствами сейсмической томографии. Внедрение этих методов в производство позволит решать указанные проблемы.

На территории России исследования методом сейсмической томографии [1-3] проводились на месторождениях Краснодарского края [4 — 6]. Для проведения промыслового эксперимента была использована аппаратура, представленная на рис. 1 — 3. Исследования проводились в скважинах, расстояния между которыми, составляли десятки и первые сотни метров, глубина исследований — до 1500-1800 м, шаг исследований по стволу скважин — 1,5-5- 25 м. Полученные результаты указывают на возможность изучения характера насыщения и остаточных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин, контроля выработки запасов нефти и газа, определения фронта вытеснения нефти водой, текущего положения ВНК и ГНК, выявления участков продуктивного пласта не охваченные заводнением.

В марте 2004 года в ТПП «Урайнефтегаз» выполнены работы по межскважинной сейсмической томографии на Лазаревском месторождении. Исследование массива горных пород проведено с помощью системы межскважинного прозвучивания «ГЕОЗОР-1.37» на участке между скважинами 3383 и 10132 (Рис. 4-5). Расстояние между устьями скважин составляет 1638 м. Исследования выполнены в интервале 1600-2125 м и включают отложения мелового, юрского и доюрского возрастов. Шаг перемещения излучателя сейсмоакустических колебаний и приемной антенны составил 10-25 м. Генерация акустических колебаний выполнена с помощью излучателя магнитострикционного типа «Волна-2.0», обеспечивающего частоту излучения сигнала до 1000 Гц. В процессе исследований использовалась полоса частот 150-500 Гц. Прием акустических колебаний осуществлялся с помощью антенны пьезострикционного типа «Волна-1.2». Для обеспечения устойчивого приема использовалось накапливание сигналов. В процессе работ была зарегистрирована информация по 1654 лучам прозвучивания.

Полученные результаты являются уникальными, поскольку впервые в мировой практике томография массива горных пород проведена на расстоянии, которое в 4-5 раз превышает известные мировые достижения [7]. Причем работы выполнены на искривленных стволах действующих скважин в условиях высокого фона помех, вследствие того, что из окружающих скважин велась добыча нефти.

Обработка зарегистрированных волновых пакетов выполнялась вдоль каждого луча (Рис. 6). По информации об излучаемом сигнале настраивался полосовой фильтр, и выполнялась фильтрация сейсмотрасс. Для выделения сигналов на фоне шумов, превышающих уровень сигнала, использовалась адаптивная фильтрация (Рис. 7 — 8). Определялись времена прихода и энергия каждой волны. Данные о времени прихода использовались для построения совокупности годографов времен первых вступлений (Рис. 9). Совокупность годографов и отдельные точки подвергались редактированию.

В результате обработки волновых пакетов выделены времена вступлений головной, преломленных и отраженных волн и их энергий, на основании которых получены томограммы скоростных и поглощающих свойств геологической среды.На участке 600-800 м в интервале продуктивных юрских отложений локализуется низкоскоростная аномалия (2987,5-2950 м/с), которая может быть связана с областью повышенной пористости или остаточной нефтенасыщенности.

Аналогичная аномальная область выделяется на участке150-450 м на абсолютной отметке 1800 м и приурочена к глинистым отложениям мелового возраста.На томограмме поглощающих свойств (Рис. 11 — 16, 18) представлены изменения коэффициентов поглощения горных пород, которые могут нести информацию о емкостных свойствах пород и флюидонасыщения. Исследуемый интервал межскважинного пространства характеризуется изменением коэффициентов поглощения в диапазоне 3,0-10,0×10-6. В поле коэффициентов поглощения отражается слоистая структура осадочных пород юрско-мелового возраста. Продуктивный интервал разреза характеризуется пониженными значениями коэффициентов поглощения 3,0-5,5×10-6. В верхней части продуктивного интервала в районе скважины 3383 поглощение возрастает и достигает значений 8,5×10-6, что соответствует более высоким коэффициентам пористости в скважине 3383 по сравнению с аналогичным интервалом в скважине 10132.

На томограмме скоростей (Рис. 17) представлены изменения скорости продольных волн, которые могут отражать литологические, емкостные свойства пород и характер флюидонасыщения. В исследуемом интервале глубин скорость продольных волн изменяется от 2950 до 3150 м/с. В продуктивном юрском интервале разреза (абсолютные отметки 1950-2050 м) выделяется низкоскоростная зона (3050-2950 м/с) на участке 260-900 м и высокоскоростная зона (3050-3100 м/с) на участке 900-1600 м. В соответствии с зависимостями, установленными в работе (3), величины скорости в юрском интервале разреза соответствуют водонасыщенным пластам с коэффициентами пористости 15-19%. Этот прогноз подтверждается данными геофизических исследований и эксплуатации скважин, расположенных вблизи участка работ. В этих скважинах юрские отложения характеризуются средневзвешенными коэффициентами пористости в пределах 15,1-19,51% и обводненностью добываемой продукции более 90%. Скорости продольных волн изменяются в пределах 150 м/с, что составляет менее 5 %. Указанная величина изменения скорости, вероятно, отражает вариации емкостных свойств отложений. В скважине 3383, расположенной в зоне пониженных скоростей, средневзвешенные коэффициенты пористости имеют значения в продуктивных пластах 17,3%, 17,5%, 16,7%. В скважине 10132, расположенной в зоне повышенных скоростей, средневзвешенные коэффициенты пористости имеют значения в продуктивных пластах 15,93%, 16,03%, 15,1%.

Полученные результаты свидетельствуют о перспективности использования сейсмической томографии на этапах разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Они открывают новые возможности изучения внутренней структуры и прогноза петрофизических свойств нефтегазоносных отложений.Достигнутая дальность прозвучивания массива горных не имеет аналогов в данной области и является важным шагом в развитии аппаратуры, методики и технологии работ.

Анализ результативных томограмм позволил изучить геологический разрез с низкой акустической дифференциацией и выделить аномалии скоростей и коэффициентов поглощения, связанных с изменением емкостных свойств пластов и флюидонасыщения.

Повышение геологической эффективности метода сейсмической томографии следует ожидать при проведении работ с шагом по стволу скважин не более 0,5-1 м и частотой сейсмических сигналов 1000 гц и более. Использование этих параметров позволит изучать особенности строения отдельных нефтенасыщенных пластов и пропластков и создавать объемные тонкослоистые геологические модели месторождений, являющиеся основой для их эффективной разработки.

Имеющаяся, сейчас, в арсенале Института нефти УАН ([email protected]), система «ГЕОЗОР», позволяет проводить томографические работы на расстояниях до 1500 м при глубинах до 4200 м. Пространственные томограммы геосейсмичских свойств пластов, получаемых описанной технологией, позволят уверенно проводить наклонные и горизонтальные стволы со «старых» и новых скважин в процессах интенсификации разработки обводнённых и истощенных месторождений.