Wp³yw prêdkoœci i t³umienia fal sejsmicznych na wyniki interpretacji z³o¿owej
zapisu sejsmicznego w strefach wielopoziomowych z³ó¿ gazu
we wschodniej czêœci zapadliska przedkarpackiego
Kaja Pietsch*, Jadwiga Jarzyna*,**
Niejednoznacznoœæ z³o¿owej interpretacji zapisu sejsmicznego wystêpuje w sposób szczególnie widoczny przy wielopoziomowych z³o¿ach gazu ziemnego, np. na obszarze po³udniowo-wschodniej czêœci zapadliska przedkarpackiego. W takiej sytuacji bardzo pomocne okazuj¹ siê modelowania sejsmiczne 1D i 2D, które umo¿liwiaj¹ poprawne geologiczne dowi¹zanie granic sejsmicznych. Modelowania pozwalaj¹ tak¿e na opracowanie lokalnych kryteriów identyfikacji anomalii prêdkoœciowych i anomalii amplitudowych zwi¹zanych z nasyceniem gazem. Przy modelowaniach pierwszorzêdne znaczenie ma konstrukcja modelu sejsmogeologicznego w oparciu o w³aœciwe parametry petrofizyczne, charakteryzuj¹ce oœrodek skalny. W pracy przedstawiono wp³yw poprawnego doboru parametrów sprê¿ystych i z³o¿owych mioceñskich utworów piaskowcowo-ilastych na wynik interpretacji obrazu sejsmicznego wielopoziomowego z³o¿a gazu P, dla którego otworem P-6 nawiercono z³o¿e gazu.
S³owa kluczowe: poszukiwanie z³ó¿ gazu ziemnego, parametry petrofizyczne, t³umienie fal sprê¿ystych, modelowania sejsmiczne, z³o¿owa interpretacja zapisu sejsmicznego, zapadlisko przedkarpackie
Kaja Pietsch & Jadwiga Jarzyna — An influence of velocity and attenuation on the results of seismic interpretation in multi-horizontal gas fields in the eastern part of the Carpathian Foredeep (SE Poland). Prz. Geol., 49: 441–444.
S u m m a r y. An unequivocal interpretation of seismic data in determining reservoir parameters is often noted in multi-horizontal gas deposits, for example, in the southeastern part of the Carpathian Foredeep. In the cases discussed, 1D and 2D seismic modeling would be extremely helpful, facilitating a proper geological location of seismic boundaries. In addition, modeling enables establishing local criteria for identification of velocity and amplitude anomalies associated with gas saturation. In the seismic modeling, a construction of seismogeological model on the basis of adequate petrophysical parameters that describe rock formations, is very important. In this paper, an influence of proper selection of elastic and reservoir parameters of Miocene sandy-shaly formations on the results of seismic data interpretation in a multi-horizon gas field ”P” pierced by borehole P6, is presented.
Key words: Gas prospecting, petrophysical parameters, elastic wave attenuation, seismic modeling, reservoir parameter interpreta-tion, Carpathian Foredeep
Rola badañ sejsmicznych w poszukiwaniach naftowych jest od dawna ugruntowana. Kolejne etapy interpretacji zapi-su sejsmicznego, interpretacja strukturalna i
sejsmostraty-graficzna umo¿liwiaj¹ identyfikacjê i lokalizacjê
strukturalnych oraz stratygraficznych pu³apek z³o¿owych. Zmiennoœæ parametrów sprê¿ystych oœrodka skalnego i zale¿noœæ prêdkoœci propagacji fali pod³u¿nej P i poprzecz-nej S oraz wielkoœci t³umienia tych fal od nasycenia
prze-strzeni porowej wêglowodorami daje mo¿liwoœæ
wykorzystania badañ sejsmicznych do lokalizacji z³o¿a (sej-smiczne wskaŸniki wêglowodorowoœci).
Problemy z jednoznaczn¹ interpretacj¹ zapisu sej-smicznego pojawiaj¹ siê, miêdzy innymi wtedy, gdy obraz sejsmiczny nie odtwarza uk³adu strukturalnego warstw, co mo¿e mieæ miejsce w strefach wystêpowania wielopozio-mowych z³ó¿ gazu. W takich przypadkach pomocne mog¹ byæ modelowania sejsmiczne, które umo¿liwiaj¹ jedno-znaczne geologiczne dowi¹zanie granic sejsmicznych oraz opracowanie lokalnych kryteriów identyfikacji anomalii prêdkoœci i anomalii amplitudowych zwi¹zanych z gazem.
Problem lokalizacji niewielkich pu³apek strukturalno -stratygraficznych w piaskowcowo-ilastych utworach mio-cenu wystêpuje we wschodniej czêœci zapadliska
przedkar-packiego, gdzie czêsto obserwuje siê niezgodnoœæ obrazu strukturalnego wyinterpretowanego na podstawie zapisu sejsmicznego i geologicznego uk³adu warstw (Borys, 1996; Borys i in., 1999). W takiej sytuacji tylko w³aœciwa geologiczna interpretacja pola falowego, oparta na sej-smicznych modelowaniach 1D i 2D, mo¿e byæ podstaw¹ do trafnej lokalizacji odwiertów (Pietsch i in., 1998).
W pracy przedstawiono wp³yw w³aœciwego doboru parametrów sprê¿ystych i z³o¿owych mioceñskich utwo-rów piaskowcowo-ilastych na wynik interpretacji obrazu sejsmicznego wielopoziomowego z³o¿u gazu, dla którego otworem P6 nawiercono z³o¿e. S¹siednie otwory, wytypo-wane podobnie do P6 na niewielkich podniesieniach
struk-turalnych pod³o¿a, sygnalizowanych badaniami
sejsmicznymi, nawierci³y jedynie zawodnione piaskowce.
Modele sejsmogeologiczne
Dobór parametrów petrofizycznych warstw
buduj¹cych model sejsmogeologiczny dla tej czêœci zapa-dliska przedkarpackiego ma istotne znaczenie. Na krzy-wych prêdkoœci wyznaczonych z profilowañ akustycznych nie obserwuje siê zmniejszenia prêdkoœci, charaktery-stycznego dla warstw nasyconych gazem (Pietsch i in., 1998). Dla potrzeb niniejszego studium opracowano trzy modele sejsmogeologiczne w oparciu o profilowania i wyniki kompleksowej interpretacji geofizyki otworowej w otworze P6. Teoretyczne pole falowe 1D (sejsmogramy syntetyczne) zosta³y obliczone z wykorzystaniem progra-441
Przegl¹d Geologiczny, vol. 49, nr 5, 2001
*Wydzia³ Geologii Geofizyki i Ochrony Œrodowiska, Akademia Górniczo-Hutnicza, al. Mickiewicza 30,
30-059 Kraków; pietsch@geolog.geol.agh.edu.pl, **jarzyna@geol.agh.edu.pl
mu LogM GMAplus (Geophysical MicroComputer Appli-cation Ltd, licencja z 1999 r.).
W pierwszym etapie do obliczania sejsmogramów syn-tetycznych wykorzystano jedynie wynik profilowania aku-stycznego zweryfikowanego w oparciu o PPS. Do obliczania wspó³czynników odbicia wykorzystano tak¿e gêstoœæ objêtoœciow¹. Porównanie sejsmogramów synte-tycznych i sekcji sejsmicznych pokaza³o, i¿ piaskowcowe warstwy gazonoœne koreluj¹ z niskimi wartoœciami natu-ralnej promieniotwórczoœci na krzywej GR i
podwy¿szo-nymi wartoœciami porowatoœci ogólnej. Nie
zaobserwowano natomiast w poziomach gazonoœnych wyraŸnego podwy¿szenia czasu interwa³owego na krzywej profilowania akustycznego oraz wyraŸnych refleksów na sejsmogramach syntetycznym w poziomach z³o¿owych, ryc. 1a. Brak wyraŸnych anomalii na krzywej profilowania akustycznego w poziomach gazonoœnych, jest wynikiem p³ytkiego radialnego zasiêgu tej metody, ograniczonego jedynie do strefy przemytej. Przestrzeñ porowa w tej strefie jest nasycona filtratem p³uczki, który odsun¹³ gaz od œciany otworu i sam wszed³ na jego miejsce, powoduj¹c obni¿enie czasu interwa³owego.
W drugim etapie krzyw¹ prêdkoœci obliczono w opar-ciu o model Raymera-Hunta-Gardnera (RHG), z uwzglêd-nieniem znanych z kompleksowej interpretacji profilowañ geofizyki wiertniczej wartoœci porowatoœci oraz nasycenia gazem przestrzeni porowej w strefie przemytej. Odpo-wiedni sejsmogram syntetyczny lepiej koreluje z GR i wynikami prób z³o¿owych w piaskowcowych poziomach gazonoœnych, ryc. 1b.
Trzeci sejsmogram syntetyczny obliczono na podsta-wie prêdkoœci fal sejsmicznych, skorygowanych w stosun-ku do prêdkoœci fal astosun-kustycznych, z wykorzystaniem wspó³czynnika dobroci Q. Wspó³czynnik ten wykorzysta-no jako miarê t³umienia fal sprê¿ystych. Wyznaczowykorzysta-no go na podstawie interpretacji akustycznych obrazów falo-wych, wykorzystuj¹c poni¿sz¹ relacjê:
ln [A2(R2)/ A1(R1)] = –B· f (T2– T1)/Q gdzie:
A1 i A2— s¹ widmami amplitudowymi akustycznych
obrazów falowych dla pakietu fali P rejestrowanego
bli¿-442
Przegl¹d Geologiczny, vol. 49, nr 5, 2001
gaz-1 gaz-2 gaz-3 gaz-4 gaz-5 gaz-6 gaz-7 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 200 usec/m 450 PA 40 API 120 PG 2000 m/s 4000 V_PA 2000 m/s 4000 V_RHG 2000 m/s 4000 V_Q M-KB g³êbokoœæ depth a b c 0,70 0,80 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 1,60 sejsmogramy syntetyczne synthesis seismograms PA RHG Q 30-I-75K CDP:317-321 30-I-75K CDP:321-325 a b c czas [s] time [s]
Ryc. 1. Zestawienie pomiarów PG i PA oraz obliczonych krzywych prêdkoœci z sejsmogrami syntetycznymi; a) prêdkoœæ z PA, b) prêdkoœæ–RHG, c) prêdkoœæ–Q; 1–7 — poziomy gazowe
Fig. 1. Comparison of field GR and sonic curves with modeled velocity curves and corresponding synthetic seismograms; a) velocity–sonic, b) velocity–RHG, c) velocity–Q; 1–7 — gas horizons
443
Przegl¹d Geologiczny, vol. 49, nr 5, 2001
X [m] P-6 CZAS [s] TIME [s] CZAS [s] TIME [s] 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 2,20 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 2,20 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 2,20 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 2,20 X [m] 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 C ZA S [s ] TI M E [s ] CZA S [s ] TI M E [s ] P-6
A
B
Ryc. 2. Sekcje syntetyczne; a) model „bez gazu”, b) model „z gazem” Fig. 2. Synthetic sections; a) model without gas, b) model with gas
szym (w odleg³oœci R1) i dalszym (w odleg³oœci R2) odbior-nikami;
T1i T2 — s¹ czasami przyjœcia fali P do pierwszego i drugiego odbiornika;
f — czêstotliwoœæ (De i in., 1994).
Œrednie wartoœci wspó³czynnika Q dla utworów pia-skowcowo-ilastych miocenu oraz wartoœci prêdkoœci fal
akustycznych VPA obliczono na podstawie interpretacji
akustycznych obrazów falowych przeprowadzonej w wybranych otworach badanego rejonu (Jarzyna, 1999). Prêdkoœæ fal sejsmicznych obliczono na podstawie wzoru:
VSEJS= VPA/ {1+(1/BQ)ln(fPA/fSEJS)}
Sejsmogramy syntetyczne obliczone dla otworu P6 na
podstawie prêdkoœci VSEJSnajlepiej koreluj¹ z krzyw¹ GR
oraz wynikami prób z³o¿owych, ryc. 1c.
Teoretyczne pole falowe
Geometryczny uk³ad zró¿nicowanych litologicznie poziomów, niezbêdny obok parametrów petrofizycznych do konstrukcji modelu sejsmogeologicznego 2D, zosta³ wyznaczony na podstawie interpretacji profilu sejsmicz-nego 30-01-75K przechodz¹cego przez otwór P-6,
wyko-nanej w systemie CHARISMA (Schlumberger).
Teoretyczne profile sejsmiczne zosta³y obliczone z wyko-rzystaniem programu do modelowania 2D GMAplus STRUCT. Do konstrukcji sekcji syntetycznych, tak samo jak w przypadku modelowania 1D, zosta³ u¿yty sygna³ ele-mentarnej fali sejsmicznej wyestymowany z trasy sej-smicznej.
Porównanie sekcji syntetycznych obliczonych dla modelu wyznaczonego na podstawie profilowania aku-stycznego (ryc. 1a i 2a) oraz modelu uwzglêdniaj¹cego t³umienie fali sejsmicznej (ryc. 1c i 2b) pokazuje znaczenie w³aœciwego rozpoznania parametrów petrofizycznych górotworu. Pozwala równie¿ na opracowanie lokalnych kryteriów z³o¿owej interpretacji zapisu sejsmicznego. Mo¿na bowiem przyj¹æ, ¿e model oparty o wynik profilo-wania PA jest modelem „bez gazu”. Na wyraŸny anomalny zapis sejsmiczny w strefie z³o¿owej sk³adaj¹ siê nastê-puj¹ce cechy:
wzrost amplitudy sygna³ów dla warstw z³o¿owych
(zapis sejsmiczny typu bright spot),
niewielkie zmniejszenie amplitudy refleksów
wystêpuj¹ce poni¿ej serii z³o¿owej,
lokalne ugiêcia synklinalne refleksów (sag),
zwi¹zane ze wzrostem czasu przebiegu fali sejsmicznej w warstwach gazonoœnych,
wystêpowanie bright spot w strefach poziomego i
synklinalnego u³o¿enia granic.
Wnioski
Korelacja sejsmogramów syntetycznych, obliczonych na podstawie prêdkoœci wyliczonej z profilowania
aku-stycznego — VPA, na podstawie modelu RHG i na
podsta-wie prêdkoœci sejsmicznej — VSEJS, z zarejestrowanymi
trasami sejsmicznymi pokazuje, ¿e najlepsz¹ zgodnoœæ uzyskano dla modelu z uwzglêdnieniem t³umienia. Iden-tyczne wyniki uzyskano równie¿ z porównania syntetycz-nych sekcji sejsmiczsyntetycz-nych, a obserwowane miêdzy nimi ró¿nice pos³u¿y³y do wyznaczenia lokalnych sejsmicznych wskaŸników wêglowodorowoœci.
Prawid³owoœæ zaproponowanych kryteriów z³o¿owej interpretacji danych sejsmicznych potwierdzi³a interpreta-cja profili sejsmicznych zarejestrowanych na obszarze ana-lizowanej struktury. Przedstawione badania pokazuj¹ jednoznacznie zarówno znaczenie w³aœciwego doboru parametrów petrofizycznych warstw buduj¹cych badany oœrodek, jak i rolê modelowania przy z³o¿owej interpreta-cji zapisu sejsmicznego.
Autorki dziêkuj¹ Geophysical MicroComputer Application (International) Ltd. i Schlumberger za udostêpnienie programów, które by³y wykorzystane przy opracowaniu niniejszego artyku³u. Dziêkuj¹ tak¿e Geofizyce Kraków, Sp. z o.o. i PGNiG S.A. Warszawa za udostêpnienie materia³ów sejsmicznych, geofizyki wiertniczej oraz danych geologicznych.
Przedstawione badania by³y finansowane przez Komitet Badañ Naukowych, projekt Nr 9T12B 010 11, 1999.
Literatura
BORYS Z. 1996 — Aktualne problemy poszukiwañ wêglowodorów we wschodniej czêœci przedgórza Karpat. Prz. Geol., 44: 1019–1023. BORYS Z., MADEJ K., MYŒLIWIEC M. & TRYGAR H. 1999 — Preliminary results of the new methodology of gas exploration in the north-eastern part of Carpathian Foredeep (Poland). Oil & Gas news from Poland, 9: 97–108.
DE S. G.,WINTERSTEIN D.F. & MEADOWS M.A. 1994 — Compa-rison of P–Wave and S–Wave Velocities and Q’s from VSP and Sonic Log Data. Geophysics, 59: 1512–1529.
JARZYNA J. 1999 — Wp³yw obecnoœci gazu na t³umienie fal sprê¿ys-tych. [W:] Pietsch K. — Badania anomalii sejsmicznych i geochemicz-nych w strefach pionowej migracji gazu, Projekt KBN Nr 9T 12B 010 11, 1996–1999. Bibl. ZG AGH, Kraków.
PIETSCH K., DEREÑ D. & G¥SIOROWSKI T. 1998 — Anomalie sejsmiczne wywo³ane wielopoziomowymi z³o¿ami gazu w pó³noc-no-wschodniej czêœci zapadliska przedkarpackiego. Prz. Geol., 46: 676–684.
444
