Моделирование природных резервуаров нефти и газа на основе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения

Славкин, Владимир Семенович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Моделирование природных резервуаров нефти и газа на основе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Моделирование природных резервуаров нефти и газа на основе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения"

РГБ ОД

1 о ДПР .1995

Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (ВНИГНИ)

На правах рукописи

СЛАВКИН ВЛАДИМИР СЕМЕНОВИЧ

УДК 553.98.061.4.ОС1.57:[550.834.05+622.24]

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА НА ОСНОВЕ СТРУКТУРНО-ЛИТОЛОГИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ И БУРЕНИЯ.

Специальность 04.00.17 - геология, псицки и разведка нефтяных и газовых месторождений

Лиссргта'л-!Я с ьиде научного доклада ча сгискание учзноЛ степени доктор--' геолэго-минералогичеоьих наук

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ)

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогичсских наук

профессор

A.Н.Золотов

доктор геолого-минералогических наук профессор

B.В.Семенович доктор тёхнических наук

Г.Н.Гогоненков

Ведущая организация: ГАНГ им.И.М.Губкина (Москва)

"оЬ&Ь " сМСЛЯ-Л* 1995 г.

Защита состоится "(ХУрь " __1995 г. в ' / часов

на заседании диссертационного совета Д 071.05.01

при Всероссийском научно-исследовательском геологическом

нефтяном институте (ВНИГНИ) по адресу:

105819, г.Москва, шоссе Энтузиастов, д.36.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке ВНИГНИ

Диссертация в виде научного доклада разослана¿Ч/м 1995 г.

Ученый секретарь диссертационного совета при ВНИГНИ, кандидат геолого-минералогических наук

77 ¿л- -

с/'> Т.Д.Иванова

СТРУКТУРА ДИССЕРТАЦИИ

стр.

общая характеристика работы....... ....................... 4

Актуальность проблемы..................................... 4

Цели и задачи исследований............................... . 4

Научная новизна'........................................... 5

Реализация результатов исследований и практическое

значение работы........................................... 5

Апробация работы.......................................... б

Публикации................................................ 6

Использованные материалы.................................. 6

Защищаемые положения.....................................>. б

1. МЕТОДОЛОГИЯ. МЕТОДИКА И ОБЩАЯ ТЕХНОЛОГИЯ СТРУКТУРНО-ЛИТОЛОГИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ И БУРЕНИЯ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА..............................................10

1.1. Предпосылки оптимизации геологоразведочного процесса на основе перераспределения функций и ответственности между бурением и сейсморазведкой......10

1.2. Развитие методологии, методики и технологии комплексного моделирования природного резервуара УВ

- важнейшее условие оптимизации ГРП..................12

1.3. Некоторые теоретические аспекты решения задач структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения. ............................17

1.3.1. Учет априорной геологической информации в процессе обработки и интерпретации данных сейсморазведки . Априорные модели ...........................17

1.3.2. Оценки точности и качества кинематических и динамических параметров сейсмической записи используемых в структурно-литологической интерпре-' тации................................■................20

1.3.3. Теоретические основы изучения' емкости природного резервуара по данным сейсморазведки ..................25

1.4. Принципы оптимизации обработка и интерпретации данных сейсморазведки................................33

1.5. Методические приемы геологической интерпретации' кинематических и динамических параметров сейсмической записи........................................4 3

1.5.1. Стратиграфическая идентификация отражающих горизонтов при недостаточной изученности разреза бурением и сейсмокаротажом.........................4 3

1.5.2. Выделение и пространственная локализация седи-ментационных тел. ..................................4 8

1.5.3. Выделение и картирование тонких пластов-реперов............................... . ................52

1.6. Методика оценки емкости природного резервуара на основе выделения емкостной конпоненты вариаций сейсмических динамических параметров ................56

1.7. Геологические задачи структурио-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения, общая блок-схема их решения..........................59

2. МОДЕЛИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ. ПОСТРОЕННЫЕ НА ОСНОВЕ СТРУКТУРНО-ЛИТОЛОГИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ И БУРЕНИЯ...................................64

2.1. Модель геологического строения терригенного девона в зоне сочленения Астраханского свода и Севе-ро-Астраханского прогиба- (региональная стадия

ГРП)..................................................65

2.2. Модель келловей-оксфордского природного резервуара площади Большой Яшлар (Мургабская НГО, поисковая стадия ГРП)......................................70

2.3. Модель перспективных отложений комплекса ротли-гендес на площади Бодентайх (Северогерманский бассейн, район Гамбург-Ганновер, поисковая стадия ). ............................:...................78

2.4. Модель рифейского карбонатного природного резервуара центральной части (Юрубчено-Вэдршевского участка) Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакоп-ления (разведочная стадия)...........................85

2.5. Изучение верхнеюрских продуктивных отложений на Крапивинском нефтяной месторождении (Каймысовская НГО). Этап детальной разведки и подготовки месторождения к эксплуатации..............................98

ЗАКЛЮЧЕН И Е......................................106

Основные работы, в которых опубликованы положения диссертации.............................'....................111

общая характеристика работы.

Актуальность проблемы. В настоящее время сложились объективные организационно-эконрмические, методологические и технологические предпосылки повышения эффективности (оптимизации) геологоразведочного процесса на нефть и газ за счет существенного перераспределения функций и ответственности между бурением и сейсморазведкой при моделировании природных резервуаров и оценке запасов (ресурсов) УВ. В связи с этим возрастает актуальность исследований, направленных на создание таких методологии и технологии обработки и комплексной геологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения, которые, обеспечивали бы восстановление параметров, характеристик и свойств горных пород, непосредственно используемых при создании моделей геологического строения перспективных объектов и месторождений УВ и оценке их запасов (ресурсов). Значительную актуальность представляет также создание на основе комплексной геологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения адекватных моделей геологического строения некоторых сложных объектов, представляющих большой интерес как для прироста запасов и- добычи УВ, так и для познания закономерностей геологического строения природных резервуаров перспективных нефтегазоносных бассейнов.

Цели и задачи исследований. В процессе исследований автор видел перед собой две самостоятельные, но тесно взаимосвязанные цели:

Создание методолого-технологического аппарата для моделирования природных резервуаров и оценки запасов УВ на основе обработки и комплексной геологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения, а также построение (с использованием созданного аппарата) адекватных моделей перспективных объектов и месторождений, имеющих большое научное и практическое значение. Такое единство целей обеспечивало как появление новых методологических идей и решений, вызванных к жизни необходимостью изучения сложных геологических объектов, так и получение новых самодостаточных геологических результатов.

Цели работы определили основные задачи исследований:

1. Определение набора геологических задач, решаемых на основе направления "Структурно-литологическая интерпретация"

(СЛИ) для каждой стадии геолого-разведочного процесса (ГРП) и общей схемы их решения.

2. Определение (с геологических позиций) принципов оптимизации обработки и интерпретации данных сейсморазведки, применение которых способствует достижению качества материалов, достаточного для комплексного моделирования природных резервуаров .

3. Разработка методических приемов геологической интерпретации кинематических и динамических параметров сейсмической записи с целью стратиграфической идентификации отражающих горизонтов, выделения и пространственной локализации седимента-ционных тел (рифов, баров, палеорусел и т.п.)/ выделения и прослеживания тонких пластов-реперов.

•4. Создание и методики и технологии оценки емкости природного резервуара в межскважинном пространстве на основе выделения емкостной компоненты сейсмических динамических параметров и подавления помех.

5. Создание моделей природных резервуаров сложных объектов, находящихся на разных стадиях геологоразведочного процесса и в различных нефтегазоносных бассейнах и провинциях.

Научная новизна. В результате выполненных автором исследований сложилось самостоятельное научное направление в области комплексной обработки и интерпретации данных сейсмораз^ ведки и бурения ("Структурно-литологическая интерпретация"), отличающееся:

'•- оригинальными набором решаемых геологических задач, блок-схемой и. технологией их решения;

- впервые предложенными с геологических позиций принципами оптимизации обработки и интерпретации данных;

- новыми методическими подходами и решениями.

Новыми, а нередко и альтернативными по отношению к принятым ранее, являются отраженные в защищаемых положениях представления о геологическом стрсснии природных резервуаров месторождений и перспективных объектов, сформированные в результате структурно-литологической интерпретации .данных сейсморазведки и бурения.

Реализация результатов исследований и практическое значение работы. Разработанный под научно-методическим руководс-

- б' -

твои автора методолого-технологический аппарат "Структур-но-литологической интерпретации" использован в 14 контрактах на изучение сложнопостроенных месторождений и перспективных объектов в России (7), Туркменистане (4), ФРГ (2) и Болгарии (1). Новые модели геологического строения большей части изученных объектов использованы при определении стратегии дальнейших геологоразведочных работ, а также эксплуатации Крапи-винского нефтяного месторождения (Каймысовская НГО).

Апробация работы. Результаты исследований докладывались на IV (г.Париж,1992г.), V {г.Ставангер,1993г.) и VI (г.Вена, 1994г.) конгрессах Европейской ассоциации геологов-нефтяников, на конференции БЕС-ЕАГО (г.Москва,1993г .), на научно-практической конференции 50 лет ВНИИГеофизики (г.Москва, 1994г.), на совещаниях-семинарах по проблеме "Поиск" (г.Новосибирск, 1.992,1993г.г.), на совещаниях в Роскомнедра и Минтопэнерго РФ, на научно-технических советах Восточной нефтяной компании, объединений Туркменгеология и Енисейгеофизика.

• - Публикации. Результаты исследований освещены автором в 40 публикациях, в том. числе:

- в 6 авторских обзорах;

- в 28 статьях во всесоюзных (всероссийских) научных журналах и в сборниках трудов ВНИГНИ и МИНХиГП);

- в развернутых тезисах 6 докладов на международных научных конференциях.

Основные защищаемые положения методического характера изложены в 5 индивидуальных публикациях автора последних лет в центральных научных журналах.

Использованные материалы. Основой диссертационной работы явились результаты исследований, выполненных авторов лично и под его руководством л при непосредственном участии, во ВНИГНИ и в Специализированной опытно-методической экспедиции объединения Росспецгеология в рамках госбюджетной и договорной тематики, а также по контрактам с зарубежными партнерами.

Защищаемые положения.

1. Классификация и общая блок-схема решения задач моделирования природных резервуаров на основе структурно-литоло-гической интерпретации данных сейсморазведки и бурения для

различных стадий геологоразведочного процесса на нефть и газ, создающие основу:

- рационального выбора восстанавливаемых характеристик природных резервуаров;

- определения видов и типов результирующих моделей;

- выбора методов внешнего и внутреннего контроля точности и достоверности результирующих моделей;

- адаптации методолого-технологического аппарата к геолого-геофизическим условиям различных НГП.

2." Принципы оптимизации (с геологических позиций) обработки и интерпретации данных сейсморазведки (выбор методик, оптимального графа и параметров обрабатывающих процедур), заключающиеся:

- в ориентации на априорные модели геологического строения изучаемых объектов;

- в овладении максимально широким набором программно-методических средств обработки и интерпретации данных сейсморазведки, созданных в России и за рубежом и в выборе из этого набора средств, отвечающих требованиям решаемой геологической задачи, а не традиционным для данного региона представлениям;

- в создании промежуточных (рабочих) моделей объектов;

- в использовании сильных обратных связей, корректирующих априорные и рабочие модели вплоть до построения моделей результирующих.

Реализация указанных принципов на практике обеспечивает качество сейсмических материалов, достаточное для дальнейшей их структурно-литологической интерпретации.

3. Методические приемы геологической интерпретации кинематических и динамических характеристик сейсмической записи (скоростей, амплитуд, псевдоакустических, жесткостей и т.д.), с целью:

- стратиграфической идентификации отражающих горизонтов при недостаточной изученности разреза бурением;

- имделекй« и пространственной локализации седиментаци-онных тел;

- прослеживания тонких пластов-реперов в продуктивной части разреза.

4. Методика оценки емкости природного резервуара на основе выделения емкостной компоненты вариаций сейсмических динамических параметров и подавления помех.

5. Модели природных резервуаров нефти и газа месторождений и перспективных объектов в различных НГП, созданные на основе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения.

5.1. Прогнозная модель природного резервуара терригенно-го девона северо-восточного склона и обрамления Астраханского свода, раскрывающая возможности структурно-литологической интерпретации на региональной стадии. Модель позволяет обосновать седиментационную (бескорневую) природу Астраханского свода, " выявить антиклинальное поднятие по отложениям терри-генного девона на доступных для.бурения глубинах, обосновать возможность наличия на этом объекте коллекторов и компетентных покрышек.

5.2. Модель келловей-оксфордского карбонатного резервуара Яшларской зоны (Аму-Дарьинская НГП, поисковая'стадия). Модель позволяет выявить, крупное антиклинальное поднятие "Большой Яшлар", сложенное полифациальными карбонатными отложениями, выделить ложную покрышку, наметить ГВК и оценить площадь газоносности, дать прогноз зон с улучшенными ФЕС в природных резервуарах рифового и пластового типов.

5.3. Модель природного резервуара в отложениях комплекса ротлигендес плбщади Бодентайх (Северогерманский бассейн, поисковая стадия). Модель отражает наличие в центральной части площади крупного поднятия Западный Найндорф, по склонам которого развиты коллекторы в толще.Ганновер, а в своде - выше уровня ГВК выходят коллекторы "главного песчаника" свиты слохтерен.

5.4. Модель геологического строения рифейского продуктивного комплекса Юрубчено-Вэдрешевского' блока Куюмба-Тай-гинско-Юрубченской зоны-нефтегазонакопления (разведочная стадия), отличительными чертами которой являются:

- пликативное, параллельно-слоистое залегание продуктивных рифейских отложений;

- резкая фациальная- изменчивость одновозрастных отложений ;

- приуроченность участков с улучшенными ФЕС к зонам развития песчано-карбонатно-обломочных отложений приливно-отлив-ных каналов, а также карбонатно-обломочных отложений шлейфов биогермных массивов.

5.5. Модель верхнеюрского (пласт ß13'i) природного резервуара Крапивинского месторождения (КаймыСовская НГО Западно-Сибирской НГП), иллюстрирующая результаты структурно-лито-логической интерпретации на стадии детальной разведки и подготовки месторождения к эксплуатации.

Модель позволяет обосновать разделение ранее считавшейся единой крупной залежи на восемь самостоятельных залежей, разделенных литолого-тектоническими экранами и приуроченных к блокам с различными типами разреза, резко отличающимися друг

от друга фильтрационно-емкостными свойствами.

* * *

На самых трудных, первых этапах становления направления "Структурно-литолб1-ическая интерпретация" автор пользовался научными консультациями и творческой помощью Г.А.Габриэлянца, Н.Я.Кунина и В.Д.Ильина. Автор склоняется перед светлой памятью Г.Х.Дикенштейна, М.К.Калинко и М.С.Арабаджи, чьи мудрые советы.и неизменная благожелательность укрепили его в надежде на успешное решение исследовательских проблем.

Автор выражает горячую благодарность Е.А.Копилевичу, Н.Н.Бакуну, К.И.Багринцевой, Гусейнову A.A., Н.С.Шик, Н.К. Фортунатовой, Е.С.Шараповой, М.М.Шмаину, Е.П.Соколову, Н.И. Зубову за многолетнюю дружную творческую работу в области моделирования природных резервуаров на основе Комплексной интерпретации геолого-геофизических данных.

Автор искренне признателен В.А.Двуреческому, В.П.Щербакову, К.А.Клещеву, В.А.Теплицкому, В.С.Ульянову, П.Т.Савинки-ну, Х.К.Бабаеву и В.П.Мангазееву за неизменное внимание и помощь в организации и проведении исследований, результаты которых положены в основу настоящего доклада.

Автор признателен также А.Э.Конто«С5Ичу, B.C.Суркову, Н.Н.Пузыреву, А.Г.Будагову, О.А.Потапову, И.А.Мушину, Б.М. Дюрану, Ж.-П.Анрие, И.К.Хойсинга, П.Анкламу, Я.Григориадису и Ю.Зоммеру за полезные творческие дискуссии и советы.

1.1. Предпосылка оптимизации геологоразведочного процесса на основе перераспределения функций н ответственности между буренном ы сейсморазведкой.

Радикальные перемены в экономической системе нашего государства существенно изменили условия и структуру геологоразведочного процесса на нефть и газ (ГРП). Резкое сокращение объемов работ, значительное их удорожание, нарастающий дефицит финансовых ресурсов и изменение источников финансирования с особой остротой поставили вопрос о наиболее рациональном использовании того немногого, что может быть выделено для геологоразведочных работ на нефть и газ. Иными словами сегодня и в ближайшей перспективе особую актуальность приобрётает оптимизация ГРП.

Отдавая себе отчет в многообразии методологических и технологических средств такой оптимизации, автор важнейшим из них считает существенное перераспределение функций и ответа -твенности между глубоким бурением, сейсмораЗвЗдкой, а возможно и другими геофизическими методами [1,2,30]. Это означает принятие и реализацию таких схем ГРП, при которых прежде всего сейсморазведка должна обеспечивать получение значительной части информации, используемой при моделировании природных резервуаров и оценке запасов (ресурсов)~УВ. При традиционных схемах ГРП почти воя эта информация получается в результате бурения глубоких скважин. В работе [30] подробно рассмотрены возможные критерии оптимальности ГРП. Автором сделан вывод о-том, что важнейшим такого, рода критерием является минимум затрат для решения конкретных задач изучения данного геологического объекта в рамках заранее, определенных методологии и Технологии.

Рассмотрим основные предпосылки оптимизации ГРП с учетом выбранных средств и сформулированного критерия.

1. Изменение источников финансирования заставляет руко-* водителей геологоразведочных служб неф'тегавовых предприятий

всех форм собственности максимально экономно расходовать "свои" (а не государственные) финансовые ресурсы. В этих условиях относительно дешевый сейсмический метод, при условии продуцирования информации, необходимой для моделирования и оценки запасов залежей УВ обладает существенными преимуществами .

2. В настоящее время накопилось большое количество реэ-левантных сейсмических данных, являющихся результатом полевых работ последнего десятилетия т.е. полевых работ с цифровой записью и системами наблюдений ОГТ достаточно высокой кратности. Существует вполне реальная возможность переобработки и комплексной переинтерпретации сейсмических данных прошлых лет на современной методологической и технологической основе с целью построения адекватных моделей природных'резервуаров УВ и оценки их запасов. Такин образом, в' ряде случаев имеется возможность•получения промежуточного оптимизационного эффекта даже без проведение дополнительных полевых работ 1 Можно отметить, что такая практика чрезвычайно широко используется зарубежными нефтяными компаниями.

3. В последние годы существенно меняется структура ГРП. На передний план выходит детальное или сверхдетальное изучение отдельных месторождений и даже залежей, как правило открытых и разведанных в предшествующее десятилетие. При этом ставятся такие тонкие задами, - как прослеживание по площади малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций, границ типов разреза природного резервуара, отличающихся фильтрационно-емкост-ными характеристикам, картирование участков с аномальной уделиюй эффективной емкостью коллекторов и-т.п. Решение этих задач необходимо для выбора наиболее рациональных схем разработки сложнопостроенных залежей. Легко видеть, что решение перечисленных задач только глубоким бурением (даже при теоретически неограниченном ёго объеме) в билу того, что продуцируемая им информация имеет точечный (в плане) характер не представляется возможным. Только комплексирование бурения и сейсморазведки, обладающей возможностью пространственного изучения геологических феноменов, может служить методологической основой изучения тончайших особенностей геологического

строения подготавливаемых к эксплуатации и даже разрабатываемых залежей. В последние годы возможности сейсмического мето-

да еще более расширяются благодаря постепенному но неуклонному внедрению сейсморазведки 3d.

4. Важнейшей предпосылкой высококачественной обработки и эффективной комплексной геологической интерпоетации данных сейсморазведки является произошедший в последнее десятилетие скачок в уровне программно-технологических средств обработки и интерпретации сейсмических данных. Широкое внедрение персональных компьютеров и базирующихся на них рабочих станций, развитие мощных отечественных и зарубежных систем обработки и интерпретации сейсмических данных (СЦС-З, СЦС-4, СОС ПС, PROMAX, SAGE, LANDMARC и многих других) создало совершенно новую ситуацию, вооружило специалистов в области моделирования природных резервуаров УВ качественно новыми средствами решения актуальных геологических задач. Следует, однако, отметить, что методологические аспекты освоения этих средств, осмысленной геологической интерпретации принципиально новой - по качеству и набору параметров информации разработаны далеко не полностью. Тем не менее компьютерная революция свершилась, созданы необходимые условия для более полного извлечения геологической информации из сейсмических данных.

Таким образом, можно констатировать, что объективно сложилась ситуация, когда существует как насущная необходимость оптимизации ГРП за счет перераспределения функций и ответственности между бурением и сейсморазведкой, так и необходимый технологический потенциал. Народнохозяйственный эффект такого рода оптимизации во многом зависит от успешности поисков путей методологического освоения и реализации накопленного потенциала в геологоразведочном процессе.

1.2. Развитие методологии, методики и технологии комплексного моделирования природного резервуара УВ - важнейшее условие оптимизации ГРП

Главными задачами ГРП на всех его стадиях были и остаются создание адекватных моделей природных резервуаров залежей УВ или перспективных объектов, а также количественная (с точностью зависящей от стадии ГРП и сложности объекта) оценка их

запасов (ресурсов). Моделируя природный резервуар, мы должны знать .структурный план и морфологию продуктивных отложений, литологию "*и фациальный облик коллекторов, "истинных флюидоупо-ров, ложных покрышек. При этом особое внимание следует уделять выявлению и прослеживанию в плане дизъюнктивных дислокаций, фациальных переходов, границ смен типов разреза и т.п. Оценка запасок (ресурсов) УВ в принципе адекватна вычислению по площади залежи или ее участкам интеграла эффективной удельной емкости коллектора с последующей его сверткой со средним значением коэффициента нефтенасыщенности.и некоторыми физическими константами. Поэтому важнейшим условием повышения точности оценки запасов УВ является как можно более полное познание распределения емкости коллекторов в межскважинном пространстве. В указанных характеристиках и параметрах прямо или косвенно содержится практически вся информация, необходимая цля построения адекватных моделей природного резервуара, для оценки запасов УВ. Поэтому следует ясно понимать, что при серьезной постановке вопроса об оптимизации ГРП путем .перераспределения функций•недеду бурением и сейсморазведкой, последняя должна с заданной точностью обеспечивать получение (разумеется после ^соответствующей интерпретации^" именно этих характеристик -и параметров.

В последние 10-15-лет в России и за рубежом широкое развитие получили исследования, связанные с изучением сейсмическим методом литологии и фаций природных резервуаров нефти и газа. С некоторой степенью условности можно выделить два основных направления такого рода исследований:

1. Сейсмостратиграфическое направление.

2. Прогнозирование геологического разреза (ПГР).

Первое направление. Реализуется, как правило на региональной (фактически зональной) и поисковой стадиях ГРП. Методологической его основой является тщательный анализ сейсмической волновой картины"п использованием имеющихся представ-

« ленфИ о седиментации и денудации осадочных комплексов, выделение и прослеживание сейсмостратиграфическИх единиц (КССК, сейсмоквантов, клиноформ и т.п.), геологическая интерпретация особенностей ролнового поля(ОВП). Наиболее полно теория и

методология рассматриваемого направления изложена в работах Р.Шериффа, А.Грегори, П.Вейла, Н.Я.Кунина, А.Е.Шлезингера. На основе сейсмостратиграфического подхода получены - блестящие геологические результаты, существенно уточнившие представления о геологическом строении основных нефтегазоносных бассейнов мира. Даже краткое их перечисление не укладывается в объем настоящей диссертации.

Вместе с тем следует отметить, что получаемые в рамках данного направления геологические результаты"базируются прежде всего на визуальной интерпретации сейсмических временных разрезов и их Гильберт-преобразований. Отсутствие количественных характеристик сейсмостратиграфических единиц предопределяет некоторый субъективизм процесса интерпретации, существенную зависимость качества получаемых результатов от знаний и опыта, а, точнее говоря, "искусства" интерпретатора. Такое положение дел объясняется изначально "американской" системой организации обработки и интерпретации-данных сейсморазведки, при которой сервисная фирма выполняет обработку (включая получение окончательных временных разрезов и некоторых их трансформант), а интерпретация, в том числе сейсмостратигра-фическая, осуществляется специалистами научно-исслвдовател'Ь-ских отделов нефтяных фирм. Разумеется интерпретаторы могут заказать дополнительную обработку после сканирования временных разрезов, однако, такая практика является скорее исключением, чем правилом. А между тем, вычисление важнейших кинематических и динамических параметров волнового поля (пластовые скорости, амплитуды, псевдоакустические скорости и жесткости) крайне необходимы для повышения объективности и точности результатов сейсмостратиграфической интерпретации, для адекватного перехода к характеристикам разреза, используемым яри моделировании природного резервуара. При этом наиболее ваХным автор считает вопрос о стратиграфической идентификации отра-, жаюгцих горизонтов при дефиците данных сейсмокаротажа и ВСП. Необходимо также искать средства уменьшения субъективней3 3 выделении и локализации седиментационных тел (рифов, барор, палеорусел и т.п.).

Второе направление (ПГР) реализуется как правило при за-

вершении поисковой или на разведочной стадии ГРП. Работы этого направления нацелены на построение тонкослоистых (по меркам сейсморазведки) моделей изучаемых объектов, опираются на широкое использование динамических характеристик сейсмической записи (прежде всего амплитуд) и их разнообразных трансформаций. Важнейшие методолого-технологические основы этого направления заложены Г.Н.Гогоненковым, А.Г.Авербучом, С.С.Эльма-новичем и др. Быстро прогрессирует такая "ветвь" направления ПГР как структурно-формационный анализ, основы которого разработаны И.А.Мушиным. Важно отметить то, что направление ПГР получило широкое внедрение в отечественных геофизических организациях различной отраслевой принадлежности. Это обстоятельство решающим образом повлияло на методолого-технологи-ческую направленность исследований. В рамках направления ПГР, поддерживаемого развитым математическим обеспечением, имеются реальные возможности влияния на глубину и качество обработки данных сейсморазведки и ГИС, реализации самых современных технологий.

Тем не менее в дальнейшем развитии рассматриваемого направления наметились определенные проблемы. Главные из них заключаются в том, что геологические службы геологоразведочных и нефтяных организаций далеко не всегда готовы и способны четко сформулировать и корректно поставить конкретные задачи изучения важнейших свойств.или параметров геологических объектов. Нередко приходится сталкиваться с предложениями о проведении на некотором объекте ПГР "вообще". Результатом такой "постановки" задач становятся'интересные в методическом отношении, но трудно включаемые в процесс моделирования природного резервуара или оценки запасов результаты (карты распределения различных динамических параметров волнового поля, различные трансформанты временных разрезов и т.п.).

Работы ПГР выполняются, в основном, на стадии разведки или подготовки залежи к эксплугтгц;:;;, когда геологами решаются прежде всего задачи изучения детальной морфологии природного резервуара, корреляции разрезов,оценки запасов УВ. Поэтому автору весьма актуальным представляется создание во-первых, методики выделения и картирования тонких пластов-репе-

ров, а во-вторых методики и технологии оценки емкости коллекторов по данным сейсморазведки в межскважинном пространстве.

Отметим, наконец, и общую для обоих направлений проблему. Это проблема качества сейсмических материалов в целом и прежде всего качества сейсмических временных разрезов. Действительно, от качества временных разрезов решающим образом зависят как возможности анализа и геологической интерпретации особенностей волнового поля, так и качество определения многочисленных сейсмических динамических параметров, являющиеся базой интерпретации в направлении ПГР. В последние годы стало ясным то обстоятельство, что резервом повышения качества обработки сейсмических данных является не только дальнейшее развитие программно-технологических и технических средств (здесь как раз достигнуты большие успехи), но и создание концепции (принципов) оптимизации обработки, ориентированной на учет априорных моделей геологического строения изучаемых объектов, обеспечивающей тесный контакт сейсморазведчиков и геологов в процессе обработки сейсмических данных.

С 1988 г. во ВНИГНИ под руководством автора выполнялись исследования в области совершенствования обработки, интерпретации, у. комплексной геологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения. При этом коллектив ученых стремился объединить, насколько возможно, достоинства обоих рассмотренных научных направлений, внести свой вклад в дальнейшее развитие методологии и технологии моделирования природных резервуаров УВ, в совершенствование методологии и. технологии обработки и комплексной геологической интерпретации .данных сейсморазведки и бурения. При этом автор стремился опираться на богатые традиции ВНИГНИ в области решения разного рода геологических задач и оптимизации геологоразведочного процесса. Постепенно эти исследования оформились в научное направление, получившее достаточно условное название "Структурно-литологическая интерпретация данных сейсморазведки и бурения" (СЛИ).

В методологической части диссертации рассматриваются основные разработки автора, направленные на решение в рамках СЛИ задач, отмеченных в настоящем разделе, как наиболее важные средства повышения эффективности комплексирования сейсморазведки и бурения. К таким задачам относятся:

1. Определение (с геологических позиций) принципов оптимизации обработки и интерпретации данных сейсморазведки, применение которых способствует достижению качества материалов, достаточного для комплексного моделирования природных резервуаров..

2. Разработка методических приемов геологической интерпретации киыенатических и динамических параметров сейсмической записи с целью стратиграфической идентификации отражающих горизонтов, выделения и пространственной локализации седимента-ционных тел (рифов, баров, палеорусел и т.п.), выделения и прослеживания тонких пластов-реперов.

3. Создание методики и технологии оценки емкости природного резервуара в межскважинном пространстве на основе выделения емкостной компоненты сейсмических динамических параметров и подавления помех.

4. Определение набора-геологических задач, решаемых на основе направления СЛИ для каждой стадии ГРП и общей схемы их решения.

Перечисленные задачи объединены общей целью исследований автора, заключающейся в создании методолого-технологического аппарата для моделирования природных резервуаров и оценки запасов УВ на основе обработки и■комплексной геологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения. 1.3. Некоторые теоретические аспекты решения задач структур-

но-литологвческой интерпретации данных сейсморазведки и

бурения

В настоящем разделе автор излагает как собственные теоретические представления, так и результаты осмысления теоретических достижений коллег, работающих в области комплексной обработки и интерпретации данных сейсморазведки и бурения.

1.3.1..Учет априорной геологической информации в процессе обработки и интерпретации данных сейсморазведки. Априорные модели. '

Ь настоящее время практически все исследователи признают необходимость учета и использования априорной геологической информации, в процессе обработки и интерпретации сейсмических данных.

Однако, при этом вознихают<*серьезные проблемы, требующие теоретического осмысления и разрешения. К ним относятся:

- выявление и фиксаций сущности решаемой на данном объ- , екте геологоразведочной-.задачи;

- определение объема геологической информации, достаточного для решения поставленной геологоразведочной задачи;

- определение формы представления (отображения) априорной геологической информации;

- учет различных, а, нередко, и альтернативных представлений о геологическом строении изучаемых объектов.

Для разрешения вышеперечисленных проблем автором теоретически обосновано и введено в практику представление об априорных моделях геологического строения изучаемых объектов, как о важнейшем средстве повышения эффективности обработки и структурно-литологической интерпретации^ данных сейсморазведки и бурения.

Под априорной моделью геологического строения изучаемого объекта понимается модель (или набор моделей). отражающая априорные (имеющиеся до начала реализации данного проекта структурно-литологической интерпретации), представления о геологическом строении изучаемого объекта и аккумулирующая информацию в процессе обработки и интерпретации данных сейсморазведки.

В работах [22,4,33] с позиций теоретического обобщения накопленного опыта автором сформулированы следующие основные требования к априорным моделями. .

Во-первых, априорная модель геологического строения изучаемого объекта должна быть проблемно-ориентированной. Это значит, что модель должна отображать именно те свойства объекта, получение которых является проблемой дальнейшего его изучения и подготовки к эксплуатации. Если в ходе ГРП выясняется литолога-фациальная неоднородность природного резервуара и обусловленные этим обстоятельством резкие вариации фильтра-ционно-емкостных свойств коллекторов, если перед сейсморазведкой поставлена задача изучения литолого-фациальных характеристик природного резервуара, то априорная модель должна.

пусть в самых общих чертах, наметить возможные варианты лито-лого-фациальной зональности-целевого интервала разреза, локализовать возможные участки выклиниваний, фациальных замещений, смен типов разреза и т.д.

Если основные проблемы разведки объекта связаны с изучением морфологии и структурного плана продуктивных отложений, то априорная модель должна отображать имеющиеся представления о пликативных и дизъюнктивных дислокациях, о соотношении структурных планов основных геологических границ и т.п. Между прочим, некоторые представления, отображаемые на априорных литолого-фациальных разрезах (выклинивания отдельных пластов и толщ, характер контактов и т.д.), бывают чрезвычайно важны при восстановлении адекватной структурно-морфологической модели изучаемого объекта. С этими представлениями связаны возможности усиления или ослабления отдельных волн в процессе обработки и выбор оптимального варианта корреляции в процессе интерпретации.

Во-вторых. априорные модели должны, по возможности, отображать альтернативные представления об особенностях геологического строения изучаемого объекта. На практике это, как правило, трудно осуществимо, поскольку априорная модель неизбежно фиксирует совершенно определенную позицию автора или авторского коллектива по -ключевым проблемам изучаемого объекта. Поэтому, в особо сложных случаях, когда имеются в корне различные точки зрения на строение изучаемого- объекта, к разработке априорных моделей необходимо привлекать независимые группы геологов, представляющие альтёрнативные точки зрения.

В-третьих. априорная модель геологического строения изучаемого объекта должна быть понятна сейсморазведчикам-обработчикам и легко запечатлеваться в их сознании. Опыт показывает, что далеко не всегда, самым тщательным образом исполненные литолого-фациальные профили, геологические разрезы и т.п. являются удовлетворительными элементами априорных моделей, используемых при обработке и интерпретации данных сейсморазведки. Априорные модели должны игнорировать несущественные детали, обладать необходимой степенью абстракции и концентрировать внимание сейсморазведчиков на действительно важ-

лых вопросах. Априорные модели ни в коем случае не должны быть перегружены многочисленными условными обозначениями и излишней геологической информацией. На априорных моделях должны фигурировать только такие черты геологического строения изучаемого объекта, которые могут найти прямое или косвенное отображение в сейсмическом поле в рамках современной среднечастотной сейсморазведки. Вот почему ни в коем случае нельзя в качестве элементов априорной модели использовать какие-либо старые карты и разрезы, составленные с совсем другими целями. Использование таких материалов может лишь запутать ситуацию, осложнить восприятие сейсморазведчиками сущности предъявляемых к результатам обработки требований.

В-четвертых, априорные модели должны быть максимально насыщены данными о скоростях распространения упругих колебаний и о плотностях горных псэрод в целевом интервале разреза. При этом, чрезвычайно важно, чтобы на априорных моделях отображалась разница (если таковая имеется) в скоростях, например, в собственно биогермных массивах и зарифовых и предрифо-вых фациях и т.п. Иными словами, следует стремиться к тому, чтобы все геологические тела, нашедшие отображение на априро-ных моделях, получали адекватную характеристику в полях скоростей, плотностей, а в конечном счете и акустических жест-костей .

Таковы основные требования к априорным моделям, выполнение которых, как показывает практика, обеспечивает адекватный учет априорной геологической информации в процессе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения.

1.3.2. Оценки точности и качества кинематических и динамических параметров сейсмической записи, используемых в струк турно-литологической интерпретации.

. Важнейшим и весьма сложным вопросом использования кинематических и динамических параметров сейсмической записи для решения геологических задач, сформулированных в разделе 1.2 (стр.15) является вопрос о точности определения этих параметров. Более конкретно проблема может быть сформулирована следующим образом: не соизмеримы ли ошибки определения значений кинематических и динамических параметров сейсмической записи

с т.азницей значений этих параметров, на основании которых геологические объекты относятся к разным классам. Совершенно очевидно, что правильное разрешение сформулированной проблемы во многом зависит от того какова природа погрешностей оценок кинематических и динамических сейсмических параметров, а также от того, насколько адекватны математические конструкции самих оценок погрешностей.

Рассмотрим следующих основные ситуации.

1. Оценка точности определения пластовых скоростей по данным НОГТ. В разделе 1.5.1. будет показано исключительно большое значение этого нараметра для стратиграфической идентификации отражающих горизонтов при дефиците данных сейсмока-ротажа.

Разумеется наиболее простым и эффективным способом оценки точности определения пластовых скоростей по данным МОГТ (независимо от того по какому алгоритму они определялись) является прямое сопоставление выполненных оценок с пластовыми скоростями по данным сейсмокаротажа глубоких скважин. Такое сопоставление (при наличии достаточного объема'сейсмокаротажа -ВСП) позволяет определить абсолютную и относительную, величину погрешности, соотношение случайной и систематической ее компонент. Однако на практике это оказывается возможным далеко не всегда. Невыполнима эта оценка прежде всего при решении задачи о стратиграфической идентификации отражающих горизонтов (скважины либо отсутствуют, либо в них нет сейсмокарота-жа-ВСП). В этих случаях необходимо в соответствии с рекомендациями А.К.Яновского, А.Д.Боголюбского, Е.А.Копилевича выполнять оценку погрешности определения'пластовых скоростей методом статистических испытаний. В трудах перечисленных исследователей указывается, что количество реализаций "случайного процесса", т.е. количество оценок пластовых скоростей, вычисленных по исходным данным, отягощенным "случайной" ошибкой (заданной с помощью генератора случайных чисел прн определен-: ной дисперсии), должно быть не менее 30, а, жеягтглто', еще большим.

Способ статистический испытаний позволяет оценить лишь случайную компоненту погрешности оценки Пластовы* скоростей.

Систематическая компонента погрешности остается как бы за кадром. Для ее оценки, в некоторых ситуациях, может быть реализован следующий подход. Если имеется несколько глубоких скважин, исследованных сейсмокаратажом или ВСП, но не достигших целевых интервалов разреза, целесообразно изучить наличие систематической компоненты погрешности, а также динамику нарастания ее с глубиной в пределах освещенных сейсмокаратажем интервалов разреза. Экстраполяция выявленных закономерностей в пределы целевого интервала разреза позволит наметить участки исследуемой территории, наиболее опасные с точки зрения возникновения систематической погрешности оценки пластовых скоростей и, тем самым, избежать грубых ошибок в геологической интерпретации этого важнейшего параметра. В целом, следует отметить, что вопрос об оценке точности определения пластовых скоростей по данным МОГТ разработан достаточно подробно. Поэтому при геологической интерпретации этого параметра абсолютно необходимо пользоваться интервальными (с учетом по крайней мере случайных ошибок) значениями пластовых скоростей и стремиться' избегать использования точечных (без учета ошибок) оценок.

Выполненные на основе рассмотренных подходов оценки погрешности определения пластовых скоростей [19,4,30] показывают, что нередко удается восстанавливать пластовые скорости с точностью до 1-3%. Казалось бы это противоречит и привычным представлениям о точности сейсморазведки и пооперационным оценкам точности восстановления этого или любого другого параметра. Такое противоречие является, однако, кажущимся. В действительности, все современные программные комплексы решения обратной кинематической задачи содержат блоки учета априорной информации. Именно учет априорной информации о пределах вариаций пластовых скоростей в том или ином комплексе, о тенденциях изменения пластовых скоростей по площади, базирующихся на априорных литолого-фациальных моделях, позволяет снизить погрешность определения скрростей до 1-3% абсолютной величины. Следует признать, что такая точность фактически достигается при определении пластовых скоростей по данным сейсморазведки МОГТ и бурения■

2. Оценка точности (качества) определения псевдоакустических скоростей и жесткостей•

Наиболее эффективным способом оценки точности (качества) лсевдоакустических скоростей и жесткостей является сопоставление этих, параметров, рассчитанных из амплитуд сейсмической 'Записи с их "реальными" аналогами, рассчитанными по данным АК и ГГК(П) . Легко видеть:, что само использование терминов "точность", "ошибка" прй 'сопоставлении параметров со столь различным происхождением носит достаточно условный характер. Поэтому автор и предлагает пользоваться термином "качество" определения псевдоакустических параметров. Этим лишний раз подчеркивается, что главным требованием к полю псевдоакустических параметров является отображение в них (пусть на качественном уровне) тех вариаций и закономерностей, которые характерны для полей скоростей и жесткостей, рассчитанных по данным АК и ГГК(П). Проще говоря, важно, чтобы псевдоакустика была похожа на акустику.

Поэтому, автор предлагает [4] оценивать качество определения например псевдоакустичейкой скорости в целевом интервале разреза на основе тесноты корреляционной связи между средними (в целевом интервале) значениями псевдоакустических и акустических скоростей

УПАК .= ПУАК) (1.3.1)

При использовании, например, простейшеГ! парной линейной регрессии оценкой тесноты связи, а, косвенно, и качества определения псевдоакустической скорости является коэффициент корреляции РУПАК/УАК. Необходимо заметить, что даже использование простейшего,аппарата парных регрессий позволяет выявить наличие (или отсутствие) качественного соответствия данных Упдк и УАК. Действительно, теснота парной корреляционной связи не зависит ни от постоянных составляющих обоих параметров (они учитываются в свободном члене регрессии), ни от диапазон нов изменения каждого из параметров. Заметим, что среднеквад-ратичыское отклонение Ьупак измеренных значений УПдК, от вычисленных на основе парной регрессии корреляционной связи (1. 3 .'1) определяется по формуле :

ЕУпак~ /°Упак V-1~Р%пак/Уак (1-3.2)

где ИУпак - дисперсия значений псевдоакустических скоростей; Рупак/Уак - коэффициент корреляции между значениями псевдоакустическиХ и акустических скоростей.

Предполагается, что корреляционная связь значима и критерий Романовского выполняется.

Автор считает целесообразный рассматривать величину £ как оценку качества определения псевдоакустических скоростей и по аналогии псевдоакустических жесткостей. Несомненный практический интерес представляет и относительная оценка Е качества определения псевДоакустических параметров, вычисляемая по формуле ЕЧпак

ЕУпак= (1.3.3)

а х " п

Здесь \/тах и \/т1п соответствуют максимальным и минимальным значениям измеренных псевдоакустических скоростей.

Заметим, что возможна конструкция формулы (1.3.3), где в качестве знаменателя можно использовать традиционные 6[/0упак.

Предложенные оценки предопределяют следующий критерий проверки корректности использования псевдоакустич^ких параметров для решения тех или иных геологических задач. Пусть с использованием АК в скважинах выполнены оценки качества псевдоакустических преобразований по формулам (1.3.2) и (1.3.3). Некий интервал разреза охарактеризован псевдоакустическими скоростями со средним значением УПАК. Среднее значение псевдоакустических скоростей во "вмещающих!" интервалах разреза составляет Автором аналитически показано, что различие

в скоростях следует признавать значимым, а следовательно и подлежащим геологической интерпретации в том случае, если выполняется условие | УПАК - У*ПАК |

I -:- I >2Ёупак (1-3.4)

^тах ~

Аналогичным образом Конструируются критерии значимости различий значений других динамических параметров сейсмической записи. Использование критериев типа (1.3.4) существенно повышает надежность интерпретации динамических параметров сейсмической записи, помогает избежать грубых ошибок в выделении и отождествлении тех или иных геологических тел.-..

1.3.3. Теоретические основы изучения емкости природного резервуара по данным сейсморазведки.

В последнее десятилетие в России и за рубежом разрабатываются подходы к изучению емкостных характеристик природного резервуара по данным сейсморазведки. Общая идея таких подходов заключается в отождествлении вариаций неких сейсмических динамических параметров (СДП) с изменением емкостных характеристик коллекторов изучаемого природного резервуара.

Оценка или прогнозирование емкостных характеристик природного резервуара может осуществляться как на качественном так и на количественном уровне.

В первом случае обычно строятся карты выбранных СДП (амплитуды колебаний на разли^НЬХ фильтрациях, энергии, псевдоакустических скоростей и т.д.). Затем поля значений признака выше (ниже) заданного порога или суперпозиция таких полей (если используются несколько параметров) с учетом (в той или иной степени) геологических данных объявляются зонами с улучшенными (или ухудшенными) емкостными свойствами коллекторов. Результаты такого подхода могут, в принципе, использоваться для рационального размещения разведочных скважин. Использование же результатов качественной оценки и прогноза емкостных характеристик коллекторов при подсчете запасов объемным методом не представляется возможным.

Количественная оценка (прогноз) емкости коллекторов природного резервуара базируется, как правило, на использовании корреляционных зависимостей между емкостными характеристиками разреза и СДП. Такие зависимости строятся пр значениям, измеренным или рассчитанным в точках скважин. Затем, в-яегжсква-жинном пространстве значения выбранных динамических параметров с помощью ранее установленных корреляционных зависимостей трансформируются в значения емкостной характеристики природного резервуара. Важнейшей проблемой этого подхода является выбор таких емкостных характеристик 'разреза и СДП, которые с одной стороны образовывали бы устойчивые корреляционные связи, ас другой стороны легко поддавались бы геологическому истолкованию и могли бы быть использованы при подсчете запасов. Исторически сложилось так, что длительное время предпри-

нимались попытки использовать в качестве емкостной характеристики природного резервуара среднюю пористость (т) "пласта", -заключенного между отражающими горизонтами, приуроченными (с той или иной степенью близости) к подошве и кровле толщи коллекторов природного резервуара.

Средняя пористость (т) может быть адекватно использована при подсчете запасов УВ только при выполнении очень жестких ограничений. Необходимо, чтобы, во-первых, вся толщина пласта была бы эффективной, то есть весь пласт признавался бы коллектором. Во-вторых, толщина этого пласта Ь (а фактически эффективная толщина - Ьэ) должна картироваться сейсморазведкой в межскважинном пространстве с удовлетворительной точностью Если указанные ограничения выполняются, а теснота связи между средней пористостью пласта и выбранным динамическим параметром сейсмической записи отвечает требуемой точности, оценка т в межскважинном пространстве выполняется по описанной выше схеме. Определяя по сейсмическим данным значения т и Ь (Ьэ) мы получаем возможность вычислить в точках межскважинного пространства важнейший параметр- эффективную удельную емкость q. При этом в точке межскважинного пространства с координатами х, у

Чх.у = тх,у х . у (1-3.5)

Сразу же оговоримся, что способы перехода от эффективной удельной емкости ц к эффективной удельной нефтенасыщенной (газонасыщенной) емкости д11 (г' здесь не рассматриваются. Упомянем лишь, что они те же, что и в тех случаях, когда подсчет запасов ведется не на основе весового осреднения скважйнных параметров, а путем использования цифровых, моделей распределения пористости и эффективных толщин по площади.

При невыполнении рассматриваемых ограничений оценка средней пористости Цласта в межскважинном пространстве в значительной степени теряет смысл.

В работе [13] автором совместно с Е.А.Копилевичем впервые в мировой практике предложено использовать эффективную удельную емкость я непосредственно при построении корре4яци-онных зависимостей между емкостными параметрами разреза и СДП:

С = <Р(Ч) ~ (1.3.6)

и Ч = (1-3.7)

где £ - вариации СДП. В этом качестве могут выступать средние для изучаемого интервала значения псевдоакустической скорости УПАК псевдоакустической жесткости рпа, временная, толщина низкоскоростной зоны на разрезах ПАК и т.п.

Преимущества такого подхода очевидны. Открывается возможность картирования в межскважинном пространстве параметра, практически непосредственно (через переход к нефтенасыщенным емкостям) используемого в подсчете заг.асои.

Как известно эффективная удельная емкость поровых коллекторов в скважинах определяется следующим образом

я = 2.111! Ь4 (1.3.8)

1 = 1 •

где - средняя пористость 1-го эффективного пропластка;

Ь^ - толщина 1-го эффективного пропластка.

Очевидно, что величина q является характеристикой пустотного пространства наиболее пористых (емких) интервалов природного резервуара. В работе [37] показано, что именно этот фактор в значительной степени определяет вариации скорости распространения упругих колебаний и плотности горных пород (а, следовательно, и акустической жесткости). Таким образом существуют хорошие объективные предпосылки для существования тесных корреляционных зависимостей типа (1.3.6) и (1.3.7).

К настоящему времени накоплен значительный положительный опыт использования корреляционных или квазитерминированных [8] зависимостей (1.3.6) и (1.3.7) для оценки емкости природного резервуара в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки. Построены емкостные модели 10 объектов различной сложности геологического строения и разной степени изученности. Получены ..подтверждения адекватности емкостных моделей последующим бурением.

Разумеется, точность определения емкостного параметра определялась на наиболее разбуренных объектах.

Дли крупнейшего Астраханского серогазоконденсатного месторождения карта эффективной удельной емкости была построена в 1987-1988Г.г. и опубликована в работах [13,16]. В настоящее время она проверена 43 скважинами, пробуренными .после 1988 г.

Значения пористости, эффективных толщин и эффективной удельной емкости в "проверочных" скважинах определялись без участия авторов карты. Сопоставление опубликованной в 1988 г. карты с результатами бурения 43 скважин позволяет сделать следующие выводы:

- Полностью подтверждена морфология распределения емкости продуктивной карбонатной толщи по площади. Подтверждены все минимумы и максимумы параметра я- Доказана высокая точность прогноза значений эффективной удельной емкости в межскважинном пространстве. Среднее прогнозное значение параметра ч в 43 контрольных точках по данным сейсморазведки составляло 9,86 м, а по данным бурения 9,37 м. Таким образом ошибка определения средних значений ц (а это полный аналог параметра, используемого в объемном методе) составляет всего 5,2%, чтр почти на порядок меньше ошибки оценки запасов категории С1 . Среднеквадратическое отклонение прогнозных значений ч от контрольных составляет 2,73м или 0,7 основного сечения карты. Среднее отклонение прогнозных значений от контрольных составляет всего 0,4 9 м. Таксе соотношение среднеквадратических и средних отклонений свидетельствует о фактическом отсутствии систематической компоненты в поле отклонений (погрешностей), что делает оценку эффективной удельной емкости по данным сейсморазведки для Астраханского месторождения особенно надежной.

Значимость полученного положительного результата еще более возрастает, если учесть, что Астраханское месторождение расположено в сложных условиях соляно-купольной тектоники, а продуктивными являются подсолевые отложения со всеми вытекающими отсюда сложностями учета искажающего влияния вышележащей толщи.

В пределах центральной части крупнейшей в Восточной Сибири Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) нефтегазонакопления емкостные свойства чрезвычайно сложных карбонатных порово-ка-верко-трещинных коллекторов были охарактеризованы интегральным, нормированным на один метр разреза емкостным параметром

qин = / т(Ь)(ЗЬ/Н2-Н1 , (1.3.9)

где т(Ь) - пористость, непрерывно определяемая в целевом интервале разреза; Н1 - глубина кровли продуктивной толщи; Н2 -глубина подошвы продуктивной толщи [36,26].

Карты этого интегрального емкостного параметра в пределах центральной части ЮТЗ были построены в 1992 г. автором вместе с Е.А.Копилевичем для всей продуктивной толщи, а в 1993 г. совместно с Е.П.Соколовым - как для всей толщи,, так и для ее'газо-'и нефтенасыщенной частей [26,36].

Интегральная характеристика дин была предложена автором в связи с неоднозначностью или невозможностью определения эффективных нефтегаэонасыщенных толщин по данным керна и ГИС. Конечно, интегральную характеристику q невозможно прямо использовать для определения нефтегазонасыщенных объемов, но эти параметры тесно связаны между собой.

Карта интегрального емкостного параметра центральной части ЮТЗ для продуктивной рифейской толщи, построенная в 1992 г. проверена результатами последующего определения в 8 скважинах. Полностью подтверждена морфология поля интегрального емкостного параметра. Йреднеквадратическая погрешность (отклонение) составила 0,2 среднего значения параметра или ~ 0,5 от сечения изолиний.

Карты интегрального емкостного параметра центральной части ЮТЗ, построенные в 1993 г. как для всей продуктивной толщй, так "и отдельно для нефтенасыщенной и газонасыщенной частей, проверены результатами последующего определения параметра дин в 10 скважинах. Среднеквадратическая погрешность прогноза интегральной емкости составила всего 0,3 6 м, что в 3 раза меньше выбранного сечения карт.

Таким образом, есть все основания засвидетельствовать высокую эффективность и перспективность определения емкостного параметра по данным сейсморазведки.

В свете изложенного представляется целесообразным проанализировать условия эффективного применения рассматриваемого подхода, предложить пути его дальнейшего совершенствования [32].

Автором показано, что оптимальной для применения соотношений (1.3.6) и (1.3.7) является следующая ситуация. Изучае-

мый коллектор представляется в виде относительно однородного пласта (например песчаника) толщиной Ь, в разрезе которого (по тому или иному критерию) выделяются эффективные толщины 11э! отдельных "эффективных" пропластков. При этом кровле и подошве пласта отвечают отражающие горизонты, т.е. существует возможность оценки СДП. На практике это означает, что при сегодняшней разрешающей способности сейсморазведки толщина пласта Ь не должна быть менее 25-30 м.

Теоретически теснота корреляционных связей (1.3.6) и (1.3.7) тем выше, чем ближе суммарная эффективная толщина к общей толщине пласта Ь. Это положение может бьгГь' сформулировано в виде критерия н

I Ь1э1 > |1Ь (1.3.10)

1 = 1

где (1 - коэффициент, зависящий от степени однородности пласта и других характеристик изучаемых отложений.

На практике мы часто имеем заметные отклонения от описа-ной оптимальной ситуации.

1. Сейсмический пласт несколько "толще"' коллекторов изучаемого природного резервуара. Это означает, что ближайшие отражающие горизонты не отождествляются непосредственно с кровлей и подошвой коллекторов. Поэтому в вариации СДП вносят свой вклад изменения физических свойств "посторонних" горных пород.

2. Доля эффективных толщин в общей толщине изучаемого пласта относительно невелика т.е. не выполняется условие (1.3.10).

В этой ситуации вариации СДП (например псевдоакустической скорости или жесткости) в значительной мере определяются изменениями "неэффективной" емкости пласта, неучитываемыми конструкцией (1.3.8).

Существенные погрешности возникают как при изменении доли эффективных толщин по площади, так и при неконформных изменениях емкостных характеристик в "эффективной" и "неэффективной" частях пласта.

3. Наиболее неприятным отклонением от оптимальной ситуации является наличие в разрезе изучаемого пласта пропластков

с резко аномальными физическими свойствами. Таковыми могут быть пропластки глин, угля, ангидритов и т.п. Вариации толщин таких пропластков вносит существенный вклад в вариации сейсмических динамических параметров.

4. Наконец, определенный вклад в вариации сейсмических динамических параметров вносит изменение минерального или гранулометрического составов пород-коллекторов. Это обстоятельство особенно существенно для карбонатного разреза, где замещение известняков доломитами обуславливает существенное увеличение скорости распространения упругих колебаний.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что наблюдаемые вариации сейсмических динамических параметров (4) являются суперпозицией нескольких компонент, обусловленных различными геологическими факторами. Назовем вариации СДП обусловленные изменениями эффективной удельной емкости емкостной компонентой (сигналом) и обозначим ее через ^ . Сумму остальных компонент вариаций сейсмического динамического параметра будем считать помехой и обозначим ее через . Таким образом

4 - + (1.3.11)

В тех случаях, когда помеха несоизмерима мала по сравнению с полезной компонентой, ничто не мешает пользоваться для оценок емкости в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки соотношениям. (1.3.6), и (1.3.7).

Тогдй же, когда доля помехи в вариациях сейсмического динамического параметра велика корреляционные связи практически разрушаются, что не позволяет оценивать эффективную удельную емкость с требуемой точностью.

В такой ситуации автором предложено [32]^осуществлять оценку эффективной удельной емкости на основе предварительного разделения вариаций СДП на емкостную компоненту и помеху с ' последующим подавлением последней.

Основные идеи автора по разделению геофизических полей на полезную и фоновую компоненту изложены в работах [1,8].

Для решения задачи разделения поля СДП на емкостную компоненту и помеху можно воспользоваться алгоритмами хорошо зарекомендовавшими себя при разделении наблюденного гравитационного поля (точнее редукции Буге) на локальную и фоновую компоненты. Среди таких алгоритмов можно выделить "Корреляционный метод разделения" (КОМР) (М.С.Жданов, В.И.Шрайбман) и |;Квазидетерминированные функциональные связи" (КФС) [7,9].

Рассмотрим схему выделения и интерпретации полезной (емкостной) компоненты поля СДП.

Предполагается, что помеха £„ низкочастотна и может»быть аппроксиммирована, достаточно низкостепенным (п<5) полиномом координат х,у.

Сп~Пх,у)=а0 + апхп + Ьпуп + Спхп_1у .......(1.3.12)

тогда с учетом (1.3.7)

= 4 (х.У)^(х,у) (1.3.13)

Зависимость.между эффективной удельной емкостью и емкостной компонентой

Ч(х,у) = А 4ч(х,У) + В (1.3.14)

Коэффициенты уравнений (1.3.12) и (1.3.14) выбираются из условия максимизации коэффициента корреляции между эффективной удельной емкостью (ч) и емкостной компонентой вариаций сейсмического динамического параметра

РаЛч тах (1.3.15)

Разумеется, пользоваться названными выше алгоритмами следует с определенной осторожностью, поскольку не исключено получение искусственных решений, обусловленных гибкостью вычислительных схем и возможностью "подстройки" фоновой компоненты поля в зеркальное отображение емкостной компоненты. Алгоритмы КОМР и КФС имеют средства контроля адекватности получаемых решений, поэтому указанной опасности легко избежать.

На практике, используя любой из алгоритмов разделения поля СДП на емкостную и фоновую компоненты, необходимо следить за тем, чтобы коэффициент корреляции между эффективной удельной емкостью и фоном рч/{ не достигал значительной величины и был бы существенно меньше коэффициента корреляции"между эффективной удельн,ой емкостью и емкостной компонентой СДП. То есть должно выполняться соотношение

РЧ/Г < РчДч (1.3.16)

Успех или неудача разделения поля вариаций сейсмического динамического параметра на фоновую (помеху) и емкостную компоненту зависит от частотного состава помехи. Если она низкочастотна, а на практике это означает то, что помеха обусловлена плавно изменяющимися по площади геологическими феноменами, то успех обеспечен. В противном случае применение вышеу-

казанных или иных алгоритмов разделения поля не обеспечит возможности достоверной оценки (прогноза) емкости коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки. 1.4. Принципы оптимизации обработки и интерпретации данных

сейсморазведки

В разделе 1.1 отмечалось, что в настоящее время сложились серьезные объективные предпосылки для выполнения обработки и интерпретации сейсмических данных на высоком технолог гическом уровне. Нашим геофизикай стали доступны не только высокоэффективные отечественные программные комплексы (разработки ЦГЭ, ВНИИГеофизики и др.), но и программные разработки ведущих фирм мира (PROMAX, SAGE, LANDMARK etc). Можно смело утверждать, что при наличии необходимого финансирования наши геофизики могут тем или hhiiM путем комбинировать любые программно-методические средства, претворять в жизнь любую идеот логию обработки и интерпретации сейсмических данных.

Между тем .широко известны случаи, когда к удивлению заказчиков и исполнителей применение новейших программных комплексов и рабочих станций, отправка полевых материалов в Хьюстон и Калгари не приводили к кардинальному улучшению временных разрезов и их трансформант. И дело здесь, разумеется, не в том, что испытанные программные комплексы "вдруг" утрачивали свою эффективность, а знаменитые вычислительные центры ограничивались примитивными графами обработки. Причины неэффективного использования высокоэффективных программно-технологических средств заключаются, как правило, в неучете особенностей геологического строения изучаемого объекта; в игнорировании априорной геолого-геофизической информации, в отсутствии четкой идеологии обработки и интерпретации сейсмических данных на изучаемых объектах и, наконец, в неумении выбрать цменно те программно-методические средства, которые наилучшим образом отвечают сущности решаемых геологических задач.

Таким образом, рткрывшееся разнообразие доступных мето-д::чсс:с:::: технологических средств делает чрезвычайно актуальной оптимизацию процесса обработки и интерпретации сейсмических данных с позиции обеспечения решения геологических задач на конкретном изучаемом объекте. Под оптимизацией здесь понимается:

- формирование необходимого и достаточного набора методических и технологических средств обработки и интерпретации сейсмических данных;

- выбор оптимального графа обработки;

- выбор оптимальных параметров и режимов обрабатывающих процедур.

На основе опыта обработки, интерпретации и комплексной геологической интерпретации данных, выполненных учеными и специалистами ВНИГНИ на более чем 20 объектах в России, ближнем и дальнем зарубежье, автором в работе [33] сформулированы следующие принципы оптимизации обработки и интерпретации сейсмических данных при решении поставленных геологических задач.

Первый принцип. При формировании набора, методических и технологических средств обработки, выборе оптимального графа и параметров обрабатывающих процедур необходимо ориентироваться на априорные модели геологического строения изучаемых объектов.

Я подчеркиваю, что речь идет, не о некой априорной геолс1 гической информации "вообще", а о проблемно ориентированных априорных моделях, требования к которым изложены в разделе 1.3.1.

Определяя первый принцип оптимизации, необходимо кратко коснуться методологического аспекта его реализации. Очень важно наладить тесное взаимодействие команды обработчиков с командой или командами геологов еще до начала обработки или на самых ранних - технических ее стадиях. При этом' решающую роль должен играть руководитель обработки, который участвует в завершающих стадиях формирования априорной модели, ориентируясь на эту модель определяет стратегическую линию реализации проекта, добивается понимания сейсморазведчиками-обработчиками и интерпретаторами сущности априорной модели и осмысленного выполнения .выбранной стратегии. \

Второй принцип оптимизации обработки и интерпретации сейсмических данных может быть сформулирован следующим образом.

Для обеспечения уровня обработки и интерпретации данных сейсморазведки, адекватного сложности решаемых геологических задач, необходимо располагать максимально широким набором про-

граммно-технологических средств и выбирать из этого набора такие средства, которые наилучшим образом отвечают выбранной стратегии решения конкретной геологической задачи.

Казалось бы этот принцип очевиден и даже тривиален. Однако это далеко не так. Дело в том, что в нефтегазоносных провинциях давно сложились совершенно определенные представления о том, какие программно-методические средства и даже отдельные процедуры таких мощных систем как СЦС-3 или СОС ПС эффективны для данного региона, а какие неэффективны или даже вредны.. За этими представлениями, как правило, стоит многолетний опыт, значительные успехи в поиске и разведке нефтяных и газовых месторождений. Беда, однако, в том, что иногда упускается из вида изменение геологоразведочной ситуации, переход к новым непривычным и более сложным задачам. То, что было хорошо вчера, становится неэффективным сегодня. И наоборот, программно-методические комплексы, казавшиеся излишними для данного региона, могут внести решающий вклад в решение сегодняшних геологических-задач.

Кроме того, следует отметить, что относительно широкое использование зарубежных рабочих станций и прикладного математического обеспечения при колоссальной важности и полезности этого ' процесса имеет иногда и побочный отрицательный эффект . Импортные программно-технические средства воспринимаются как панацея, а высокоэффективные отечественные разработки, иногда не имеющие зарубежных аналогов, игнорируются. Автор глубоко убежден в том, " что вокруг импортных рабочих станций необходимо создавать программно-технологическую среду, обеспечивающую реализацию наиболее эффективных' отечественных разработок (особенно в области интерпретационной обработки) и совместимую с математическим обеспечением рабочих станций.

Понятно как трудно в сегодняшних условиях вести целенаправленную работу по расширению набора программно-методических средств и его освоению. Однако, это является необходимым условием ОПТИК!!СиЦ1 обработки ,и интерпретации сейсмических данных.

Третий принцип заключается в том, что в процессе обработки и интерпретации сейсмических данных (на разных его ста-

днях) необходимо создавать и анализировать промежуточные (рабочие) модели отображения важнейших "проблемных" особенностей геологического строения объекта в сейсмических материалах. Разумеется, это не означает того, что неокончательные сейсмические материалы должны подвергаться полной геологической интерпретации. Однако, после выполнения наиболее.важных обрабатывающих процедур (восстановления амплитуд, ДМО-преобразова-ний, миграции сейсмограмм, выбора кинематических законов суммирования, деконволюции, полосовых фильтраций, использования винеровских фильтров и т.п.) необходимо выявлять и затем отслеживать те особенности волновой картины, которые отображают или содержат потенциальную возможность отображения важнейших особенностей геологического строения изучаемого объекта.

Рабочие модели обычно представляются в виде вариантов сейсмических временных разрезов/ разрезов мгновенных фар, амплитуд, разрезов эффективных коэффициентов отражения, псевдоакустических скоростей, жесткостей и т.п., на которых выделяются и отмечаются специальными условными обозначениями элементы сейсмического поля, отвечающие дизъюнктивным дислокациям, выклиниваниям, фациальному замещению, смене типов разреза и другим геологическим феноменам, существенным для решения поставленных геологических задач. Весьма полезным оказывается создание схем (карт) распределения выявленных особенностей сейсмического поля по площади изучаемого объекта; что позволяет повысить надежность их выделения и наметить некоторые пространственные закономерности. Особенно полезным для оптимизации обработки и интерпретации сейсмических данных является рассмотрение последовательности рабочих моделей, создаваемых на разных стадиях обработки. Это позволяет выявить динамику отображения проблемных свойств изучаемого объекта в сейсмическом поле, оценить успешность выбранной стратегии. Анализ рабочих ' моделей позволяет руководителю обработки вовремя внести необходимые коррективы в граф обработки, выбрать оптимальные режимы.и параметры обрабатывающих процедур.

В заключении отметим, что реализация рассматриваемого принципа облегчает подходы к окончательной геологической интерпретации сейсмических данных, поскольку создание рабочих

моделей позволяет закрепить и осмыслить новые знания о геологическом строении изучаемого объекта еще до начала этапа собственно геологической интерпретации.

Последний, четвертый принцип оптимизации обработки и интерпретации данных сейсморазведки заключается в создании и использовании сильных обратных связей, корректирующих априорные модели вплоть до построения моделей результирующих. На практике это означает прежде всего то, что после старта процесса обработки и, тем более, интерпретации сейсмических данных априорные модели геологического строения изучаемого объекта не должны оставаться чем-то застывшим, а должны претерпевать изменения в соответствии с новыми знаниями о геологическом строении изучаемого объекта. Целесообразно рассмотреть две полярные ситуации.

Первая ситуация. Основные элементы априорной модели находят принципиальное подтверждение в промежуточных результатах обработки и интерпретации сейсмических данных, т.е. в рабочих моделях. В этом случае обратные связи обеспечивают плавную трансформацию априорной модели в модель окончательную (результирующую). Иными словами обратные связи в рамках расс-

,41:.:

матриваемой ситуации в основном готовят геологов и геофизиков к стадии окончательной геологической интерпретации.

Вторая ситуация кардинально отличается от первой. Рабочие модели в корне опровергают базовую априорную модель геологического строения изучаемого объекта. В этой ситуации ни в коем случае нельзя допускать насилия над геофизическим материалом, применять "сильнодействующие" средства обработки с целью сделать промежуточные рабочие модели более похожими на априорные. Наоборот, необходимо либо кардинально пересмотреть базовую априорную модель, либо перейти к использованию заранее подготовленной альтернативной априорной модели. В любом случае нельзя "оставлять все как есть".

Отрыв процесса обработки и интерпретации сейсмических данных от концепции геологического строения изучаемого объекта (это неизбежно в том случае, если неадекватная априорная модель не переосмысливается и не перестраивается) резко снижает шансы на успешное решение поставленных геологических задач.

Таковы принципы — оптимизации обработки и интерпретации сейсмический данных, предложенные автором и реализованные на практике при решении разнообразных геологических задач на 20 объектах в различных нефтегазоносных бассейнах России, ближнего и дальнего зарубежья. Все эти объекты относились к разряду сложнопостцоенных. В большинстве случаев до начала исследований ВНИГНИ здесь складывалась кризисная геологоразведочная ситуация, характеризовавшаяся серьезными проблемами в определении стратегии и тактики ГРП. Непременным условием выхода из кризиса являлось кардинальное улучшение качества сейсмических материалов, что и достигалось в результате переобработки и переингерпретации, оптимизированных на основе сформулированных выше принципов. Такого рода результаты подробно освещены в работах"[11,12,1,15,17,18,2,3,20,21]. Среди них необходимо отметить следующие.

1. Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (ЮТЗ). Лено-Тунгусская НГП.

До оптимизированной переобработки сейсмических данных в целевом интервале разреза только на 85% территории Юрубчен-ВЬдрешевского блока по данным ОГТ прослеживался .отражающий горизонт Ид, отвечающий эрозионной поверхности продуктивных рифейских отложений. Других отражающих горизонтов в целевом (т.е. соответствующем природному резервуару нефтегазовой залежи) интервале разреза не было. Отсутствие надежных сейсмических данных/' о внутреннем строении верхней части рифейской толщи обуславливало неоднозначность представлений о структуре и морфологии природного резервуара.-Оптимизированная методика обработки и интерпретации сейсморазведочных данных на ЮТЗ подробно описана в работе [25]. Ее главными особенностями явился сдвиг в. сторону высоких частот на 20-25 Гц (по сравнению с вариантами методик,ВНИИГеофизики и объединения Енисей-геофизика), а также последовательное применение процедуры вычитания волн-помех (прежде всего кратных).

В результате оптимизированной обработки удалось добиться стопроцентного прослеживания отражающего горизонта , выделить вблизи подошвы продуктивных отложений и проследить по площади отражающий горизонт 1*01, выделить и проследить на раз-

резах эффективных коэффициентов отражения четыре "сейсмических" пласта внутри продуктивной толщи. Достигнутый прогресс в качестве временных разрезов иллюстрируется рис.1 Следует подчеркнуть, что качество временных разрезов обеспечило выделение и прослеживание сейсмофаций, расчет псевдоакустических параметров, выполнение СВАН-анализа и некоторых других интерпретационных процедур. Принципиально новая сейсмическая информация явилась основой создания модели .геологического строения Юрубчено-Вэдрешевского блока ЮТЗ, описанной в разделе 2.4.

2. Крапивинское нефтяное месторождение. Западно-Сибирская НГП.

В результате применения оптимизированной обработки и интерпретации сейсмических данных [33,31], отличительными особенностями которой являлись минимальнофазовая деконволюция сейсмограмм, фильтрация Винера (сейсмограмм) в режиме фильтр-фильтр, фазовая обратная фильтрация суммарных трасс, двойная нуль-фазовая деконволюция суммарных трасс, удалось существенно повысить разрешенность сейсмической записи в целевом интервале разреза (<25 мсек), отвечающем верхневасюганской под-свите верхней юры. Впервые выделен и прослежен отражающий горизонт ПВВ, отвечающий подошве верхневасюганской подсвиты. На временных разрезах выявлены и впервые прослежены по площади дизъюнктивные дислокации, амплитуда которых иногда оказывается достаточной для смещения вышележащей баженовской свиты (региональная компетентная покрышка) на величину, сопоставимую с ее толщиной. Этот результат является принципиально важным и новым, поскольку ранее дизъюнктивные дислокации васю-ганской и баженовской свит в данном районе"предполагались некоторыми геологами, но никогда не выделялись систематически на сейсмических материалах.

Высокое качество временных разрезов обеспечило также возможность выполнения их эффективных трансформаций (раздел 1.4). Новые сейсмические материалы позволил:: кардинально пересмотреть концепцию строения и формирования Крапивинской залежи, практически законченной разведкой н еподготовленной к эксплуатации (раздел 2.5).

- АО -

Рис. 1. Сопоставление временных разрезов- по профилю 419537. Юрубчен-Тохомская зона.

а) Обработка БГЭ

б) Обработка ВНИГНИ

3. Северогерманский нефтегазоносный бассейн. Площади -Бо-дентайх и Шверин.

Этот пример интересен прежде всего тем, что позволяет сопоставить результаты оптимизированной .(на основе изложенных принципов) обработки и интерпретации сейсмических данных, выполненных во ВНИГНИ, с результатами обработки таких известных фирм как Р1*АКЬА и Лейпцигской геофизический комбинат.

При изучении регионального продуктивного комплекса рот-лигендес немецкие геофизические фирмы, несмотря на применение весьма совершенных методик полевых работ (кратность перекрытий достигала 60), сталкивались с существенными трудностями. Даже отражающий горизонт (кровля ротлигендеса - подошва цехштейна) на юго-западе бассейна (район городов Гамбург и Ганновер) под соляными куполами не прослеживался. Полностью отсутствовали коррелируемые отражающие горизонты внутри толщи ротлигендеса. Естественно, все это не позволяло изучать сейсмическим методом структурный план и морфологию наиболее перспективных свит ротлигендеса, не говоря уже о прогнозе их литологии, фаций и фильтрационно-емкостных свойств.

В результате применения оптимизированной методики обработки и интерпретации данных сейсморазведки [27,28,40], получены следующие результаты:

- обеспечено повсеместное (в том числе и под соляными куполами) прослеживание отражающего, горизонта 21 ;

- впервые выделены и прослежены по площади .-отражающие, горизонты, приуроченные к кровле свит слохтерен и шнифердин-ген на юго-западе, к кровле и подошве свиты Пархим, к кровле свит Миров и Рамфов на северо-востоке бассейна. Качество временных разрезов обеспечило возможность их сейсмостратиграфи-ческого анализа, выполнение псевдоакустических трансформаций и т.п. Некоторое представление о полученных материалах дает рис.2.

Можно констатировать, что получены сейсмические материалы гораздо более высокого качества, чс:: у кэьестных немецких фирм./ Данный пример особенно показателен в том смысле, что фирма РИАКЬА располагала казалось бы заведомо более совершенным арсеналом средств обработки. Поэтому совершенно очевидно,

Ваг. 2ес^м Тор.Во! Тор .'Б!-Тор. Ваз. 311

баг.гесЬ Тор.31 Тор. эь"

t,C

Рис. 2. Сопоставление временных раррезов по профилю 8503. Северогерманский бассейн, площадь Бодентайх.

а) Обработка РИАКЬА

б) Обработка ВНИГНИ

что повышение качества сейсмических материалов достигнуто благодаря реализации рассмотренных прикципсв оптимизации, высокому мастерству спеииали^гов-обработчикогз

Все ьышеуказаннсе позволяет сделать вывод о том, что "рсллсженг'ые автором принципы обработки и интерпретации данных сейсморазведки доказали своо эффективность. Их применение на праь гиле позволяет добиваться кардинального улучшения качества сейсмических материалов.

1.5. Методические приемы геологической интерпретации кинематических и динамических параметров сейсмической записи.

В подразделах 1 1 ц 1.2 обоснована необходимость разработки специальных методических приемов интерпретации кинематических и динамических параметров сейсмической записи для решения достаточно широкого круга геологических задач. В настоящем подразделе предложенные автором методические подходы описываются и иллюстрируются примерами эффективного их применения. Подробно эти вопросы рассмотрены в работах [31,30,4, 21,27,28].

3.5 1. Стратиграфическая идентификация отражающих горизонтов при недостаточной изученности разреза бурением и сейс-иокаротажсм■

В практике геологоразведочных работ нередки случаи когда не может быть осуществлена классическая привязка отражающих горизонтов (ОГ) к опорному геологическому разрезу с помощью СК или ВСП. Такое положение может быть связано либо с тем, что глубокие скважины не вскрыли целевые интервалы разреза, либо с тем, что техническое состояние скважин препятствовало' проведения СК и ВСП. При очень редкой сети глубоких скважин (характерной "'для региональной й поисковой стадии ГРП) возникают также труднсйТи с идентификацией 11 корреляцией ОГ при прохождении дизъюнктивных дислокаций, выклиниваний и т.п. В подобных ситуациях, как, правило, предпринимаются попытки отождествления ОГ по форме-еейсмиче'ской записи, принимаются во внимание разнообразные ссйлюстратиграфические соображения о геологической природе ОРг""учитывается характер распределен ния сейсмостратиграфических единиц. Реализация вышеперечисленных приемов нередко позволяет.правильно привязать и иден-

тифицирсьать ОГ, однако в сложных случаях этого оказывается недостаточно.

Сущность предлагаемого подхода к стратиграфической идентификации отражающих горизонтов заключается в следующем.

1. В процессе создания априорной модели по данным СК, ВСП (иногда АК), выполненных на ближайших площадях со сходным геологическим строением, производится оценка пластовых (средних) скоростей распространения упругих колебаний в толщах, кровля и подошва которых предположительно отождествляются с отражающими горизонтами. После этого необходимо проанализировать имеются ли существенные различия в пласторых (средних) скоростях у конкурирующих толщ, т.е. толщ с кроЕ-лей и подошвой которых может быть впоследствии отождествлен изучаемый отражающий горизонт. Обычно, границами таких толщ являются региональные поверхности несогласия, к который, как правило, приурочены отражающие горизонты. Если конкурирующие толщи существенно отличаются друг от друга по средним скоростям (т.е.различия больше ожидаемой ошибки определения пластовых скоростей по данным сейсморазведки), имеются хорошие-перспективы стратиграфической идентификации отражающего горизонта.

2. На основе оптимизированной обработки сейсмических данных необходимо максимально надежно проследить хогя бы один отражающий горизонт под горизонтом изучаемым. Важнейшим требованием к получаемым отражающим горизонтам является возможность расчета по ним горизонтальных спектров Уогт.

3. С использованием какого-либо из алгоритмов кинематической интерпретации данных сейсморазведки (Глаговский, Лозинский, Бандурин, Боголюбский, Копилевич) поле Уогт трансформируется в поле пластовых скоростей. Для подавления случайных помех необходимо осуществлять сглаживание скоростей как по отдельным профилям, так и по площади. Одновременно необходимо выполнять оценку точности .определения пластовых скоростей на основе теоретических,представлений и подходов, иэ--1 ложенных в разделе-1.3.2.

• 4. Осуществляется сопоставление интервальных (с учетом погрешностей) оценок пластовых скоростей в сейсмических "пластах" кровлю или подошву которых образует изучаемый <зт|ра-

жающий горизонт со значениями пластовых скоростей в толщах" кандидатах" , определенных при априорном моделировании. В результате такого сопоставлёния и осуществляется стратиграфическая идентификация изучаемого отражающего горизонта.

Поясним сформулированный подход на примере стратиграфической идентификации отражающих горизонтов на площади Большой Яшлар в Аму-Дарьинской НГП (рйс.З).

До начала исследований в рамках рассматриваемого подхода кровля келловей-оксфордских карбонатов отождествлялась с отражающим горизонтом б. Структурные карты, по этому ОТ являлись основой для заложения глубоких скважин. Так скважины n01 Яшлар, n01 Молодежная и N01 Восточный Яшлар были ориентированы на вскрытие келловей-оксфордских карбонатов в пределах одноименных локальных поднятий по горизонту 6. Неудовлетворительное техническое состояние всех скважин не позволило выполнить в них СК, а стандартный каротаж в призабойной части отличался низким качеством. Сложилась парадоксальная ситуация, когда отсутствовала реальная возможность определить в каких же отложениях находились забои указанных глубоких скважин. Одна группа.специалистов считала, что вскрыты наиболее перспективные келловей-оксфордские карбонаты; другие были убеждены в ток, что скважины остановились в низах толщи переслаивания ангидритов, солей и карбонатов кимеридж-титонского возраста (гаурдакская свита), являющейся ложной покрышкой для скоплений УВ,' аккумулируемых в келловей-оксфордском природном резервуаре .

' Для разрешения описанной ситуации было принято решение о стратиграфической идентификации ОГ на основе оптимизированной обработки и структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки [20,19]. Общая схема решения этой задачи была следующей.

На первом этапе, в результате углубленной обработки данных МОГТ удалось проследить под отражающим горизонтом б отра-горизонты 7 и 9 (повсеместно) и и ОГ 8 (спорадически). Качество ОГ 7,8 и 9 удовлетворяль сформулированному выше условию дальнейшей интерпретации - по ним с удовлетворительной точностью были рассчитаны горизонтальные спектры Voгт.

)-Ю5

-15

,1.

скв. 1-М к

с-св

ска.1-В.Я;

ВО«! I II М> 1 " '

^—'--

-.....

З3кт4 * .....^

3.5

ЕЕЭ'СЗ'ЕЭ'ЕВ'ЕЕЗ'

ю-ЮЗ

Рис. 3. Стратиграфическая идентификация опорного горизонта 7 по профилю 87564. Площадь Большой Яшлар.

а) Временной разрез: 1-рифовые сейсмофаций; 2-тектоническое нарушение.

б) Глубинный разрез: 1-отражающие горизонты; 2-график пластовых скоростей по данным автоматизированной кинематической интерпретации (АИ); Зтзначенйя пластовых скоростей, принятые для построения отражающих границ (данные АИ), км/с; 4-рифовые сейсмофации; 5-дизъюнк-тивные дислокации. Площади: М-Молодежная, ВЯ-Восточный Яшлар.

На втором этапе, используя программный комплекс кинематической автоматизированной интерпретации, базирующийся на способе определения пластовых скоростей по методу взаимных точек, быЛИ оценены скорости в сейсмических пластах, ограниченных опорными отражающими горизонтами, в том числе ОГ 6 и 7 (пласт 6-7), ОГ'7 и 9 (пласт 7-9) и ОГ 7 и 8 (пласт 7-8). Ошибка определения пластовых скоростей, оцененная по способу статистических испытаний, не превосходила 2% их абсолютных значений. Скорость распространения упругих колебаний в пласте 6-7 изменяется от-5,1 до 5,3 км/сек. Анализ данных СК и ВСП на сопредельных территориях свидетельствует о том, что такой-диапазон изменения пластовых скоростей характерен как раз для низов гаурдакской свиты, отличающихся преимущественным развитием ангидритов при подчиненном значении солей*и карбонатов.

Скорость распространения упругих колебаний в пласте ,7-9 изменяется от 5,7 до 5,9 км/сек. Скорости в пласте 7-8 (там, где..ОГ .8 прослеживается) оцениваются в 5,6 км/сек". Таким образ-ом диапазон изменений скоростей под 0Г7 составляет 5,6-5,9 км/сек, что соответствует скоростям распространения упругих колебаний в полнфациальных келловей-оксфордских карбонатных отложениях.

Подобная тенденция распределения пластовых скоростей в разрезе' характерна для всей площади Большой_2щлар.

В свете изложенного, .совершенно очевиден вывод о том, что горизонт "6, традиционно отождествлявшийся с кровлей кел^ ловей-оксфордских карбонатов, на самом деле таковой не является. ОГ б, судя по пластовым, скоростям, является кровлей толщи так называемого "нижнбго ангидрита", относящегося к низам гаурдакской свиты.

В то . же «время, анализ пластовых скоростей убедительно доказывает тот факт, что с кровлей келловей-окСфордских карбонатов следует отождествлять ОГ 7. Структурные планы ОГ 6 и ОГ 7-'существенно отлйчартся друг от друга. Толщины пласта 6-7 ь пределах ьольшого Яшлара изменяются от 120 до 650 м,. что типично для низов гаурдакской свиты. Наибольшие толщины приурочены к появлению.в разрезе "ангидритрвых подушек", одна из которых отмечается в районе скважины 1М. Нанесение на глубин-

ный сейсмический разрез абсолютных отметок забоев скважин 1Я,*

1М, 1ВЯ позволило определить, что указанные скважины не

' »

вскрыли келловей-оксфордские карбонаты. Такая же ситуация и с другими скважинами не площади Большой Яшлар.

Стратиграфическая идентификация ОГ на основе структур-но-литологической интерпретации данных сейсморазведки позволила построить принципиально новую модель геологического строения площади Большой Яшлар [19]. Эта>модель рассматривается в подразделе 2.1.

1.5.2. Выделение и пространственная локализация седимен-тационных тел. Одной из важнейших и наиболее распространенных задач сейсмостратиграфического направления является выделение и пространственная локализация седиментационных тел (рифов, баров, палеорусел и т.п.). Как правило, эта задач"а-решается на основе визуального выделения и геологической интерпретации особенностей волнового поля (ОВП) в определенных интервалах временного разреза.

Сущность предлагаемого автором подхода [35,31,28,5,39,] заключается в следующих положениях.

1. В процессе априорного моделирования необходимо определить соотношение скоростей распространения упругий колебаний и акустических жесткостей внутри седиментационно^о тела и во вмещающих его породах. . Идеальным является такой случай, когда эталонное седиментационное тело и окружающие его горные породы вскрыты скважинами, в которых проведены акустический и плотностной каротажи. Понятно, что в такой ситуации могут быть сделаны прямые количественные оценки различий скоростных и плотностных характеристик седиментационных тел и их "ближайшего окружения". Однако, на практике эталонные объекты нередко отсутствуют, а соотношение скоростных и жесткостных характеристик прогнозируются на основе представлений об условиях седиментации и катагенеза изучаемых комплексов осадочных пород. Несмотря на очевидную неоднозначность получаемых оценок , даже прогнозные различия скоростей- и жесткостей седиментационных тел и вмещающих пород оказываются (если они.значительны) чрезвычайно полезными при интерпретации сейсмических данных.

2. В процессе анализа- сейсмических временных разрезов и их трансформант выявляются особенности волнового поля, которые по комплексу известных признаков или по некоторым из' них могут быть предварительно отождествлены с изучаемыми седимен-тационными телами. Опыт показывает, что при таком анализе желательно использовать временные разрезы, полученные на разных фильтрациях и соответствующие наборы их трансформаций. Дело в том, что невозможно заранее предсказать на каких фильтрациях те или иные особенности волнового поля проявятся наиболее четко. При выделении рассматриваемых особенностей волнового поля целесообразно "сверяться" с априорной моделью геологического строения изучаемого объекта. В тех случаях, когда особенности волнового поля типа "бар" появляются на "запрещенных" участках профиля, т.е. там, где изучаемые отложения по априорным данным представлены континентальными фациями необходимо разрешать дилемму, рассмотренную в подразделе 1.3. Необходимо либо перестроить априорную модель, либо признать указанные особенности волнового поля артефактами, не подлежа^ щими геологической интерпретации.

3. Для определения, геологической природы предварительно отобранных особенностей волнового поля осуществляется расчет осредненных псевдоакустических характеристик (скорости и жесткости) как "внутри" выделенных особенностей волнового поля, так и вне их. Получение корректных оценок этих параметров достигается сглаживанием расчетных значений по вертикали (в выбранном временном окне) и по латерали. Разумеется, что для выполнения столь тонких операций необходимо пользоваться не обычным воспроизведением разрезов Псевдоакустических скоростей и жесткостей, а матрицами их числовых значений.

На этом же этапе осуществляется оценка4 качества рассчитанных исевдоакустических характеристик с использованием подходов и вычислительных конструкций, предложенных в разделе 1.3.2. Различия псевдоакустических характеристик различных участков и интервалов разреза признаются значимыми при выполнении критерия (1.3.4).

4. Выявленные значимые различия псавдоакустических характеристик участков с намечьпными особенностями волнового

поля и без таковых сопоставляются с априорными соотношениями скоростных и жесткостных характеристик седиментационных тел и вмещающих пород. По результатам такого анализа особенности волнового поля отождествляются (или наоборот, бракуются) с соответствующими седиментационными телами.

Иллюстрацией рассмотренного подхода может служить выделение и пространственная локализация баров в отложениях свиты Пархим (нижний ротлигендес) в Северогерманском бассейне (площадь Шверин) [28,29,40]. Априорная модель геологического строения изучаемого объекта позволяла ожидать в районе пк 120-130 сейсмического профиля N0 14 развития баров в отложениях свиты Пархим (рис.4). Именно в этом месте указанный'профиль пересекал зону, характеризующуюся прибрежно-морскими, относительно мелководными условиями осадконакопления во время пархим-. Естественно, что в процессе обработки сейсмических материалов особое внимание уделялось сохранению и подчеркиванию ОВП, характерных для сейсмического отображения баровых тел (утыкание горизонтальных отражений в баровую сейсмофацию, наличие холмообразного рисунка сейсмической записи внутри сейс-мофации, наличие отражений "облекания", относительная "прозрачность" сейсмической записи в зоне баров и т.п.). Следует подчеркнуть, что различные особенности волнового поля (предварительно отождествлявшиеся с барами) на разных фильтрациях и трансформантах временного разреза (разрезы мгновенных фаз, амплитуд и т.п.) проявлялись неодинаково, что еще более осложнило задачу отождествления'выделенных особенностей волнового поля с барами. В интервале времен, отвечающему свите пархим были выделены особенности волнового поля, подлежавшие дальнейшей интерпретации. Априорные геологические модели позволили сделать вывод о том,.что из-за отсутствия в песчаниках барового генезиса сульфатного (ангидритового) цемента баровые тела должны были отличаться от вмещающих пород существенно, меньшими скоростями распространения упругих колебаний и, особенно, акустическими жесткостями. С учетом вышеизложенного, временные сейсмические разрезы были трансформированы в разрезы псевдоакустических скоростей (псевдоакустического каротажа » ПАК) и псевдоакустических жесткостей (ПАЖ).

6000

7000 -

/•V -- 48

Упак=4930

9-Ю V™ "-5007

скв.Б-1

6000

= •=Зи-5

-| _-:— УУш^чУ

__Р.НаШ

РагсЬёт

7000

Н,М Н,м

Рис.4. Сейсмогеологический разрез по профилю 14. Северогерманский бассейн, площадь Шверин. ' |

1-баровая сейсмофация; 2-пластовая сейсмофация; 3-линзо-.видно-пластовая сейсмофация; 4-псевдоакустическая жесткость; 5-псевдоакустическая скорость; 6-пластовая скорость в толще Р.НаП<:-Ваз1В РагсМт

Результаты оценки псевдоакустических ттараметров превзошли все ожидания (рис.4). "Нормальные" отложения свиты Пархим характеризуются, как правило, псевдоакустическими скоростями более 5000м/сек и псевдоакустическими жесткостями 16-18 у.ед. Внесистемная условная единица, очень удобная для анализа акустических и псевдоакустических жесткостей, имеет размерность [км/сек г/см3]. Участки "аномального" разреза, отвечающие ранее выделенным особенностям волнового поля, характеризуются значениями псевдоакустических скоростей менее 5000 м/сек и псевдоакустических жесткостей 13-15 у.ед. На предыдущих этапах обработки и интерпретации сейсмических данных была доказана высокая теснота связи акустических и псевдоакустических характеристик. . Таким образом на участках изучаемых ОВП установлен значительный (существенно выше возможных ошибок определения) дефицит жесткостей (а . следовательно и плотностей) горных пород, характерный именно для баровых тел. Этот факт стал основой для уверенного выделения, геологической интерпретации и пространственной (после аналогичной обработки других профилей) локализации ОВП, обусловленных развитием в изучаемом интервале разреза баров [29,40].

1.5.3. Выделение и картирование тонких пластов-реперов.

Корреляция разрезов-по данный каротажа (а иногда и анализа керна) базируется на определении пространственного положения пластов-реперов, т.е. пластов легко опознаваемых в разрезах всех изучаемых скважин. Разумеется, огромный интерес представляет определение пространственного положения этих пластов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки. Действительно, относительно непрерывное прослеживание ка-кого-дибо репера позволяет существенно снизить неоднозначность-корреляции в тех случаях, "когда мы имеем дело с циклически устроенным разрезом и очень "похожими", хотя и легко выделяемыми геологическими реперами [6,34]. Кроме того, определение пространственного положения пластов-реперов в межскважинном пространстве обеспечивает выделение и трассирование малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций.

При рассмотрении обсуждаемой задачи необходимо разделять следующие ситуации.

1. С тонким пластом-репером отождествляется какой-либо отражающий горизонт, находящий отображение на сейсмическом временном разрезе.

2. Тонкий пласт-репер не находит прямого отображения на сейсмическом временном разрезе.

Решение обсуждаемой задачи в рамках первой ситуации сводится с следующему.

Необходимо убедиться и с физических позиций обосновать то, что то или иное перспективное отражение (отражающий горизонт) действительно обусловлено наличием в разрезе тонкого пласта-репера. Вообще говоря, тонкие (4-10 м) геологические пласты должны быть "прозрачны" для сегодняшней сейсморазведки, диапазон частот которой с лихвой укладывается в первую сотню герц. Однако в тех случаях,когда такие пласты резко контрастны по акустической жесткости по отношению либо к подстилающим, либо перекрывающим их породам, а сами тонкие пласты-реперы приурочены к кровле или подошве толщи, отвечающей определенному циклу осадконакопления, имеются достаточные основания для отображения кровли (или подошвы) таких пластов на сейсмических временных разрезах в виде устойчивых отражающих горизонтов. Кровля или подошва тонкого пласта-репера (точнее та его поверхность, где перепад акустических жесткостей максимален ) в этом смысле играет роль поверхности раздела двух комплексов пород, отвечающих двум циклам^осадконакопления.

Вопрос об отождествлении отражающих горизонтов с тонкими пластами-реперами обычно решается с помощью сейсмокаротажных данных (предварительная привязка) и математического моделирования волнового йоля хотя бы в одной-двух скважинах. В случае положительного его решения необходимо закартировать пространственное положение пласта-репера по площади, и прежде всего определить его абсолютную отметку в скважинах где нет сейсмокаротажа, т.е. определить пространственное положение репера во всех скважинах, используемых для построения корреляционных схем. Тем самым создается сейсмический "остов" корреляции, так необходимый в сложных случаях.

Примером использования данных сейсморазведки для построения принципиально новой корреляционной схемы является созда-

ние адекватных моделей неокомских клиноформ в пределах Приобского и Приразломного месторождений [39,34]. В результате применения изложенного подхода выяснилось, что сигмавидные внутриклиноформные отражающие горизонты приурочены не к песчаным телам, как считалось ранее, а к подошве тонких (5-7 м) циклически повторяющихся пластов глин, приуроченных к максимумам трансгрессии и характеризующихся резким дефицитом акустической жесткости по отношению ко всем разностям перекрываемых ими пород. Новая привязка сигмавидных внутриклиноформных отражающих горизонтов, их картирование по площади позволили выделить и закартировать регрессивные и трансгрессивные пачки, песчаные тела различного генезиса, сформировать критерии прогноза природных резервуаров клиноформного типа по данным сейсморазведки [.39,34].

Вторая ситуация (тонкий пласт-репер не находит прямого отображения на сейсмических временных разрезах) на первый взгляд представляется бесперспективной. Однако тонкие, но чрезвычайно контрастные пласты-реперы нередко участвуют в создании интерференционных отражений. Разрешение интерференционной волновой картины принципиально возможно при использовании мощных алгоритмов решения обратной динамической задачи сейсморазведки, таких, например, как ПАРМ (З.М.Дубровский, О.А.Потапов, Г.Е.Руденко, 1985, 1990). Основное достоинство этого алгоритма заключается в том, что при решении обратной задачи используется сейсмоакустическая модель целевого интервала разреза глубокой скважины, которая затем трансформируется из условий наилучшего совпадения реальных и синтетических трасс ОГТ. Если контрастный пласт-репер четко отображается на эталонной сейсмоакустической модели, если он действительно участвует в создании интерференционного импульса, у алгоритма ПАРМ~нет оснований для отказа от его выделения на прогнозных сейсмоакустических моделях в межскважинном пространстве. Поэтому тонкие контрастные пласты-реперы могут удовлетворительно отображаться и уверено прослеживаться на разрезах псевдоакустических жесткостей, построенных с использованием комплекса ПАРМ.

iran Ш2 1Ж1з

P- (92

• т.so

гтвв

Lita-

fe^S91* 5 • ? iT» a »Ti sixn*»

toe.) ! • ■

- <66.55 -I6J.50

•157.50

■151 SO

-ifi-lilili

k' lf 'ív » > fj í • 5. * í " t t « к ús !• » 1 ¿ »í.

Рис.,5. Разрез псевдоакустической жесткости (ПАЖ) по профилю ' Крапивинская площадь.. '

I1-угленосная толща; ¿-тектоническое нарушение; з-график р -акустических скоростей

Характерным примером такого рода является выполненное нами выделение на разрезах псевдоакустических жесткостей тонкого "сейсмического" пласта, соответствующего пласту угля (У) (точнее пачке переслаивания углей и аргиллитов) толщиной 4-5м в интервале берхневасюганской подсвиты верхней юры на упоминавшемся выше КрапивйЯском месторождении [31].

Общая толщина верхневасюганской подсвиты в пределах площади изменяете* от 29" до 40 м". Ее кровле соответствует опорный отражающий горизонт ПБ (подошва баженовской свиты), а подошве ОГ ПВВ. Временной интервал, соответствующий верхневасюганской подсвите не превышает 20 мсек. Разумеется, никаких промежуточных горизонтов, которые с любой степенью натяжки могли бы быть отождествлены с пластом У, не наблюдается. Между тем, с помощью математического моделирования нами было ус-•тановлено участие отражений от акустически контрастного пласта У4 в интерференционных отраженных импульсах ПБ и ПВВ. Это обстоятельство явилось основой для решения задачи - восстановления сейсмоакустической модели (САМ) разреза на основе применения комплекса ПАРМ.

На полученных разрезах псевдоакустических жесткостей (один из них представлен на рис.5) отчетливо прослеживается гонкий (1-2 временных дискрета, т.е. 2-4 мсек) "пласт" с аномально низкой псевдоакустической жесткостью. Этот пласт идеально соответствует глубокому минимуму жесткости, отвечающему пласту реперу У1. В результате применения ПАРМ при обработке сети профилей на Крапивинском месторождении нами уточнены морфологические особенности верхневасюганской подсвиты. В частности, выделены мал'оамплитудные нарушения - экраны, обусловившие существование в пределах месторождения нескольких залежей с самостоятельными флюидодинамическими системами [31,,33]. 1.6. Методика оценки емкости природного резервуара на основе выделения емкостной конпонен'гы вариаций сейсмических динамических параметров [32].

Теоретические основы методики оценки емкости природного резервуара, основанной на выделении емкостной компоненты вариаций сейсмических динамических (псевдоакустических) параметров, рассмотрены в разделе 1.3.3. Собственно методика зак-

лючается в выполнении ряда операций .и процедур И состоит из следующих этапов.

I этап. Анализ отображения емкости природного резервуара в акустических полях. Строятся корреляционные зависимости между значениями эффективной удельной емкости и средними значениями скоростей или.акустических жесткостей, рассчитанных по данным АК и ГГК(П) для продуктивного интервала каждой скважины. Оценивается теснота корреляционных связей. В тех случаях, когда коэффициенты корреляции представлены значениями менее 0,7, анализируются причины слабого отображения емкости природного резервуара в поде акустических скоростей ' или жесткостей. Если результаты анализа позволяют предположить наличие низкочастотной "региональной" помехи, целесообразно осуществить разделение поля вариаций выбранного акустического параметра £ на емкостную i,q и фоновую компоненты с применением алгоритмов KOMP или КФС. В том случае, если при выполнении критериев типа (1.3.16) удается добиться улучшения тесноты корреляционных связей между емкостной компонентой акустического параметра и емкостью, можно считать, что имеются объективные предпосылки для' реализации дальнейших этапов методики .

Рассмотрим сущность описанных процедур на примере изучения емкости природного резервуара пласта IOj3-4 Крапивинского месторождения. Изначальная корреляционная связь средних значений акустических скоростей в этом пласте, со значениями его эффективной удельной емкости в 18 скважинах характеризовалась коэффициентом корреляции, равным 0.212. После вычитания фона (помехи), аппроксиморованной полиномом III степени, коэффициент корреляции между емкостной компонентой акустических скоростей и эффективной удельной емкостью при выполнении критерия (1.3.16) достигает величины 0.919. Это обстоятельств однозначно интбрпретируется, как уверенное отобраджение емкости в поле вариаций акустических скоростей.

II этап. Расчет и качества псевдоакустических параметров. На этом этапе амплитуды отражающих волн трансформируются в динамические (псевдоакустические) параметры, после чего они осредняются в пределах целевого интервала разреза й

сглаживаются по площади. На этом же этапе осуществляется оценка и контроль качества псевдоакустических параметров с использованием конструкций оценок (1.3.2; 1.3.3). Опыт показывает, что для успешного прогнозирования емкости необходимо' добиваться значения величины ^ порядка 0,2-0,3. При этом достигается требуемая "похожесть" вариаций полей псевдоакустических и акустических параметров.

При изучении емкости природного резервуара пласта lOj3"4 Крапивинского месторождения поле псевдоакустических скоростей, удовлетворяющих вышеприведенной оценке, было получено с помощью алгоритма РЕАМ (С.А.Каплан, А.Б.Эпов).

III этап. Разделение поля псевдоакустических параметров на емкостную и фоновую компоненты. На этом этапе, в соответствии с теоретическим подходом, изложенным в разделе 1.3.3 по эталонному массиву (скважины) выбираются оптимальные коэффициенты регрессии (1.3.14) и порядок полинома, аппроксимирующего фоновую компоненту вариаций поля псевдоакустических параметров.. На Крапивинском месторождении оптимальным был признан полином 4 порядка, при котором коэффициент корреляции емкости с емкостной компонентой вариаций псевдоакустических скоростей составил»~0,9. При этом коэффициент корреляции емкости с фоном не превышал 0,5.

IV этап. Оценка емкости природного резервуара в межсква-жинном пространстве. В межскважинном пространстве на сейсми-' ческих профилях организуется массив прогнозных точек. Обычно ohÎ¡расставляются на карте через 1 см. Затем осуществляется расчет емкостной компоненты псевдоакустического параметра и пересчет его в значения эффективной удельной емкости. Ошибка оценки емкости вычисляется по формуле

U = V\ • /l"Pq2Aq _ (1.6.1)

где Dq - дисперсия ^эффективной удельной емкости вычислений по данным глубокого бурения; pq/£q - коэффициент корреляции между эффективной удельной емкостью и емкостной компонентой ва- . _ риаций псевдоакустической скорости или жесткости.

Затем строятся карты эффективной удельной емкости с основным сечением большим удвоенной ошибки (1.6.1).

„ 1\7. геологические задачи структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения, общая блок-схем« их решения.

Одним из главных условий успешного комялексирования сейсморазведки и бурения с целью опйшизации ГРП является %четкое определение конкретных геологических "задач, решаемых на каждом изучаемом объекте. В разделе 1.2 отмечалось, что эффективность рассмотренных подходов часто снижается неконкретной и некорректной постановкой задач, предложениями выполнять работы ПГР "вообще". Между тем накопленный опыт позволяет сДелать■вывод о том, что корректная постановка задач возможна только при наличии у каждого метододого-технологическо-го направления четко очерченного набора типовых задач для каждой стадии ГРП. Действительно, корректней постановка геологической задачи предполагает тщательное итерационное согласование пожеланий "заказчика" с реальными возможностями "исполнителя", а точнее с набором-задач, решаемых в рамках соот-> ветствующего методолого-технологического направления в области комплексной HHtepnpoxawm данных сейсморазведки и бурения.

Полный репертуар типовых задач, __ решаемых на основе структурно-литологической интерпретации, сформулирован в работе [301 и представлен в .таблице 1.

Автору представляются необходимыми два комментария.

• Во-первых, задачи сформулированы геологически содержательно, а следовательно могут быть использованы при формировании критериев оптимальности ГРП и оценки эффективности методологических и технологических решений. Действительно, если йри разведке объекта, сложность которого связана с литоло-го-фациальной изменчивостью продуктивных отложений, с позиции рассматриваемого направления (СЛИ) утверждается возможность построения детальной литолого-фациальной модели продуктивного комплекса с использованием фиксированных объемов бурения и

сейсморазведки, то может.быть реально оценен оптимизационный

эффект путем сравнения о^.::даеиых затрат с затратами от реше-иия этой задачи бурением определенного дополнительного количеств:» "глубоких скважин. Могут быть- также оценены и потенциальные потери, путем сравнения ожидаемых результатов с ре-

и и

Таблица"1

1 I Стадия ГРП Геологические задачи, решаемые на основе СЛИ

|Региональная |(эодаяьная) Восстановление структуры и морфологии потенциально "-продуктивных комплексов,- прогноз цх-вещественного состава (на ¿ормаЦиоЙййм ^овне) с возможным выделением элементов- природных резервуаров

| Поисковая Построение структурно-морфологической модели природного реЗервуара-УВ изучаемого объекта; Выделение трехмерных седиментационных тел (рифов, баров, русел и т.д.), образующих са-' мостоятельные природные резервуары или аномалии фильтрационно-емкостных свойств в пределах объекта. Построение схематических лИтолого-Фациальных и (или) седиментационных моделей изучаемого объекта.

I Разведочная Построение детальной литолого-Фаниальной схемы природного резервуара в пределах изучаемого объекта; Построение детальной схемы районирования природного резервуара по типам разреза, вскрытым глубокими скважинами; Построение детальной структуоно-морФологи-ческой модели природного резервуара, опирающейся в том числе и на результаты моделирования литолого-фациального; Построение емкостной «одели природного резервуара, обеспечивающей более надежную и экономичную оценку запасов УВ (мбдель эффективной удельной емкости) или оценку относительных изменений емкости, а, следовательно, и плотности запасов в природном резервуаре (модель интегральной удельной емкости).

I Детальная I разведка и 1 подготовка 1 залежи к I эксплуата- 1 нии | Выявление и трассирование зон с ухудшенными ФЕС коллекторов в контуре залежи; Выявление и трассирование в контуре залежи экранов, разделяющих или осложняющих принятую в процессе разведки флюидодинамическую ■Систему залежи; Выявление и оценка участков залежи с наиболее благоприятными для эксплуатации 'характеристиками .

•■-зультатами применения более совершенных (чем СЛИ) методологий "и технологийВ любом случае, сравнение методологических подходов, программирование ГРП будут базироваться на геологически содержательной и поддающейся инженерной оценке постановке геологической задачи.

Во-вторых, следует обратить внимание на то, что на всех стадиях ГРП (в том числе и на ранних) предлагается решать не только структурные задачи, но и задачи прогнозирования разреза, в конкретных постановках, обусловленных реальной изученностью геологических объектов.

Четкое определение репертуара и адекватная постановка решаемых геологических задач, использование предложенных автором принципов оптимизации обрабо.тки и интерпретации данных сейсморазведки й бурения, создание и развитие оригинальных методических приемов геологической интерпретации кинематических ц динамических параметров волнового поля, создание и развитие методики оценки емкости природного резервуара позволили автору наметить главные системные ' связи и .предложить общую блок-схему решения функциональных >адач СЛИ [22], изображенную на рис.6. Динамика развития блок-схемы прослеживается в работах [2,4]. Представляется целесообразным дать краткую характеристику блок-схемы с учетом вышерассмотренных . методологических и методических решений. .

Блок 1. В рамках этого блока осуществляется синтез' имен, щихся и разработка новых представлений (нередко альтернативных). о геологическом строении изучаемых объектов. Здесь выполняются детальные- литолого-фациальные, палеогеоморфологи-ческие и лабораторные исследования, специальная обработка данных ГИС и др. Важнейшим итогом построения априорной модели является предсказание основных характеристик и типов волнового поля в целевом интервале разреза.

Блок 2. Особенности оп.тимизирова'нной обработки заключаются в реализации принципов, изложенных в п.Х-4. Процесс получения временных разрезов' контролируемся и .традиционными формальными оценками {соотношение сигнал/помеха,—разрешен-ность и др.). Оптимальным признается временной.разрез (или серия'разрезов для решения различных интерпретационных/ за-да^ч), сочетающий необходимую геологическую информативность о высокими4значениями формальных Оценок.

i-1 i i i :

I ill 2 | | 3

I изучаемого|

I объекта*" | l_1

I стадии получе-| |ния временного! |разреза I

I дели объекта. Оцен-Iка .точности струк-Iтурных построений I и определения плас-Iтовых скоростей

I Районирование I объекта по ти-|пам разреза на |основе сейсмо-Iфациального I анализа и распознавания об-I разов сейсми-|ческой записи

5 |

Построение тонкослоистой| модели объекта с целью| изучения-природного ре-' эервуара УВ на основе геологической интерпретации псевдоакустических трансформаций временных разрезов. Картирование тонких пластов-реперов, коллекторов и покрышек по данным ОГТ с использованием априорной седи-ментационной модели

Прогноз геологи ческого разреза в точках заложения рекомендуемых

скважин

р—-——-1

I 7 |

[Построение емкостной модели природного! (резервуара (для объектов, находящихся в| Iразведке) на основе выделения емкостнойЬ I компоненты вариаций сейсмических дина-! |мических параметров |

Рис.6 Блок-схема структурно-литологической интерпретации

Блок 3. Особенностью этого блока служит применение оригинальной методики и компьютерной технологии кинематической автоматизированной интерпретации, позволяющих с высокой точностью восстанавливать глубины залегания отражающих границ и пластовые скорости в слоях между ними. В условиях дефицита глубоких скважин или сейсмокаротажа в них, данные о пластовых скоростях в совокупности с априорными моделями с успехом используются для стратиграфической идентификации отражающих горизонтов.

Блок 4. В рамках этого блока применяются два взаимодополняющих подхода. Первый базируется на сейсмофациальном анализе, дополненном псевдоакустическими характеристиками выделяемых сейсмофаций, что способствует более объективной геологической интерпретации выделенных особенностей волнового поля (сейсмофаций). Второй подход базируется на оригинальной методике задания геологических эталонов выделенных типов разреза и применения компьютерной технологии распознавания образов сейсмической записи и идентификации их с типами геологического разреза [14,35,23,6].

Блок 5. Содержание выполняемых исследований ясно из блок-схемы. Однако следует отметить, что качество тонкослоистых моделей объекта полностью зависит от качества соответствующих псевдоакустических трансформаций. Здесь прежде всего используются программные комплексы ПАРМ (ВНИИГеофизика) и РЕ-АПАК (СНИИГиМС).

Блок 6. На основе комбинации толсто- и тонкослоистых мо- . делей, а также априорных представлений о строении природного резервуара^рассчитываются прогнозные сейсмоакустические модели (САМ) разреза в точках заложения рекомендуемых скважин. Затем САМ пополняется литологическим (прогноз) содержанием.

Блок 7. Использование последнего - седьмого'блока - базируется на оригинальной методике.оценки эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве- по данным сейсморазведки ОГТ. Важнейшей чертой современного состояния этой методики является выделение из поля вариаций сейсмического динамического параметра емкостной компоненты и подавление низкочастотных помех.

Разумеется, при решении какой-либо конкретной геологической задачи на выбранном объекте общая блок-схема трансформируется (лишается отдельных блоков), что не изменяет, однако, общей направленности исследований и не разрушает системные связи.

Другой важной особенностью общей блок-схемы решения задач СЛИ является ее инвариантность по отношению к отдельным программно-методическим средствам. В комментарии к блок-схеме рекомендуются некоторые хорошо зарекомендовавшие себя комплексы. Однако с развитием прикладного математического обеспечения, внедрением рабочих станций любые программно-методические средства (например, расчета псевдоакустических характеристик) могут заменяться другими, более совершенными. Сущность подхода СЛИ составляют геологическая идеология, методологический подход и оригинальные методические решения.

* * *

Подводя итоги первой части диссертации, автор считает необходимым сделать главный вывод о том, ^то структурно-лито-логическая интерпретация данйых сейсморазведки и бурения стала самостоятельным направлением в области комплексного моделирования природного резервуара, отличающимся:

- оригинальными набором решаемых геологических задач, блок-схемой и технологей'их решения;

- впервые предложенными с геологических позиций принципами оптимизации обработки и интерпретации данных;

- новыми методическими подходами и решениями.

В настоящем разделе описываются некоторые результаты структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения, имеющие самостоятельное геологическое значение и в получение которых автор внес решающий личный вклад. Рассмотренные в данном разделе объекты отобраны таким образом, чтобы отражать возможности СЛИ на разных стадиях геологоразведочного процесса.

2.1. Модель геологического строения терригенного девона в зоне сочленения Астраханского свода и Северо-Астраханского прогиба (региональная стадия ГРП).

Основные результаты исследований детально изложены в работах [3,30,4].

В конце 80-х, в начале 90-х годов учеными и практиками интенсивно обсуждалась проблема поисков залежей газа с низким содержанием•сероводорода в непосредственной близости от Астраханского серогазоконденсатного месторождения (АСГКМ). По общему мнейию, скопления такого газа, а также жидких УВ могли аккумулироваться в терригенных отложениях подсолевого комплекса. Наибольший интерес в этом отношении представляли потенциально перспективные отложения терригенного девона (средний девон - • нижний фран), однрго из основных продуктивных комплексов Русской платформы. Дело, однако, осложнялось тем, что в пределах Астраханского свода и его северо-восточного обрамления (Северо-Астраханского прогиба) отложения терригенного девона не были вскрыты ни одной скважиной. Более того, существовала точка зрения о том, что в пределах Северо-Астраханского прогиба терригенный девон залегает на глубинах 7,5-8 км и, следовательно, его изучение не может представлять практической ценности. В пределах собственно Астраханского свода перспективы открытия крупных скоплений УВ в отложениях терригенного девона снижались из-за того, что перекрывающая их мощная верхнедевонско-башкирская карбонатная формация может не содержать компетентных покрышек, обеспечивающих консервацию залежей. Аномально высокие пластовые давления в башкирской 'залежи АСГКМ являются косвенным тому подтверждением.

Отметим также, что структурный план терригенного девона оставался неизученным в связи с неудовлетворительной просле-живаемостыо глубоких отражающих горизонтов (особенно в зоне сочленения Астраханского свода и Северо-Астраханского прогиба) и невозможностью их стратиграфической идентифнка ции стандартными способами. 'Таким образом не решены были задачи региональной стадии ГРП.

Очевидной была необходимость бурения одной или двух скважин для оценки перспектив терригенного девона. Наилучшие

позиции заложения сКважин, их проектные глубины оставались, однако, неясными.

В этих специфических условиях региональной стадии была предпринята попытка моделирования природного резервуара на основе оптимизированной обработки и структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки. Необходимо было в самых общих чертах восстановить структурный план терригенного дево-' на'и перекрывающих его отложений, дать прогноз разреза на формационном уровне, исходя из реальных методологических и технологических возможностей направлений СЛИ. То есть необходимо было решить именно те задачи, которые приведены в разделе 1.6 для региональной Стадии ГРП. В проведенных под руководством и при непосредственном участии автора исследованиях активное участие принимали Е.А.Копилевич и В.Е.Зиньковский.

Сформулированные геологические задачи определили содержание и подходы к решению задач «етодолого-технологических. Необходимо было:

- опираясь на данные по относительно изученным площадям создать, априорную геолого-сейсмическую модель терригенного девона/

-V улучшить прослеживаемость отражающих горизонтов;

,- оценить скорости распространения упругих колебаний в сейсмических "пластах", отождествляемых с терригенным девоном и перекрывающими его отложениями;

- выполнить интерпретацию пластовых скоростей и на этой основе дать стратиграфическую идентификацию' отражающих горизонтов и прогноз латерального изменения литологч-фациальных характеристик подсолевых отложений.

Последовательное решение методолого-технологических задач позволило*получить следующие геологические результаты.

Существенно улучшено прослеживание подсолевых отражающих .горизонтов. Впервые отражающий горизонт 1П был непрерывно прослежен в зоне сочленения Астраханского свода и Северо-Аст-раханского прогиба-. Тем самым выявлен и прослежен седииента-ционньгй склон верхнедевонско-башкирской преимущественно карбонатной формации. Улучшено прослеживание более глубоких подсолевых ^горизонтов, однако под седиментационным карбонатным

склоном отмечаются зоны потери корреляции. " Качество отражающих горизонтов на самом Астраханском свбде и в Северо-Астра-ханском прогибе таково, что позволило с помощью кинематической автоматизированной интерпретации данных МОГТ оценить пластовые скорости в сейсмических пластах 1П-Ю и ID-IID. Структурно-литологическая интерпретация скоростей позволила построить прогнозные структурно-морфологическую и литоло-го-фациальную модели изучаемого объекта (рис.7).

В пределах Астраханского свода толща, заключенная между горизонтами 1П(5) и ID(6) характеризуется пластовой скоростью V5_6, равной 5860 ±143 м/сек, что хорошо согласуется с данными сейсмокаротажа вскрытой ее части и отвечает скорости распространения упругих колебаний в верхнедевонско-башкирской карбонатной формации.

"Толща, заключенная между отражающими горизонтами ID(6) и IID(7) характеризуется пластовыми скоростями V6_7 равными 4450±548 м/с в пределах Астраханского свода и равными 4700 ±180 м/с в пределах Северо-Астраханского прогиба. Именно таков диапазон изменения скоростей ^в отложениях терригенного девона на относительно хорошо изученных бурением и сейсмока-ротажом площадях Оренбургской области (Кошинской, Рожковской, Зайкинской и т.д.). Все это дало основание идентифицировать горизонт ID(б) как кровлю, а горизонт IID как подошву осадочного комплекса терригенйого девона. Следовательно, построенная в процессе интерпретации сейсмических материалов структурная схема по отражающему горизонтам ID (рис.7) отражает структурный план кровли терригенного девона.

Отметим -важнейшую особенность структурно-морфологической модели изучаемого объекта. Абсолютные отметки залегания кровли терригенного девона в пределах Астраханского свода и .Северо-Астраханского прогиба практически одинаковы и составляют -5,8 до -6,2 км. Таким образом, Астраханский свод по отложениям терригенного девона выражен очень слабо.

В процессе- априорного моделирования было выявлено, что отложения терригенного- девона с улучшенными коллекторскими свойствами характеризуются скоростями V=4700-4900 м/с. Именно такие скорости установлены нами в предполагаемых отложениях

ЕЦ1 в» СЗ^ ГТ> Ем]5 (23&

Щ' Ш]8 Ц-Зи |Ж=1и 1^112 ^13

АСТРАХАНСКИЙ СВОД СЕВЕРО^АСТРАХАНСКИЙ ПРОГИБ

Структурно-морфологическая и литолого-фациальная модели: 1-отражающие горизонты (1П, Ю, ПО); 2-пластоБЫе скорости прогнозируемых пород; 3-зона фациального замещения карбонатных пород Астраханского свода на депрессионные осадки Северо-Астраханского прогиба; 4-скважины разведочного бурения; 5-скважины, рекомендуемые к бурению на девонские отложения; 6-тектонические нарушения; 7-песчаники; 8-известняки; 9-рифогенные образования; 10-осадки карбонатного склона Астраханского свода; 11-относи-тельно глубоководные осадки (алевролиты, аргиллиты, пелитоморф-ные известняки) Северо-Астраханского прогиба; 12-терригенные отложения; 13-карбонатно-терригенные отложения.

терригенного девона на довольно крупном поднятии в СевероАстраханском прогибе. В то же время, согласно анриорным моделям, скорости \/=4300-4600 м/сек, отмеченные в отложениях терригенного девона в пределах собственно Астраханского свода, характеризуют сильно заглйнизированНыё песчаники, с неудовлетворительными коллекторскими свойствами. Поэтому отложения терригенного девона в Северо-Астраханском прогибе представляются значительно более перспективными с позиций обнаружения потенциальных коллекторов УВ.

Необходимо' также отметить, что в Северо-Астраханском прогибе гораздо более благоприятные, чем на Астраханском своде, условия консервации залежей УВ в отложениях терригенного девона. Толщина сейсмического пласта, заключенного между отражающими горизонтами 1П и Ю, в прогибе резко сокращается до 400-500 м. Пластовые ■скорости при этом оцениваются в 50005100 м/сек, т.е. на 600-800 м/сёк ниже, чем в синхронной толще в пределах Астраханского свода. Такое резкое изменение пластовых скоростей может быть обусловлено латеральным замещением верхнедевонско-башкирской преимущественно карбонатной формации относительно глубоководными осадками - пелитоморфны-ми известняками, аргиллитами и, возможно, алрвролитами. Мощная толща таких пород гораздо более благоприятна для развития компетентных покрышек залежей в отложениях терригенного девона', чем синхронная ей преимущественно карбонатная формация Астраханского свода. В такой толще, возможно лишь развитие внутриформационных покрышек на отдельных, незначительных по площади участках.

Таким образом, с помощью структурно-литологической интерпретации охарактеризованы важнейшие элементы перспективного природного резервуара терригенного девона. Выяснена его структура, дан прогноз коллекторских свойств и потенциальных флюидоупоров.

С учетом вышеизложенного была дана рекомендация на бурение скв. Ю, которая должна была вскрыть отложения терригенного. девона па абсолютной отметке -6000 м в относительно бла-гоприятныХчу структурных условиях (в своде антиклинальной складки), с определенными перспективами обнаружения коллекто-

ров и покрышек. В настоящее время сохраняется надежда на то, что с выходом страны и отрасли из экономического кризиса этот дорогостоящий, но открывающий совершенно новые перспективы проект все-таки будет реализован.

Рассмотренный пример показывает возможности направления СЛИ на региональной стадии в тяжелейших условиях изучения перспективного объекта, не вскрытого до начала проекта ни одной скважиной. Эффект оптимизации заключается (точнее заключался бы) в том, что геологическая задача оценки глубин, вещественного состава, . коллекторских свойств отложений терри-генного-девона, так же как и задача оценки экранирующих свойств вышележащих отложений, решалась -бы одной скважиной, точка заложения которой.определена на основе структурно-лито-логической Интерпретации геолого-геофизических данных. 2.2. Модель келлопей-оксфордскогр природного резервуара площади Большой Яюлар (Мургабская_НГО,поисковая стадия ГРП).

Содержание и результаты рассматриваемых в настоящем подразделе исследований подробно изложены в работах [19,20].

Одним из главных направлений.геологоразведочных работ в Восточной Туркмении долгое время являлось изучение келловей-оксфордского карбонатного природного резервуара в Мургабской НГО, прежде всего в пределах Учаджинского НГР. Особенностью геологического строения этого района является большая (до 5 км) глубина залегания указанных отложений, что предопределило повышенные требования к научно-методическому обоснованию каждой глубокой скважины. В этих условиях особое значение приобретало прогнозирование типов природного резервуара, потенциальных ловушек и масштабов скопления УВ.

Принципы научно-методического обоснования стратегии геологоразведочных работ на карбонатные келловей-оксфордские отложения центральной части Мургабской впадины целесообразно рассмотреть на примере Большого Яшлара - перспективного объекта поисковых работ, объединяющего разведочные площади Яш-лар, Восточный Яшлар и Молодежную. К началу 1989 г. на площади Большой Яшлар было пробурено пять скважин, ориентированных на вскрытие келловей-оксфордских карбонатов. В одной из них (параметрической скв.1, Яшлар) был получен газовый выброс.

воспринятый вначале как открытие залежи вподсолевых карбонатных отложениях. Однако большие глубины "и исключительно сложные горно-геологические условия проводки скважин предопределили минимальный вынос .керна, снижение качества ГИС и отсутствие сейсмического каротажа. В таких условиях оказалось практически невозможным однозначно ответить на вопрос о том, вскрыли ли самые глубокие скв.1,2 Яшлар, 1,2 Восточный Яшлар и 1 Молодежная келловей-оксфордские подсолевые отложения, или их забой оказался в нижней части гаурдакской свиты. При этом прогнозные отметки положения кровли карбонатов, полученные по данным сейсморазведки, были пройдены. Следует подчеркнуть, что в условиях ограниченной информации среди геологов возникла гипотезами о том, что келловей-оксфордские отложения залегают на 1-1,5 км глубже, чем это следовало из результатов интерпретации геофизических данных. Сложившаяся таким образом ситуация потребовала переосмысления имеющихся данных на основе более глубокой обработки сейсмической информации с учетом принципиальной геологической модели Большого Яшлара. Для построения такой модели под руководством и при непосредственном участии автора был проведен большой объем работ по оптимизированной переобработке данных сейсморазведки и их комплексной геологической интерпретации. В исследованиях принимали участие Е.А.Копилевич, Е.С.Шарапова, Х.К.Бабаев, Ю.А. Таганов и др.

В результате оптимизированной переобработки более 200 км сейсмических профилей под отражающим горизонтом 6, традиционно рассматривавшимся как кровля келловей-оксфордских карбонатных отложений, повсеместно прослежены отражающие горизонты 7,9 и спорадически 8. Следует подчеркнуть, что качество временных разрезов в интервале ниже горизонта б позволило как проводить визуальный сейсмофациальный анализ, так и использовать количественные методы интерпретации. ,

Наибольшие трудности были связаны с отождествлением ¡'.росли келловей-оксфордских карбонатов с тем или иным отражающим горизонтом в условиях отсутствия сейсмокаротажа в целевой части разреза. Для решения указанной задачи была исполь^ зована методика стратиграфической идентификации отражающих

горизонтов по данным анализа пластовых скоростей, рассмотренная в подразделе 1.4.1.

Из анализа пластовых скоростей ) (рис. 3) очевидно,

что горизонт б, ранее стратифицировавшийся как кровля подсо-левых келловей-оксфордских карбонатов, таковым быть не может, поскольку ЧГПЛ ~ между горизонтами б и 7 достигает 4,8-5,1 км/с. Таким образом у-отражающий горизонт б был идентифицирован с нижней частью гаурдакской толщи. К кровле подсолевых карбонатов по тем же количественным признакам был отнесен горизонт 7. Действительно, Упл между отражающими горизонтами 7 и 9, а также 7 и 8 изменяется от 5,6 до 5,9 км/с, что является веским аргументом за то, что под горизонтом 7 залег.ает карбонатная толща. Анализ скоростей по скважинам площадей обрамления показал достоверность сделанного вывода. Из"сказанного следует, что скв.1ВЯ и 1М остановлены бурением в нижней части гаур-дакской толщи и.не вскрыли подсолевые карбонаты.

Таким образом, была получена.новая информация о глубинах залегания отражающих горизонтов 7,8,9, приуроченных к границам раздела в верхнеюрских подсолевых карбонатах.

По отражающему горизонту 6 (толща нижнего ангидрита) в центре площади выделяются крупное Яшларское поднятие и относительно мелкие Молодежное И Восточно-Яшларское в юго-восточной ее части (рис.8). Отметки горизонта 6 изменяются от -4050 м в своде Яшларской структуры до -4550 м на северном ее склоне и -4300-;'-4400 м на западном, южном и восточном.

Поверхность подсолевой верхнеюрской карбонатной толщи (горизонт 7) залегает несогласно относительно поверхности верхнеюрских ангидритов. На структурной карте по .горизонту 7 (рис.9) выделяется крупное Яшларское поднятие-. Абсолютные отметки поверхности подсолевых отложений колеблются от -4250 м в своде Яшларской структуры до -4550-^-4850 м в периклинальных частях.

Изменения толщины между горизонтами 6 (низы гаурдакской свиты) и 7 (кровля келловей-оксфордских карбонатов) от 120 до 650-750 м типичны для соленосных отложений этой части разреза. Наибольшие мощности приурочены к появлению в разрезе "ангидритовых подушек".

Рис.8. Структурная карта по отражающему горизонту 6 (•а,3кт+1):

1-иэогипсы по отражающему горизонту б, м; 2,3,4-рифовые сейсмофа-ции различных типов; скважины:5-глубокие,Г-разведочного бурения концерна "Газпром"

Рис.9. Структурная карта по отражающему горизонту 7 (33к+о), приуроченному К кровле подсолевых карбонатных отложений:

1-изогипсы по отражающему горизонту 7, м; 2,3,4-рифовые сейсмофа-ции"различных типов; скважины:5-глубокие,Г-разведочного бурения концерна "Газпром"

Внутренняя структура подсолевых келловей-оксфордских отложений описывается отражающими горизонтами 8 и 9. Структурный план горизонта 8 значительно отличается от структуры кровли подсолевых келловей-оксфордских отложений. Наиболее приподнят этот горизонт на западе (Яйлинская площадь -4550 м), где по этому горизонту картируется сложная двухкупольная структура (амплитуда 150-200 м, размер 12x15 км), замкнутая по изогипсе -4700 м.

По отражающему горизонту 9 глубины изменяются плавно с запада на восток от -5100 до -5500 м с относительно более резким погружением до -6000 м на юго-восток. Представляется, что по этому горизонту закартированы восточный и частично южный и суеверный склоны поднятия амплитудой около 250-300 м. Толща пород,'заключенная между горизонтами 8 и 9, по вычисленным пластовым скоростям (5,9 км/с) также отнесена к карбонатам.

Таким образом, главным элементом структурно-морфологи-^ческой модели следует считать крупную, вытянутую в субширот-чом направлении Яшларскую антиклинальную структуру, охватывающую территории Яйлинской, Яшларской и Восточно-Яшларской площадей.

Не менее важные результаты получены в результате созда-.ния прогнозной литолого-фациальной модели. -На временных разрезах в интервале регистрации подсолевых отражений выделены и частично протрассированы особенности волнового поля, которые по известным сейсмостратиграфическим признакам классифицированы как рифовые сейсмофации.

После применения оптимизированной обработки в подсолевых отложениях выделен пласт с относительно пониженными скоростями распространения упругих колебаний,, соответствующий по геологическим данным тонкоплитчатым детритовым известнякам, залегающим в верхней части подсолевых отложений под известняками толстоплитчатыми с высокой скоростью распространения упругих колебаний. Эт<?т пласт прослежен по всем профилям, а его неоднородность охарактеризована изменением псевдоа:;уст;ических скоростей в соответствующем временном интервале.

Амплитуда вариаций псевдоакустической скорости превышает 0,6 км/с, ч*то по аналогии с другими районами свидетельствует о наличии в пласте зон с различными емкостными свойствами.

Можно говорить о выделении в разрезе карбонатной толщи принципиально нового объекта, что необходимо .учитывать при планировании геологоразведочных работ не только на Яшларской площади, но и, вероятно, в Мургабской впадине в целом. '

Таким образом, результаты исследования позволяют сформулировать следующую принципиальную модель изученной площади. Уверено выделяется крупная субширотная.подсолевая структура Большой Яшлар, которая замыкается по изогипсе -4450 м, однако нельзя не видеть хороших перспектив ее замыкания даже по изогипсе -4550 м. Контролирующим направлением являются восточное, или северо-восточное. Гарантированная амплитуда структуры составляет как минимум 200 м.

Рифовые сейсмофации, приуроченные к зонам с симметричным сокращением толщин между горизонтами 6 и 7, отождествляются с одиночными рифами, образовавшимися, по-видимому, на относительном мелководье.

За пределами объектов, с которыми отождествляются выделенные рифовые сейсмофации, на большей части изученной площади непосредственно под кровлей келловей-оксфордских известняков залегает пласт толщиной до 70 м, представленный разностями с относительно высокой скоростью " распространения упругих колебаний и, по-видимому, сложенный плотными толстоплитчатыми известняками, установленными в скв.18 Восточный Уч-Аджи. Этот пласт как бы бронирует пласт переменной толщины с низкими скоростями упругих колебаний, отождествляемый нами с тонкоплитчатым известняком с хорошими емкостными свойствами. Необходимо отметить две особенности строения прикровельной части келловей-оксфордских отложений. В пределах осевой части Яшларской структуры бронирующий пласт почти повсеместно исчезает, и пласт с предполагаемыми улучшенными емкостными свойствами- выходит непосредственно под кровлю келловей-оксфордской карбонатной толщи. . Таким образом, необходимо сделать вывод о том, что наиболее перспективная прикровельная часть келловей-оксфордских карбонатных отложений в пределах центральной части площади может быть представлена тремя типами разреза, связанными: 1) с рифами, перекрытыми пластом с улучшенными емкостными;-свойствами или выходящими непосредственно под

кровлю карбонатного комплекса; 2) с выходом под кровлю карбонатного комплекса пласта с улучшенными емкостными свойствами; 3) с наличием пласта, сложенного плотными известняками, перекрывающего пласт с улучшенными емкостными свойствами.

Определенный интерес могут представлять и объекты, условно отождествляемые с рифовыми сейсмофациями под горизонтом 8. Однако вопрос об их перспективности тесно связан с наличием флюидоупоров в келловей-оксфордских отложениях..

Масштаб прогнозируемого скопления УВ в значительной мере определяется качеством флюи'доупора и структурным планом его подошвы. В связи с этим особую роль приобретает прогноз свойств толщи, заключенной между горизонтами 6 и 7. Горизонт 6 залегает примерно на 1.60-250 м ниже кровли толщи, условно отождествляемой с нижними ангидритами гаурдакской толщи. Следует отметить, что в пределах.исследуемой__площади отмечается известная аномалия' толщин нижней части гаурдакской толщи (например, раздув ангидритов в районе скв.1 Молодежной"). Это позволяет предполагать развитие ангидрйтов еще, по крайней мере, на 100 м под горизонтом 6. По горизонту 6 достаточно уверено выделяется крупная структура с замыкающей изогипсой -4300 м. Она как бы накрывает структуру по горизонту 7, т.е. по кровле келловей-оксфордских отложений. Учитывая предположение о том, что глубже горизонта -6 имеется запас мощности флюидоупоров около 100 м, следует критической изогипсой подошвы флюидоупора г.ризнать изогипсу -4400 м.

Все вышеизложенное позволяет прогнозировать в пределах Большого Яшлара наличие крупной газовой залежи с предполагаемым ГВК на уровне -4400 м, приуроченной к разрезам^различных типов и, соответственно, с разной плотностью запасов.

Представленная модель геологического строения площади Большой Яшлар предопределяет стратегию поисковых работ на этом перспективном объекте.

Принципиальной новизной предложенной модели является выделение как природного резервуара рифового типа, имеющего ограниченное распространение, так и природного резервуара пластового типа,, занимающего большую территорию'. Специфические условия данного района и прежде всего морфология потенциалу-

ных "флюдиоупоров не позволяют ожидать в резервуарах рифового типа залежей большой высоты. Поэтому наличие залежи в резервуаре пластового типа является необходимым условием эффективности (с учетом глубин) геологоразведочного процесса. 2.3. Модель перспективных отложений комплекса ротлигендес на площади Бодентайх (Северогерманский бассейн, радон Гамбург-Ганновер, поисковая стадия).

Методика и геологические результаты исследований подробно рассмотрены в работах [28,29,40].

В последнее десятилетие отложения комплекса ротлигендес (красный лежень) Северогерманского бассейна стали основным объектом геологоразведочных работ,, ориентированных на открытие новых газовых месторождений с удовлетворительным химическим составом газов. Одна из крупнейших немецких фирм ВЕВ выполнила большой объем геологоразведочных работ на лицензионном участке Бодентайх площадью около 150 км2. Толчком для начала работ, на этой площади послужило' открытие на соседней площади Бансен скважиной N9 значительной газовой залежи в отложениях толщи Ганновер (верхний ротлигендес).Продуктивные отложения получили позднее название свиты Бансен. Первая.же скважина (Найндорф 2), пробуренная фирмой ВЕВ на лицензионном участке Бодентайх, дала промышленный приток газа (при большем интервале испытания-газ с водой) из отложений свиты Найндорф (толща Ганновер) с хорошим химическим составом. Можно было констатировать открытие новой газовой залежи. Однако, бурение последующих 8 скважин дало отрицательные результаты. Скважины оказывались либо сухими, либо водоносными. Стало очевидным, что отсутствовали ясные представления о структурном плане и. морфологии \-олщи Ганновер, а также о распределении в ней кол-лекторских свойств. Геологоразведочный.процесс- на этой площади зашел в тупик, задачи поисковой стадии выпол*№ны не были.

Такое положение было связано прежде всего с тем, что, как отмечалось в п. 1.3, .сейсморазведка не справлялась с задачами изучения структурного плана и прогнозирования разреза перспективных отложений ротлигендеса.

В результате оптимизированной обработки и сГтруктурно-ли-тологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения

(выполненной под руководством и при непосредственном участии автора- Е.А.Копилевичем, Н.Н.Бакуном, Н.И.Зубовым и др.) были получены следующие основные результаты.

1. Повсеместно, в том числе и под соляными куполами цех-штейна, прослежен отражающий горизонт г1 (подошва цехштейна -кровля ротлигендеса, она же кровля толщи Ганновер). На этой основе восстановлен структурный план кровли ротлигендеса на площади Бодентайх.

2. Повсеместно просажены отражающие горизонты, приуроченные к подошве толщи Ганновер (кровля свиты слохтерен -"главного песчаника"), к подошве свиты слохтерен (кровле свиты Шниффердинген) и к подошве самой свиты Шниффердинген. На этой основе изучен структурный план и морфология вышеперечисленных свит ротлигендеса.

3. На основе сейсмофациального анализа временных разре-' зов и их трансформаций, геологической интерпретации псевдоа-

кустичеЬких скоростей и жесткостей, распознавания образа сейсмической записи, приуроченного к благоприятному типу разреза толщи Ганновер, выявлены основные закономерности распределения коллекторов на площади Бодентайх.

Перечисленные результаты в совокупности с данными априорных моделей позволили автору предложить следующую концептуальную модель геологического строения отложений ротлигендеса на площади Бодентайх.

Уже на этапе априорного моделирования и флюидодинамичес-кого анализа стало ясно,"что формация Ганновер (в объеме свит от Эбсторфа до Мюнстера) играет.роль ложной покрышки, зажатой •между главным песчаником и истинной покрышкой (низы Цехштейна). Мировой опыт указывает.на то, что толща терригенной ложной покрышки, как правило, представляет собой своеобразную песчано-глинистую смесь.. Это не исключает формирования отдельных пластов песчаников с вполне удовлетворительными филь-трационно-емкостными свойствами. При этом необходимо иметь в виду, что отдельные песчаные пласты, л::::зы и т.п., как правиле, объединены в единую гидродинамическую систему, что при наличии благоприятных условий генерации и аккумуляции УВ приводит к формированию залежей.

На плоЧцади Бодентайх авторбм выделено две залежи в лож*-ной покрышке - формации Ганновер: залежь Бансен и залежь Найндорф. Существенные гипсометрические различия в отметках' ГВК залежей Бансен и Найндорф с очевидностью объясняются их принадлежностью к двум разным ловушкам.

В результате проведенных исследований сложились определенные представления о генезисе толщи Ганновер. Ее формирование проходило в основном в бассейновых условиях, т.е. в пределах мелководья внутреннего моря или крупного озера, нередко вблизи сабхи, временами в субаэральных условиях. В обстанов-*-ках переходной зоны "континент-бассейн" распределение песчаного и глинистого материала, а, следовательно, и формирование пластов-коллекторов, очень сильно зависит от локальных особенностей рельефа поверхности седиментации, направления жидкости ных потоков и т.п. Быстрая смена обстановок осадконакопления, неустойчивость седиментационных процессов' обуславливают так называемое "статистическое распределение" коллекторов в разрезе. Это означает, что песчаники в одном месте могут формироваться в низах свиты Найндорф, в других местах в.верхах этой свиты, а совсем рядом - в свите Бансен и т.п. С другой' стороны не вызывает сомнений развитие зон с отсутствием коллекторов вообще. Поэтому автору представляется целесообразным выделять, коррелировать и прослеживать по площади Бодентайх не отдельные песчаные пласты - например, аналоги продуктивно- . го пласта в скважине Найндорф, а типы разреза, наиболее благоприятные для развития коллекторов в формации Ганновер.

С-этих позиций рассмотрим реальную ситуацию на площади Бодентайх. Наиболее существенным геологическим результатом является выделение крупной антиклинальной структуры в центральной части площади (рис.10). Редкая сеть сейсмических профилей не позволяет дать детальную структурную карту по подошве. *цехштейна с выявлением всех элементов вышеуказанной структкуры,. однако сам факт существования антиклинального поднятия, . северная периклиналь которого фиксируется к западу от сквагины Найндорф, не вызывает никаких сомнений. Эта антиклинальная структура контролирует газовую залежь, -открытую

- Si -

У / . "'Л

г V 'л S у .J

BOSH Я -3840

■R0SH г.2/1

Рис. 10 .

Структурная карта по Z, Площадь Есдёнхаих.

скважиной Найндорф. Важнейшим доказательством этого положения является почти идеальное (с учетом неизбежных погрешностей структурных построений и условности определения уровня ГВК) совпадение уровня ГВК в скважине Найндорф (-4083,7 м) с абсолютной отметкой подошвы цехштейна в замке антиклинального перегиба эрозионного вреза в кровле ротлигендеса на контролирующем направлении к востоку от скважины Найндорф. Относительно высокая обводненность (45%) продуктивного песчаника в скважине Найндорф объясняется тем, что скважина .находится в газоводяной зоне на крыле ловушки. Очевидно, что в более благоприятных гипсометрических условиях (на. запад и на юго-запад) газонасыщенность коллекторов будет увеличиваться.

Важнейшим вопросом дальнейшей разведки залежи Найндорф является вопрос о прогнозировании развития коллекторов в пределах ловушки, приуроченной к выявленной антиклинальной структуре. Антиклинальное поднятие'(услозно названое "Западный Найндорф") проявилось в качестве положительного элемента палеорельефа седиментационного бассейна в начале формирования формации Ганновер, а затем вступило в стадию конседиментаци-онного развития. Это означает, что антиклинальное поднятие Западный Найндорф во времена Вустров, Бансен и Найндорф являлось мощным палеогеоморфологическим фактором формирования одноименных свит, временами - дополнительным внутрибассейновым источником терригенного материала. Очевидно, -что на восточном крыле Западного Найндорфа формировался тип разреза, который условно может быть назван нами Найндорфским с развитием коллекторов как в свите Найндорф, так и в свите Бансен, возможно - Вустров. Благодаря хорошему отображению в сейсмическом поле (это показано на различных итоговых материалах) названый тип геологического разреза уверенно прослеживается по восточному крылу северной периклинали структуры Западный Найндорф и с достаточно высокой степенью вероятности на ее западном крыле. Вместе с тем, сейсмические данные заставляют с осторожностью относиться к наличию на сводовом перегибе северной периклинали структуры коллекторов в свитах Найндорф и Бансен. Так, на фрагменте разреза псевдоакустических жесткостей по профилю 9024 (рис.11) видно/, что сейсмический образ коллекторов в

99 52

скв. .иги-г!

<20.52

п о»

Рис.11. Разрез псевдоакустической жесткости ПАЖ по профилю 9024. Бодентайх.

1-газонасыщенный песчаник в скв. Найндорф II; 2-участки предполагаемого развития коллекторов в свите Найндорф

свите Найндорф стабильно прослеживается к западу от скв. Найндорф 2 (т.е. по склону поднятия) лишь до пк 107. Западнее дизъюнктивной дислокации, т.е. .в пределах свода структуры, коллекторы прогнозируются лишь на ограниченном участке в районе пк 100.

Не исключено, что наиболее приподнятые в палеоплане участки поднятия Западный Найндорф (возможно, отвечающие сводам-перегибам по поперечным профилям) находились во время Бансен-Найндорф в субаэральных условиях (острова или отмели), что обусловливало линзовидность, либо выклинивание потенциальных коллекторов, либо их замещение непроницаемыми аналогами. Следует'отметить, что на крыльях поднятия, но ближе к своду, чем скважина Найндорф, выше уровня ГВК будут выходить коллекторы свит Бансен и Вустров, а также свита Слохтерен (главный песчаник), что существенно увеличит диапазон газоносности.

Анализируя вопрос о распределении по площади Бодентайх коллекторов в формации Ганновер,необходимо рассмотреть ситуации со скважиной Бодентайх, вскрывшей ротлигендес в наиболее благоприятных гипсометрических условиях. Отсутствие коллекторов в толще•Ганновер этой скважины может, но не должно оказать отрицательного влияния на оценку перспектив разведки залежи, приуроченной к структуре Западный Найндорф.

Имеются следующие, заслуживающие рассмотрения- аргументы:

1. Только детальные структурные построения по всем прослеженным нами границам позволят определить, относится ли местоположение скважины Бодентайх к поднятию Западный Найндорф.

2. Изучение керна скважины Бодентайх показало, что породы свит Бансен и Найндорф обладали местами низкой, не достаточной для отнесения к коллекторам первичной пористостью. Постседиментационная ликвидация коллекторов здесь связана со вторичными процессами и, прежде всего, с иллитизацией порово-го пространства. Различие масштабов этих процессов на севере (Найндорф) и на юге (Бодентайх) площади может быть объяснено следующими причинами.

Во-первых, южная часть площади характеризуется гораздо большим масштабом дизъюнктивных дислокаций, непосредственной

близостью к грабену Сиевизен и, как следствие, возможно большей активностью гидротермальных процессов. Соответственно этому, масштаб вторичной ликвидации коллекторов на юге мог быть существенно большим, чем на севере.

Во-вторых, не исключено, что поднятие Западный Найндорф обеспечило аккумуляцию одной или нескольких палеозалежей в отложениях толщи Ганновер. В этом случае мог сработать широкоизвестный механизм защиты углеводородами порового пространства .

В любом случае, идея дальнейшей разведки залежи на поднятии Западный Найндорф не .должна быть скомпроментирована результатами бурения скважины-Боден-тайх.

Таким образом' необходимо признать, что изложенная концептуальная модель позволяет найти ответы на "загадки" геологоразведочного процесса на площади Бодентайх, определить стратегию ее дальнейшего изучения. Особое удовлетворение автору доставляет тот факт, что указанный результат подтверждает конкурентоспособность отечественной геологической науки на перенасыщенном геологоразведочном рынке таких развитых стран как ФРГ.

2.4. Модель рифейского карбонатного природного резервуара центральной части (Юрубчено-Вэдршевского участка) Юруб-чено-Тохомской зоны нефтегазонакошхения (разведочная стадия).

Основные результаты рассмотрены в работах [24,26,38,25]. Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (в последние годы чаще используется более широкое название - Куюмба-Тай-гинско-Юрубченская зона) является исключительно сложным по геологическому строению и уникальным по запасам УВ объектом. Его открытие стало подтверждением научных концепций академиков А.А.Трофимука и А.Э.Конторовича, а также чл.-кор. РАЕН А.Н.Золотова. В разведку и оценку запасов этого объекта большой вклад внесли В.Д.Накаряков, В.А.Кринин, В.Г.Сибгатулин, И.В.Мельников, А.П.Муравьев, ВЧеканов, Э.Г.Вике, А.С.Ефимов, В.А.Богдан, Л.А.Стаценко, П.П.Скоробогатых, С.А.Скрылев, Л.Л.Кузнецов, А.А.Конторович и многие другие специалисты. На разных этапах изучения объекта создавались концепции геологического строения ЮТЗ (коллектив авторов во главе с А.Э.Конто-

ровичем (1988г.)' А.А.Трофимук (1993, 1994 г.) Большой вклад в изучение геологического строения ЮТЗ внесла группа ученых СНИИГГиМСа. Несомненный вклад в изучение .анизотропии рифейс-кого продуктивного разреза внесли исследования многоволновой сейсморазведки под руководством Н.Н.Пузырева и KvA.Лебедева.

К началу 90-х годов в объединении Енисейгеология оформилась базовая модель центральной части ЮТЗ, использовавшаяся, в частности, и при оперативных подсчетах запа'сов. Следует сразу же оговориться, что под центральной частью. ЮТЗ автор понимает площадь,, ограниченную на западе меридианом ckb.NN 18,24, а на востоке меридианом скв. NN 44,45.

В основе баз'овой модели лежало представление о резкой пликативно-дизъюнктивной деформированности продуктивных, преимущественно фитогенных доломитов рифея и различной эродиро-ванности рифея ~в смежных тектонических блоках. Так трактовалась латеральная изменчивость рифейских отложений, фиксировавшаяся при петрографической промыслово-геофизической корреляции скважин. Рифейская толща рассматривалась как плотная, деформированная и интенсивно трещиноватая среда, осложненная зонами палеойарста.

Некоторое представление об обсуждаемой модели дает меридиональный геологический профиль, пересекающий центральную часть ЮТЗ по линии скв.Вдр-2 - Юр-67 (рис.12). - -

Необходимо подчеркнуть, что эта модель создавалась геологами в условиях, когда по"данным сейсморазведки МОГТ далеко не повсеместно картировались лишь эрозионная поверхность (кровля) рифея и глубокие горизонты вблизи фундамента. Внутренняя структура и морфология продуктивной пршсровельной части отложений рифея оставались практически не освещенными геофизическими исследованиями. Отдельные попытки изучения внутренней структуры рифея, предпринятые в 80-х годах Н.В.Умнеро-вичем и Н.К.Губиной, не изменили общей картиНЬ!.

Проведенные ВНИГНИ исследования были сосредоточены в центральной части ЮТЗ. Они включали оптимизированную обработку и интерпретацию 417 пог.км профилей МОГТ, изучение ГИС и керна 42 скважин с отбором эталонной коллекции из 820 образцов.

Рис. 12.

Геологический профиль по линии скважин Вдр-6 - Юр-67 (по данным ПГО ЕнисейнефтегазгеологиЯ, 1990г)

Исследования выполнялись под руководством и при непосредственном участии автора коллективом, в котором особо выделяется вклад Е.А.Копйлевича, Н.Н.Бакуна и Е.П.Соколова.

Применение оптимизированной обработки и структурно-лито-логической интерпретации, адапТир'ованной к сейсмогеологичес-ким условиям ЮТЗ,' позволило резко повысить качество базовых результативных материалов, в первую очередь временных разрезов ОГТ и их трансформаций. Были выделены и прокоррелированы по 20 профилям 2 вендских и 4 рифейских отражающих горизонта. Кроме того, внутри продуктивной части рифея, между традиционным горизонтом R0 (кровля рифеяX и новым горизонтом R0j, продуктивный разрез стратифицирован с выделением 4 сейсмических пластов (IRC, 2RC, 3RC, 4RC) (рис.14), отличающихся индивидуальными характеристиками■.по, псевдоакустическим скоростям и жесткостям и отождествленных с литологическими особенностями наслаивания рифейских отложений. Сейсмофациальный анализ по совокупности результативных сейсмических материалов позволил выделить йо крайне мере 5 особенностей волнового поля - сейс-мофаций, отождествленных с фациальными типами рифейских отложений .

В результате комплексного синтеза и независимого контроля геофизических и литологических результатов автором были сформулированы 2 основных положения, которые показали. что создана новая модель, альтернативная предыдущей:

- результаты оптимизированной на основе подхода СЛИ обработки и интерпретации сейсморазведочных данных МОГТ в комплексе с ГИС по методике ВНИГНИ опровергли представления о на-лйчии высокоамплитудных дизъюнктивных дислокаций, а также о том, что-продуктивные рифейские отложения разбиты на отдельные блоки и сильно дислоцированы;

- латеральная изменчивость литологического облика и геофизических характеристик продуктивных пород объясняется не выходом под эрозионную поверхность разновозрастных свит, а латеральными фациальными замещениями в синхронных отложениях.

Разумеется, все это имеет отношение только к изученному в очерченных пределах на основе СЛИ Юрубчено-Вэдрешевскону участку (площадью 500 км*-) обширной Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления.

Основными компонентами геологической модели ВНИГНИ являются :

1. Структурно-морфологическая модель■ Результаты комплексной структурно-литологической интерпретации материалов сейсморазведки, проведенной по методике ВНИГНИ, и соответственно, анализ данных бурения, однозначно свидетельствуют о том, что являвшаяся объектом изучения центральная часть ЮТЗ по " рифейским отложениям представляет собой пологую палео- и современную моноклиналь, осложненную нерезко выраженными пли-катирными дислокациями.'

Рифейские отложения представлены слоистой стратифицированной серией отложений, формировавшейся в пределах крупного погружавшегося тектонического блока-уступа. Северным их ограничением является с*»диментационно-тектоническое прислонение к крутопадающему торцу приподнятого блока, расположенного севернее. Нижняя граница серии уверенно картируется по отражающему горизонту Яг.Ниже 1*2 фиксируется гетерогенное блоковое строение более древнего комплекса, осложненное разломами и отдельными грабеноподобными структурами.со слоистым выполнением.

Рифейские отложения ЮТЗ, вскрываемые бурением, ранее были отнесены к камовской серии. В интервале этой стратифицированной серии (кровля рифея К0-Н2) отложений нами выявлены и прослежены на всех профилях еще два отражающих горизонта: Я01 и . Это впервые позволяет расчленить камовскую серию в данном районе на 3 самостоятельные части - толщи, которые возможно рассматривать в ранге свит И. для которых были предложены названия (снизу вверх): вайвидская, тамышская и вельмская. Отражающие горизонты И01,1^,1*2, как и кровля рифея - 1?0, аналогичны по своим особенностям и представляют собой эрозионные контакты, возникшие в регрессивные моменты развития седимен-тационного бассейна.

Верхняя свита - вельмская - является продуктивной. Ее подошве соответствует отражающий горизонт , структурная карта по которому прпх^дена на рис.13. В структурном плане подошвы свиты отчетливо прослеживаются элементы субмеридиональ-ногс простирания, сыгравшие большую роль в приобретении сви1 той ее литолого-фациального облика.

ез, и*

Рис.13. Структурная ка^эта по, подошве продуктивных отложений цифея 1 : 1-изолинии глубин, отражающего горизонта. й01; 2-граница примыкания рифейсккх'отложений, к более древним комплексам

Большая часть свиты расположена выше ВНК. Она обладает четкой внутренней стратификацией, прослеженной на всех профилях при отсутствии разломов и образована в результате наслаивания отложений двух этапов седиментации - двумя седиментаци-онными циклами. Нижние границы кажДЪго цикла - эрозионные. Нижняя часть разреза каждого цикла отличается относительно пониженной жесткостью и является наиболее фациально изменчивой. Она относительно резко, но согласно переходит в отложения, образующие верхнюю часть разреза цикла, отличающиеся повышенной жесткостью и меньшей фациальной Дифференцирован-ностью. Эти части-" разреза индивидуализированы в качестве 4 сейсмических пластов: 1Г.С; 2Р.С; ЗКС и 4КС. выделяемых на разрезах ЭКО (рис.14).

Для апробирования существенности латерального прослеживания основных поверхностей наслаивания, выявляемых при визуальном сейсмостратиграфическок анализе, автором совместно с Е.П.Соколовым был применен формализованный спектрально-временной анализ (И.А.М>шин). Результаты СВАН-анализа фиксируют выдержанность .распространения поверхностей наслаивания. Оси синфазности нигде не обрываются резко. Отмечаются зоны плавного непрерывного изменения их положения в разрезе (погружение при перес.ечепии приливно-огливных ложбин, подъем-на склоны биогермных массивов и т.д.).

Предлагаемая структурно-морфологическая модель изученной части ЮТЗ определяет геологическую позицию формирования ри-фёйского комплекса в пределах относительно консолидированного участка структурной террасы, осложняющей южный склон Камовс-кого свода. В рифейское время изученная нами часть структурной террасы испытывала консндиментационные, преимущественно нисходящие движения. Амплитуда этих движений в рифейское время компенсировалась осадкон^коплением.

Е центральной части изученного полигона для нижней части рифеЯских отложений (по отражающим горизонтам И2 и ) окон-туривается Сравнительно отчетливо выраженная мульда. По ее периферии фиксируется несколько уровней выклинивания базаль-ьой части рифейских отложений, что лишь отчасти соответствует современной структурной выраженности мульды. По-видимому, се-

Рис . ЭКО - разрез по проа-плю 4 19Ьо'7 'Юрубчеи-Тохомская точа.

диментационный палеоструктурный план был выражен болеё контрастно. Это объясняется тек, что в этой же части исследованной территории для отложений верхней части рифея и нижней части венда намечается • пологчй положительный пликативный структурный элемент. Такое несовпадение структурных планов имеет, по-видимому, инверсионный характер. Последнее важно для понимания особенностей напряженного состояния рифейской толщи (карбонатного массива), которое могло иметь как вертикальные, так и субгоризонтальные (в связи с торцевым применением с севера к более древнему комплексу) компоненты, что обусловило развитие трещиноватости различной ориентировки.

2. Литолого-Фациальная модель. Для построения этой модели автором предложена следующая итерационная схема.

Первый этап. На основе анализа особенностей волнового поля, геологической интерпретации псеЗДоакустических трансформаций временных разрезов и в рамках горизонтально-слоистой структурно-морфологической цодели выполнялось районирование территории изучаемого объекта по типам разреза продуктивных фтложений.

Второй этап. В результате детальных литологи^еских исследований выполнялось отождествление типов разреза и отдельных особенностей волнового поля (ОВП) с теми или иными геологическими феноменами. Т.е. осуществлялся переход: ОВП - сейс-мофация - фация. Этот этап заканчивался построением базовой лйтолого-фациальной схемы. Собственно литологические исследования выполнялись Н.Н.Бакуном.

На третьем, завершающем этапе осуществлялось уточнение границ типов разреза с использованием спектрально-временного анализа (СВАН) данных сейсморазведки. Итоговая карта приведена на рис.15.

Важно отметить, что внешняя однородность доломитового разреза и маскировка седиментационных текстур при доломитизации, вероятностный характер ареалов локализации фациальных зон крайне усложняют литолого--фациальные исследования, повышает опасность суб«гх1ивной оценки закономерностей фациальной изменчивости этого комглекса отложений, крайне затрудняют картирование и прогнозирование фациальной изменчивости.. Без

И, ЕЕ].

«о -г-

Рис.15. Карта литолого-фациальных особенностей верхней части продуктивных рифейских отложений по данным СВАН, сейсмо- и литофациальных исследований:

1-массивы биогермные, водорослевые; 2-обломочные шлейфы биогермных массивов; 3-плэйтовые отложения водорослевых лугов, доломиты плотные; 4-участки карбонатных пластов с наиболее изменчивыми литолого-фациальными особенностями (биостромы, обломочные разности); 5-отложения ложбин стока (приливно-отливные каналы)

детальной сейсмостратиграфической основы и целенаправленного сейсмофациального ее анализа эта задача адекватно решена быть не может.

Такоза общая схема и идеология исследований. Ниже- изложены их конкретные результаты.

В процессе интерпретации данных сейсморазведки в разрезе верхней толщи впервые были выделены следующие сейсмофации:

1. Биогермная. Соответствует биогермной -(рифовой) фации, выделенной по керну в скважинах Юр-51, Юр50. На этих участках четко фиксируется биогермная сейсмофация в виде холмовидных тел с сечениями высотой 70-150М и шириной основания 500-3000м. На СВАН-колонках она однозначно соответствует крайне неустойчивому поведению резонансных частот, когда практически отсутствуют их максимумы.

2. Шлейфовая. Линзовидные тела часто с наклонным залеганием на склонах и у подножий биогермных массивов. Это характерный фациальный тип отложений - спутник биогермных - рифовых массивов. На СВАН-колонках проявляется наличием максимумов резонансных ча'стот в области 20-45 Гц, резким изменением наклона осей РЧ при продолжении в область высоких частот и исчезновением их в этой области.

3. Пластовая. Она отвечает верхним частям седиментацион-ных циклов и соответствует фации водорослевых лугов, которая была выделена для этих интервалов разреза по керну. Латеральная выдержанность данного элемента разреза является основой разработанной пластовой модели. На СВАН-колонках проявляется в виде горизонтальных, четко выраженных максимумов резонансных частот, от 20 до 90 Гц..

4. Биостромная. Линзовидно-пластовые тела с относительно повышенной жесткостью в составе нижних частей седиментацион-ных циклов. По результатам изучения керна предполагалось существование образований такого типа. Они были выделены по керну и ГИС в скважине Юр-33 и некоторых других. Их расположение совпало с зафиксированными биостромными сейсмофацияки. На СВАН-колонках сейсмофация биостромов и наиболее иЗмейчивых •карбонатных отложений соответствует семейству максимумов РЧ, общим для которых является проявление в областях 30,-40 Гц и

8О^'90 Гц при резком изменении наклона осей при переходе через./* средние частоты.

5. Особо следует отметить сейсмофации приливно-отливных каналов (ложбин стока), менее четко выделяющиеся по рисунку сейсмической записи, но имеющих высокую контрастность по спектрально временным и псевдоакустическим характеристикам.

Выделение и эталонирование по керну этих сейсмофаций явилось основой для картирования фациальной изменчивости отложений и разработки литолого-фациальной модели, подтвердившей, что верхняя толща представляет собой комплекс отложений мелководного прибрежного шельфа.

Область прибрежного шельфа дифференцируется на субмеридиональные зоны преимущественного развития биостромов и разделяющие их зоны приливно-отливных. каналов. Отложения, выполняющие приливно-отливные каналы и переработанные обломочные шлейфы, как отмечалось выше, рассматривались как наиболее вероятно срхранившие реликты первичного пустотного пространства. Биогермные массивы и биостромы характеризуются ка'к отложения, возможно имевшие, но утратившие основную часть первичного пустотного пространства при вторичных изменениях.

Необходимо подчеркнуть, что благодаря физической неоднородности обломочные разности пород предпочтительнее для развития трещиноватости. Именно в отложениях приливно-отливных каналов и обломочных шлейфов имеет место оптимальное сочетание реликтов первичного и вторичного типов пустотного пространства ввиду избирательно-деформационной природы трещиноватости, образующейся при напряженном состоянии рифейской толщи. С этим связано и их наибольшее разрушение при отборе керна. Важно отметить, что формировавшаяся зональность емкостных свойств несомненно осложнена ареалами вторичного выщелачивания и цементации, связанных как с внутририфейскими перерывами, так и с ранневендским карстом.

Таким образом, для месторождения впервые установлена существенная роль фациально-сейсмического контроля латеральной изменчивости емкостных свойств полифациальных пород-коллекто- | ров продуктивной части рифейских отложений. На его основе !| впервые разработан динамичный образ пространственно-временно-

го развития уникального формационного комплекса рифейских отложений .

3. Емкостная модель. Как уже отмечалось в подразделе 1.3.3, в связи с неоднозначностью или невозможностью выделения эффективных толщин по данным анализа керна и ГИС для характеристики емкости продуктивных отложений автором предложен параметр интегральной удельной емкости, описываемый формулой (1.3.9). Построены'карты интегральной удельной емкости как для всего продуктивного интервала разреза (К0-К01), так и отдельно для нефтенасыщенного и газонасыщенного интервалов. Автор подчеркивает, что эти карты не следует отождествлять с картами эффективной удельной емкости. Трансформация карт интегрального параметра для оценки запасов станет возможна тогда, когда будут найдены способы адекватного изучения емкости специфического коллектора ЮТЗ промыслово-геофизическими мето-дамК", когда будут найдены необходимые петрофизические зависимости. Однако уже сегодня построение карт интегрального емкостного параметра является шагом вперед, позволяет хотя бы и на качественном уровне выделять зоны с более или менее благоприятными емкостными свойствами.

Зоны максимумов емкостного параметра принципиально совпадают с зонами развития отложений, потенциально наиболее благоприятных для сохранения й развития пустотного пространства первичного и вторичного типов (песчано-карбонатно-обло-мочные отложения зон прилично-отливных каналов и карбонатные обломочные отложения обломочных шлейфов биогермных массивов, а также зоны наибольшей закарстованности).

Зоны минимумов емкостного параметра принципиально совпадают с зонами развития отложений, потенциально наименее благоприятных для формирования значительной седиментационно-диа-генетической "или вторичной пустотности (часть водорослевых биогермных массивов, зоны развития водорослевых биостромов и отложений переходного типа).

Таким образом, можно сделать вывод, что рассмотренная модель геологического строения центральной части ЮТЗ является альтернативной по отношению к базовой. Автор убежден, что вопрос о правильности той или иной концепции, как и вопрос о

принципиальной "работоспособности" природного резервуара ЮТЗ может быть решен только на основе ОПЭ. Рассмотренная модель позволяет проектировать ОПЭ таким образом, чтобы испытанными и охарактеризованными оказались бы продуктивные отложения различных генетических типов, с различными фильтрационно-ем-костными свойствами.

2.5. Изучение верхнеюрскнх продуктивных отложений на Крапи-

винскон нефтяном месторождении (Кайнысовская НГО). Этап детальной разведки и подготовки месторождения к эксплуатации [31,33].

Крапивинское нефтяное месторождение заметно выделяется среди Других месторождений Томской области как объемом аккумулируемых запасов, так и достаточно высокими дебитами нефти из пласта Ю!3"4(верхневасюганская подсвита верхней юры). Укажем, что скважина N 208 дала,дебит нефти равный 316 м3/сут., дебиты скважин N201,195 и др. изменяются от 70 до 110 м3/сут. Вместе с тем, дебиты нефти в целом ряде скважин имеют вполне обычные "юрские" значения: 4,5-8 м3/сут. Выявление закономерностей распределения продуктивности глубоких скважин, связан* а

ных прежде всего с вариациями фильтрационно-емкостных свойств разреза, является важнейшим условием выбора рациональной схемы разработки этого сложного объекта.

Однако, еще больший интерес и одновременно угрозу разработке представляло"парадоксальное распределение воды и нефти в Крапивинской залежи в пласте Ю13"4. Практически в центре нефтяного поля 4 скважины, вскрывшие пласт Ю!3"4 на отметках существенно выше ВНК, оказались изначально обводненными, образовав так называемый водяной коридор. Например, скв.Ы 192 (обводненная) вскрыла пласт Ю^3-4 на абсолютной отметке -2568 при абсолютной отметке принятого при подсчете запасов ВНК -2642 м. Заметим, «то соседние ("нефтяные") скважины N 190 и N 207 вскрыли пласт 3-4 на отметках -2567 и -2592 соответственно .

Никаких геологических экранов, разделяющих нефтяное и водяное поля обнаружено не было. Поэтому кажущийся парадокс распределения флюидов в природном резервуаре объяснялся исключительно существованием гидродинамических барьеров, обус-

ловленных силами поверхностного натяжения на контакте нефти и воды в коллекторах с низкой проницаемостью (И.А.Иванов и др). В последние годы, однако, накопилось достаточно фактов, свидетельствующих о том, что парадоксальное распределение воды и нефти в природном резервуаре имеет место и на участках с развитием коллекторов с удовлетворительными фильтрационно-ем-костными свойствами (район скв. N210). Это опровергало возможность наличия гидродинамических барьеров и, следовательно, необходимо было искать экраны тектонической или литолого-фа-циальной природы.

Таким образом, для выбора рациональной схемы эксплуатации залежи необходимо было разработать точную модель ее геологического строения, в которой были бы разрешены отмеченные выше проблемы.

Комплексные исследования по созданию такой модели были выполнены коллективом ученых и специалистов ВНИГНИ под руководством автора. Большой вклад в итоговые результаты внесли Е.А.Копилевич, А.А.Гусейнов, Е.С.Шарапова и др. Важнейшим элементом этих исследований были оптимизированная переобработка и переинтерпретация 450 пог.км сейсмопрофилей МОГТ. Следует сразу же подчеркнуть, что залогом успеха всего проекта было вполне подходящее для решения столь тонких задач качество полевых наблюдений,, выполненных полевыми партиями Томского геофизического треста.

На начальном этапе работ был выполнен большой объем ли-толого-фациальных и флюидодинамических исследований. Это позволило еще до начала переобработки сейсмических данных построить априорную модель (а точнее альтернативные априорные модели) геологического строения залежи.

На априорной модели были намечены гипотетическое положение предполагаемых дизъюнктивных дислокаций - потенциальных экранов, а также границ типов разреза с разными фильтрационными свойствами коллекторов пласта К^3"4, определяющих продуктивность скважин.

Анализ априорной модели настраивал сейсморазведчиков на решение исключительно тонкой (в прямом смысле этого слова) задачи. В пределах большей части Крапивинской площади толщина_

верхневасюганской подсвиты изменяется от 24 м на востоке до 38 м на западе. Толщина пласта Ю!3"4 варьирует от 16 м до 24м

Анализ результатов оптимизированной обработки показал, что уже на промежуточном временном разрезе отчетливо намечаются контрастные "флексуры" по горизонту На (подошва баже-новской свиты). Эти флексуры в плане соответствует участку, где в соответствии с априорной моделью велика вероятность существования нарушения.

Анализ рабочей модели, основанной на промежуточных временных разрезах, убедил исследователей в правильности выбора стратегии обработки. На окончательных временных разрезах уверено выделяются осложнения сейсмической записи, однозначно отождествляемые с проникающими (затронувшими баженовскую свиту) нарушениями [33].

Следует отметить, что амплитуда некоторых нарушений явилась для исследователей определенным сюрпризом. Если и предполагалось существование дизъюнктивных дислокаций, то уж никак не ожидался разрыв баженовской свиты с амплитудой, сопоставимой с ее толщиной. Такие дизъюнктивные дислокации на различных этапах своего развития могли способствовать частичному разрушению залежи, с одной стороны, и препятствовать миграции нефти вверх по пласту, с другой.

Получение временных разрезов с высоким разрешением волнового поля явилось основанием для успешного применения комплекса программ ПАРМ с целью дальнейшего разрешения волновой картины и выделения и прослеживания по профилям тонких (4-бм) пластов-реперов, позволяющих изучать малоамплитудные дизъюнктивные дислокации. Разрезы псевдоакустических жесткостей были рассчитаны по всем обработанным профилям. На этих "разрезах благодаря повсеместному прослеживанию угольного пласта У1 удалось выделить и закартировать малоамплитудные дизъюнктивные дислокации (рис.5), а также границы смены распределения в разрезе акустических жесткостей, которые интерпретируются автором как границы типов геологического разреза [31,33].

Основой структурно-морфологической модели является карта по сейсмическому реперу ПУ (подошва угля - кровля коллекторов Ю!3"4), рис.16.

Рис.16. Структурная карта по сейсмическому реперу ПУ (кровля пласта Й!3"4) по данным сейсморазведки и бурения 1-изолинии равных значений абсолютных отметок сейсмического репера ПУ; 2-промежуточные изолинии равных значений абсолютных отметок сейсмического репера ПУ; 3-номер скважины/абсолютная отметка горизонта ПУ по данным бурения; 4-тектонические нарушения; 5-зоны смены знака тектонических нарушений

Для Крапивинской площади построены также карты эффективной удельной емкости (рис.17) и "нормированной, (на толщину пласта 3~4) эффективной емкости. Причем, сделано это было на основе разделения вариаций псевдоакустических скоростей на емкостную компоненту и фон.

Совокупность описанных материалов позволила автору выдвинуть следующую модель геологического строения пласта Ю13-4 и Формирования в нем нефтяных залежей [33].

Накопление осадков пласта Ю!3"4 (нижняя подугольная часть верхневасюганской подсвиты) происходило в прибрежно-морских условиях на основании (нижневасюганская подсвита), разбитом малоамплитудными нарушениями на отдельные блоки. Эти блоки, судя по всему, совершали.однонаправленные тектонические движения, однако скорость таких движений у разных блоков была неодинаковой, что приводило к изменению гипсометрических соотношений и разным глубинам поверхности осадконакопления у различных блоков. Движения блоков протекали на фоне регрессии моря. В соответствии с априорной моделью устанавливаются три относительно стабильных положения береговой линии, отвечающих формированию трех основных групп разрезов и типов песчаных тел, условно называемых нами восточный (скв.Ы191), центральный (скв.N201) и западный (скв.N208). Отмечается улучшение качества песчаных тел с востока на запад за счет постепенного увеличения удельного веса среднезернистой, -а в скв.Н 208 крупнозернистой фракции. Изменение условий осадконакопления, а также предполагаемая эоловая переработка песчаного материала, вскрытого скв.N208, привели к существенным различиям в структуре пустотного пространства. Если на западе размер пор достигает 0,3-1,5 км, что обусловлено более крупным размером зерен, преобладанием контактов касания, прямого прилегания, наличием плавающих зерен, низким содержанием глинисто-алевритовой примеси (3-15%), то на востоке'диаметр пор не превышает 0,1-0,3 мм, песчаники мелкозернистые, алевритово-глинистые (20-30%), развиты прямые и конформные контакты, срастание зерен, интенсивная регенерация кварца, ухудшающая сообщаемость пор. Именно этими обстоятельствами объясняется изменение проницаемости пород от первых единиц миллидарси в скв^ 196 до 2484 миллидарси в скв. N 208.

,2.0

■г

удельной емкости по данным сейсморазведки;. 2-изолинии равных значений эффективной удельной емкости в и; 3-номер скважины/значения эффективной удельной ёмкости в м . " .7

Разумеется, сегодняшняя сейсморазведка еще не в состоянии картировать проницаемость, но буществует и реализована на Крапивинской площади возможность картирования типов разреза, различающихся по ряду параметров и, в том числе, по проницаемости продуктивных отложений.

На основе интерпретации, разрезов псевдоакустических жесткостей и СВАН-анализа построена схема районирования территории Крапивинской залежи по типам разреза пласта К^3"1 (рис.18). Необходимо подчеркнуть, что блок с наиболее благоприятным типом разреза (ра'зрез скв.Ы 208) прогнозируется с юго-запада на северо-восток вне пределов собственно Крапивинской площади, что создает хорошие условия для прироста запасов с отличными эксплуатационными, характеристиками.

Формирование Крапивинской нефтяной залежи началось предположительно в верхнем мелу. Палеоструктурный план в это время в общих_чертах соответствовал современному. Ухудшение кол-лекторских свойств песчаников пласта Ю!3"4 на границе блоков было недостаточным для формирования латеральных флюидоупоров, что обусловило'формирование залежи во всей сегодняшнем контуре нефтеносности (включая выделявшийся на подсчетных планах "водяной коридор") и даже в несколько более широких масштабах. Об этом убедительно свидетельствует то, что из всех обводненных внутриконтурных скважин и из некоторых законтурных поднят нефтенасыщенный керн. Масштабы "следов" нефти таковы что они не могут быть объяснены следами латеральной миграции УВ. Затем по ожившему нарушению генерального северо-

восточного 'простирания, лучше, всего выделяемому по сейсмическим данным юго-восточнее скв.И 207, произошло перемещение блоков на амплитуду 6 отдельных местах, превышающую толщину региональной суперпокрышки - баженовской свиты. В результате произошло разрушение большей части Крапивинской палеоэалежи. Реликт ее мы наблюдаем сегодня на востоке площади (скв-ЫИ 191,19*5,199,198). Необходимо подчеркнуть, что для разрушения палеозалежи совершенно не обязательно, чтобы амплитуда смещения обеспечивала разрыв сплошности баженовской свиты на всем протяжении разлома. Достаточно появления относительно короткого участка разрыва, чтобы в масштабах геологического времени произошло разрушение залежи. Можно смело утверждать, что

1 I—-1 2

тектонических нарушений

именно такой участок зафиксирован на сейсмическом профиле N 87 к юго-востоку от СКВ. N 207.

В"'бЪлее позднее время произошло залечивание зон дезинтеграции, связанных с нарушениями. Такое залечивание, являющееся следствием процессов карбонатизации, битуминизации и озокеритизации, обусловило формирование непроницаемых литоло-го-тектонических экранов.

После формирования литолого-тектонических экранов началось формирование более молодых залежей в западной части площади. Сегодня выделены и закартированы 8 залежей с различными абсолютными отметками водонефтяных контактов.

- Предложенная модель существенно облегчает проектирование разработки Крапивинского месторождения. Печальные последствия разбиения единой залежи на несколько более мелких в значительной степени компенсируются снятием угрозы прорыва "верхней" воды (из зоны скв. N 192) в эксплуатационные скважины, что было бы практически неизбежно при отделении нефти от воды только гидродинамическими барьерами.

Таким образом, применение структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения позволило решить основные проблемы, препятствовавшие успешному вводу в разработку перспективнейшего Крапивинского нефтяного месторождения.

* * *

Подводя итог второй части диссертации можно сделать вывод о том, что практика доказала высокую эффективность оптимизированной обработки и структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения. Получены новые и принципиально важные знания и представления о геологическом строении рассмотренных объектов и месторождений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В заключении автор считает необходимым кратко подвести итоги проделанной работы. Хотелось бы привлечь внимание к следующим основным моментам:

1. В результате анализа организационно-экономической ситуации в геологоразведочных работах на нефть и газ, тенденций развития методологии, методики и технологии обработки и комп-

лексной интерпретации данных сейсморазведки и бурения определен круг задач исследований, решение которых, по мнению автора, должно обеспечить дальнейший прогресс в деле моделирования природных резервуаров и оценки их запасов (ресурсов). Эти задачи сформулированы в общей характеристике работы И разделе 1.2. Здесь же отметим, что последовательное решение .выбранных задач определило общую направленность исследований автора, заключающуюся в стремлении объединить достижения нефтегазоге-ологических и геофизических дисциплин, с геологических позиций предложить средства оптимизации обработки и методические приемы комплексной интерпретации данных сейсморазведки и бурения .

2. Автором сформулированы и на основе собственных исследований разрешены некоторые теоретические аспекты моделирования природных резервуаров нефти и газа.

Автором впервые предложены как определение априорных моделей, так и основные требования, предъявляемые к ним в процессе обработки и интерпретации данных сейсморазведки и бурения . Процесс моделирования природных резервуаров рассматривается как трансформация априорных моделей (нередко альтернативных) в апостериорные (итоговые) через множество рабочих (промежуточных) моделей, создаваемых совместным творчеством геофизиков и геологов на разных стадиях обработки и интерпретации данных сейсморазведки и бурения.

Автором проанализированы существующие представления и предложены оригинальные подходы к оценке точности и качества кинематических и динамических сейсмических параметров. Разработан критерий значимости различий значений псевдоакустических скоростей и жесткостей, использование которого позволяет повысить надежность их геологической интерпретации.

Важнейшим теоретическим результатом является предложение об изучении емкости природного резервуара на основе разделения поля вариаций сейсмических динамических параметров (псевдоакустических скоростей или жесткостей) на емкосГную и фоновую компоненты. Автором проанализированы основные факторы формирования фоновой компоненты, предложен адекватный математический аппарат ее учета и подавления на основе корреляцион-

ного метода разделения полей и квазидетерминированйых функциональных связей.

Получение необходимых теоретических результатов способствовало развитию методологии и методики моделирования 'природных резервуаров нефти и газа на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведки и.бурения.

3. Автором с геологических позиций сформулированы принципы оптимизации обработки данных сейсморазведки. Под'оптимизацией понимается:

- формирование необходимого и достаточного набора методических и технологических средств обработки и интерпретации сейсмических дайных;

- выбор оптимального графа обработки;

- выбор оптимальных параметров и режимов обрабатывающий процедур.'

В ряде публикаций показано, что реализация сформулиро-" ванных принципов на практике позволяет добиваться кардинального улучшения качестве сейсмических материалов, в той числе -в сравнении с результатами' обработки ведущих западных фирм.

4. Разработаны оригинальные методические, приемы интерпретации кинематических и динамических сейсмических параметров с целью стратиграфической идентификации отражающих горизонтов, выделения и пространственной локализации седиментацион-ных тел, выдёления и картирования тонких пластов-реперов. Эти приемы базируются как на практическом опЫте комплексной интерпретации данных сейсморазведки и бурения, так и на теоретических разработках автора и других исследователей в?области оценки точности и качества кинематических и динамических сейсмических параметров.

5. Разработана методика оценки емкости природного резервуара на основе выделения-емкостной компоненты вариаций сейсмических динамических параметров. Эта методика является новым словом в практике прогнозирования важнейших характеристик природных резервуаров по данным сейсморазведки. На йримере изучения емкости природного резервуара пласта К*!3"4 Крапцвинско-го месторождения показана высокая эффективность методики, ее способность обеспечивать оценку емкости в межскважинном пространстве даже при крайне неблагоприятных соотношениях"емкост-

ной и фоновой компоненты, обусловленных особенностями геологического строения природного резервуара. Разрабо"- нная методика, по мнению автора, должна стать мощным средством повышения точности и достоверности оценки_запасрй_ухлеводородов.

6. В результате выполненных автором исследований сформировалось новое научное направление в области комплексной обработки и интерпретации данных сейсморазведки и бурения, получившее несколько условное, но закрепившееся название "Структ-урно-литологическая интерпретация".Это направление отличается:

- оптимальным набором решаемых геологических задач для каждой стадии геологоразведочного процесса;

- общими блок-схемой и технологией решения геологических задач;

- впервые предложенными с геологически« позиций принципами оптимизации обработки и интерпретации;.

- новыми методическими подходами и решениями.

7. Эффективность методологических, методических и технологических решений структурно-литологической интерпретации в полном объеме подтверждена успешным их применением при выполнении 14 контрактов с организациями и фирмами России, ближнего и дальнего зарубежья. В диссертации проиллюстрированы возможности структурно-литологической интерпретации на примерах моделирования природных резервуаров 5 объектов, находящихся на различных стадиях геологоразведочного процесса. Вместе с тем геологические результаты по этим объектам представляют самостоятельный интерес.

8. Построена модель природного резервуара терригенного девона северо-восточного склона и обрамления Астраханского свода. Выполнен (на формационном уровне) прогноз коллекторс-ких свойств и потенциальных флюидоупоров. Обоснованы более высокие перспективы этого комплекса в Северо-Астраханскон прогибе, чем в пределах собственно свода.

9. Обосновано выделение крупного антиклинального поднятия "Большой Яшлар", сложенного полифациальными келловей-окс-фордскими карбонатными отложениями. Показано существование в пределах этого объекта природных резервуаров рифового и пластового типов. Намечены зоны с улучшенными фильтрационно-ем-костными свойствами коллекторов. Определено гипсометрическое

положение истинной и ложной покрышки. Обоснована принципиально новая стратегия разведки важнейшего объекта Апу-Дарьинской НГП.

10. Изучено строение природного резергуара комплекса ротлигендес в пределах площадей Бодентайх и Шверин Северогер-нанского бассейна. На площади Бодентайх выявлено крупнее поднятие - Западный Найндорф, по склонам которого развиты коллекторы толщи Ганновер, а в своде прогнозируется продуктивность "главного песчаника" свиты слохтерен. Предложенная модель природного резервуара газовой залежи Найкдорф позволяет объяснить предыдущие неудачи геологоразведочного процесса (8 непродуктивных скважин) п наметить новую стратегию геологоразведочного процесса на этом объехте.

11. Предложена модель геологического строения рифейского природного резервуара центральной части Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления. Характерными чертами этой модели являются:

- пликативное, горизонтально-слоистое залегание продуктивных рифейских отложений;

- резкая фациальная изменчивость одновог?растных отложений;

- приуроченность участков с улучшенныни ФЕС к зонам развития песчано-карбонатно-обломочных отложений приливно-отлив-ных каналов, а также карбонатно-обломочных отложений шлейфов биогермных массивов.

Появление такого рода модели обусловлено получением на основе структурно-литологической интрепретации значительного объема сейсмических материалов принципиально нового качества,

12. Создана новая модель природного резервуара пласта К)!3'4 Крапивинского месторождения, объясняющая аномальное распределение воды и-нефти,а также существенные (более чем в 100 раз) различия в дебитах нефти в различных частях месторождения. Показано, что считавшаяся ранее единой Крапивинская залежь распадается на 3 самостоятельных залежей, разделенных литолого-тектоническими экранами. Новые представления о строении природного резервуара 10!3-4 Крапивинской залежиГучитьша-ются при определении первоочередных участков и оптимальной схемы разработки.

* * *

основные работы, в которых опубликованы положениям диссертации, следующие:

Авторские обзоры

1. Прогнозирование структур, перспективных на газ и нефть в Западной' и Восточной Сибири на базе системного подхода и математических методов Количественной комплексной интерпретации //Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГазпром.-Обз.инф.-Москва.-1988.-вып.5, 46 с. (Соавторы В.Е.Зиньковский,Б.М.Островский,С.С.Скоторенкр,И.А.Скуратова) .

2. Прогнозирование неантиклинальных ловушек в карбонатных от" ложениях на основе комплексной геологической интерпретации

геофизических данных //Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГазпром.-1989.-вып.3, 45с. (Соавторы В.Е.Зиньковский,Б.М.Островский,И.А.Скуратова,И.С.Леин).

3. Сейсмостратиграфическое прогнозирование высокоемких рифовых объектов на северном обрамлении Астраханского свода //Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГазпром.-1989.-вып.13,27 с.(Соавторы В.Д.Ильин,В.Е_Зинь-ковский,Л.Н.Кленина,Н.В.Безносов).

4. Повышение эффективности поисков и разведки нефти л таза на основе структурно-литологической интерпретации //Реология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Обз.инф. ИРЦ Газпром. -Москва. -1993, 55 с." (Соавторы В.Е.Зиньковский, Е.А.Копилевич).

5. Зональный и локальный прогноз ловушек нефти и газа терри-генных отложений //Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Обз.инф. ИРЦ Газпром.-Москва.-1994,55 с. (Соавторы А.А.Гусейнов,М.В.Проничева,Р.Г.Самвелов,Н.С.Шик).

6. Прогнозирование .коллекторов на основе комплексирования результатов лиюлого-фациального анализам сейсморазведки // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Обз.инф.,-М.,-ИРЦ Газпром,-1994,59 с. (Соавторы А.А.Гусейнов, В.Е.Зинь ковский,Н.С.Шик,Т.В.Мартынова).

Статьи

7. Алгоритмы детальных структурных построений по данным гра-виразведки и редкой сети сейсмических профилей //Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Реф.сб. ВНИИЭГазпром.-Москва.-1974.-N 10, с.33-35.

8. Прогнозирование локальных структур осадочного чехла на основе квазидетерминированных функциональных связей //Разведочная геофизика.-1.977.-вып. 77, с.132-137. (Соавтор П.А.Беспроз-ва'нный) . 1

9. Краткое описание алгоритма и программы КФСГ //'Тр- МИНХиГП.-Москва.-1978.-вып.138, с.94-102. (Соавтор П.А.Беспрозванный).

10. Опыт использования нелинейной модели4планирования объемов глубокого бурения на нефть и газ//Нефтегазовая геология и геофизика . -"-ВНИИОЭНГ . -1980 . -вып.8,с. 20-23 . (Соавтор Л.И.Мовшович) .

11. Прогнозирование, глубокозалегаюЩих локальных структур в условиях траппового_магматизма в Восточной Сибири //Нефтегазовая геология и геофизика.-ВНИИОЭНГ.-1986.-вып.7,с.6-11.(Соавторы С.С.Скоторенко,И.С.Леин,Т.Ч>.Мерецкова).

12. ПоиЬки залежей углеводородов Тим^но-Печорской провинции на базе применения принципов сейсмостратиграфим и ЭВМ //Советская геология.-1986.-N11,с.28-34.(Соавторы Э.А.Крайчук,В.П.Щербаков ,Е.А.Копилевич,А.И.Павленков,В.В.Поповин,В.Б.Ростовщиков).

13. Определение параметра удельной емкости коллектора в межс-кважинном пространстве //Геология нефти и газа.-1988.-N 8, с. 37-40. (Соавторы Е.А.Копилевич,В.Е.Зиньковский,А.И.Павленкоз, В.В.Поповин,Е.С.Шарапова).

14. Прогнозно-поисковые комплексы для локальных объектов различных типов //В кн*"Прогноз месторождений нефти и газа".-Москва.-ВНИГНИ.-1989,с.73-85. (Соавтор А.А.Гусейнов).

.15. Опыт сейсмостратиграфического прогнозирования нефтегазо-перспективных объектов в-карбонатных отложениях Хорейверской, Бузулукско^ и Прикаспийской впадин //Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Э.-И. ВНИИЭГазпром.-Москва.-1989.-вып.2, с.5-7. (С<эавторы Е.А.Копилевич,В.ЕГ.Зинь-ковский, М.а.Жиркин,Е.С.Шарапова).

16. Прогнозирование емкостных свочс.'в карбонатном продуктивной толщи Астраханского серогазокснденсатного несгорождения //Поиск и разведка месторождений нефти и газа. Гр.ВНИГНИ.-Москва.-1989,с . 100-105. Соавторы г.А.Габриэлячц,С.А.Копиле-вич,В.Е.Эиньковский, Е. С.Шарапова).

17. Сейсмостоатиграфический анализ разнотипных кефтегазоперс-пективных объектов в карбонатных отложениях нижнего и среднего палеозоя южных районов Хорейзерской впадины с целью оптимизации разведки //Прогноз месторождений нефти и газа. Гр. ВНИГНИ.-Москва.-1989,с.52-64.<Соавторы Е.А.Копилезич,М.И.Островский , Е.С.Шарапова).

а 8. Структурко-литологическая ингерпретачия комплекса геолого-геофизических данных в сложных тектонических условиях (на примере Нагумановскэй плошади) /'/Прогноз месторождений нефти и газа. Тр.ЬНИГНИ.-МоскЕа.-1989,с.95-Ю4.(Соавторы Г.А.Габри-элянц,Е-А.Копилевич,Г.В.Сурцуков,Л.П.Полкалова,В.А.Горошкова).

19. Геслого-геофмзическая модель Большого Яшлара //Геология нефти ч газа.-1991.-N2, СЛ6-2С. (Соавторы К.А.Клещев.Х.К.Ба-баеь,Ю.А.Тагаков).

20. Сейсьостратиграфическое прогнозирование нефтегазоперспек-тивных карбонатных и терриганных отложений "Большого Лшлара" //Совершенствование методики сейсмических исследований в неф-гегазоьосных районах.Тр.ВНИГНИ.-Москва.-1992, с.95-111.(Соавторы Е.А.Копилевич,В.Е.Зизь.;овский,Е.С.Шарапова,Ю.А.Таганов).

21. npoiнозно-поисковые комплексы для сложно построенных локальных объектов ьефти и газа //Научно-технические достижения и передовой опыт в области геологии и разведки недр. Инф.сб. МГП "Геоинформмарк" . -Москва . -1992 . -бып .9-10.с.24-;. 7. (Соавтор А.А.Гусейнов).

22. Комплексная интерпретация данных сейсморазведки. ГИС и литолого-фацчальных исследований - путь повышения эффективности геологоразведочного процесса //Геология нефти и газа. -1993.-N 7 .с.32 37.

23. Локальный прогноз нефтегазоносности //Геология нефти и газа.-1993.-N 3, с.18-21. (Соавтор A.A.Гусейнов).

24. Новая модель геологического строения Юрубченс-Тохомскои зоны //Геология нефти и газа.-1994.-N 4,с.9-16. (Соавторы Е.А. Копилевич,Н.Н.Бакун,Е.П.Соколов).

26. Особенности методики обработки сейсморазведочных данных МОГТ для изучения рифейских продуктивных отложений Юрубче-но-Тохомской зоны (Восточная Сибирь) //Геология нефти ft газа. -1994.-N 5, с.30-37. (Соавторы Е.А.Копилевич,Е.П.Соколов).

26. Емкостная модель рифейского'резервуара Юрубчено-Тохомской зоны (Восточная Сибирь).//Геология нефти и газа.-1994.-N 9, с.35.-40. (Соавторы Е.А.Копилевич,H.H.Бакун,Е.П.Соколов).

27. Особенности методики обработки сейсморазведочных данных МОГТ для изучения слабоконтрастных нижнепермских отложений ротлигендеСа в Северной Германии //Геология нефти и газа.-1994.-N 7, с.39-45. (Соавторы Е.А.Копилевич,Н.И.Зубов).

28. Особенности, методики сейсмолитологических исследований (на примере отложений ротлиГендеса Северной Германии) //Геология нефти и газа.-1994.-N 9,с.13-18.(Соавторы Е.А.Копилевич, Н.И.Зубов,Н.Н.Бакун).

29. Особенности формирования тектонических структур и нижнепермских отложений по данным сейсморазведки и бурения в Северной Германии //Геология нефти и газа.-1994.-N 10, с.21-28-. (Соавторы H.H.Бакун,Е.А.Копилевич,Н.И.Зубов).

30. Задачи оптимизации геологоразведочного процесса на нефть и газ на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведки и бурения //Отечественная геология.-1994.-N11,12 с.3-9.

31. Некоторые особенности геологической интерпретации кинематических и динамических параметров сейсмической записи при моделировании природных резервуаров нефти и газа //Геология, геофизика "и разработка нефтякых месторождений.-1<595.-N1, с.42-50.

32. Подавление помех при изучении емкости природного резервуара по данным сейсморазведки //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-1994.-N12, с.31-34.

33. Некоторые принципы оптимизации обработки и интерпретации данных сейсморазведки //Геология нефти и газа. -1994.-N12, с. 21-26.

34. Сейсмолитологические модели неокомских клиноформ Приобс-ко-Салымской зоны.//Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-1994.-N5-6, с.47-52 (Соавторы Н.С.Шик, А.А.Гусейнов и др. ) .

Тезисы докладов на международных научных конференциях

35. Зональный и локальный прогноз коллекторов //Тезисы Всесоюзного совещания-семинара "НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ БОЛЬШИХ ГЛУБИН И ГРЯЗЕВЫЙ ВУЛКАНИЗМ"(Баку, октябрь, 1989 г.).-Баку:АН Аз ССР.-1989, с.30-31 (Соавторы А.А.Гусейнов,Н.С.Шик,Л.И.Лобовкин).

36. Технология и результаты изучения емкости карбонатных коллекторов сложного типа по данным сейсморазведки и ГИС //seg-ЕАГО/Москва'93. Сб. рефератов. М.-1993. -т.2, с.65. (Соавторы Е. А.Копилевич,Н.И.Зубов,Е.П.Соколов,Э.В.Евланова,H.В.Луценко). 37".'study of natural reservoir capacity between wells by se-ismics EAPG Extended Abstracts of Papers (Oral and Poster Presentations) EUROPEAN association OF petroleum geoscien-TISTS & ENGINEERS 4-th Conference and Technical Exhibition Paris, France, 1-5 June 1992 p.80-81 (Соавторы K.A.Kleshchev, E.A.Kopilevich).

38. STUDY OF RIPHEAN LOW-POROSITY CARBONATES BY INTEGRATING GEOPHYSICAL AND LITHOLOGICAL INVESTIGATIONS EAPG Extended Abstracts of Papers (Oral and Poster Presentations) EUROPEAN ASSOCIATION OF PETROLEUM GEOSCIENTISTS & ENGINEERS 6-th Conference and Technical Exhibition Stavanger,Norway, 7-11 Dune 1993 p.19-20 (Соавторы E.Kopilevich.N.Bakun).

39. RESERVOIR PREDICTION FOR 3D SEDIMENTARY BODIES BY LITHO-FACIES AND SEISMIC STRATIGRAPHY ANALYSES EAPG Extended Abstracts of Papers (Oral and Poster Presentations) EUROPEAN ASSOCIATION OF PETROLEUM GEOSCIENTISTS Ь ENGINEERS 5-th Conference and Technical Exhibition Stavanger,Norway, 7-11 June 1993 p.514-515 (Соавторы N.Shick, A.Guseinov, E.Kopilevich, E.Davydova, I.Zazulina).

40. METHODOLOGY AND RESULTS OF ROTLIEGEND NATURAL RESERVOIR FORECAST IN NORTHERN GERMANY'EAPG Extended Abstracts of Papers (Oral and Poster Presentations) EVROPEAN ASSOCIATION OF PETROLEUM GEOSCIENTISTS & ENGINEERS 6-th Conference and Technical Exhibition Vienna,Austria 6-10 June 1994 p.549-550 (Соавторы N.Bakun,U.Rush,H.Helmut,К.Wrug).

Информация о работе

Славкин, Владимир Семенович
доктора геолого-минералогич. наук
Москва, 1995
ВАК 04.00.17

Автореферат

Моделирование природных резервуаров нефти и газа на основе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения - тема автореферата по геологии, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы