Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Прогнозирование нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы"
на поавах ткописи
. "7/
БАРЫШЕВ ЛЕОНИД АЛЕКСЕЕВИЧ
Прогнозирование нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы
Специальность 25.00.10-геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук
Иркутск - 2009
Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном научно-производственном геологическом предприятии «Иркутскгеофизика» и Иркутском государственном техническом университете
Научный консультант
доктор геолого-минералогических наук, профессор Дмитриев Александр Георгиевич Иркутский государственный технический университет
Официальные оппоненты:
доктор технических наук Колесов Сергей Васильевич ГФУП «ВНИИГеофизика», г.Москва
доктор технических наук, профессор Ломгадзе Валерий Валерьевич
Иркутский государственный технический университет, г.Иркутск
доктор геолого-минералогических наук, профессор Исаев Виктор Петрович
Иркутский государственный университет, г. Иркутск
Ведущая организации:
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука СО РАН, г.Новосибирск
Защита состоится « 18 » ноября 2009 г. в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.073.01 при Иркутском государственном техническом университете по адресу 884074, г.Иркутск, ул.Лермонтова 83, ауд. Е-301 тел.(факс) (8-3952) 405-112, E-mail: dis@istu.edu ; seminsky@istu.edu
С диссертацией ¡можно ознакомиться в библиотеке Иркутского государственного технического университета, г.Иркутск, ул.Лермонтова 83
Отзывы на автореферат в 2-х экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по указанному адресу ученому секретарю совета к.г.-м.н. Галине Дмитриевне Мальцевой
Автореферат разослан «15» октября 2009 г.
Ученый секретарь диссертационного совета кандидат геолого-минералогических наук профессор
~ Мальцева
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы
Сегодня каждый из этапов геологоразведочного процесса принято завершать созданием модели резервуара, содержащего углеводородное сырье. Детальность модели и полнота описания ее физических и геологических свойств повышаются по мере накопления геолого-геофизических данных от регионального этапа исследований к эксплуатации нефтегазовых залежей. В конечном итоге модель геологического объекта (резервуара) представляет собой результат интегрированной интерпретации данных комплекса геолого-геофизических методов.
В комплексе геофизических методов на нефть и газ сейсморазведка традиционно играет лидирующую роль в решении задачи прогноза. Разработанные в последнее десятилетие программно-методические комплексы (технологии) прогнозирования емкостных свойств коллекторов существенно расширили возможности сейсмического метода исследований в создании моделей нефтегазовых залежей. Большой арсенал средств и методов преобразования (инверсии) волновых разрезов в различные физические параметры среды (импеданс, скорость) и их многочисленные математические трансформанты (амплитудные, частотные) позволяет достаточно успешно прогнозировать коллекторские свойства осадочных комплексов. Однако в сложных сейсмогеологических условиях Восточной Сибири, когда аномальные эффекты от залежей часто соизмеримы с различного рода помехами, имеющими неслучайный (регулярный) характер, использование большого количества динамических параметров для построения модели геологического объекта не является гарантией надежного прогноза. Поэтому при интерпретации сейсмических данных особенно актуальной является проблема раскрытия системных взаимосвязей между различными характеристиками (структурными, литологическими, петрофизическими и т.п.) среды и сейсмическими волновыми полями. Надежность прогноза и самой модели геологического объекта при системном подходе обеспечивается не количеством вовлекаемых в интерпретацию сейсмических параметров, а установлением и объяснением различных связей между аномалиями этих параметров и геологическим строением среды.
Достоверность геологической модели, формируемой на основе сейсмических данных, во многом зависит от того насколько полно учтены факторы, влияющие на процесс распространения и формирования волн в геологической среде. Исследование системных связей различных характеристик геологической среды и волнового поля на основе физико-геологических моделей с привлечением методов моделирования волновых полей является актуальной научной задачей, имеющей важное практическое значение.
Цель работы
Разработка методов прогноза нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей (ФГМ) в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы и обоснование сейсмических критериев прогноза емкостных характеристик коллекторов на базе ФГМ с использованием математического моделирования волновых полей.
Задачи исследований
1. Исследование системных связей между емкостными, петро-физическими и сейсмическими характеристиками геологической среды.
2. Создание физико-геологических моделей различного типа (обобщенных, частных) для решения задачи прогнозирования емкостных характеристик коллекторов на нефтегазовых месторождениях юга Сибирской платформы.
3. Изучение влияния структурных и геометрических характеристик геологической среды на аномалии динамических параметров волнового поля
4. Физическое обоснование связи сейсмических аномалий со слоистым строением среды и ее нефтегазонасыщенностью. Разработка методов прогноза емкостных свойств горизонтов-коллекторов по аномалиям динамических параметров волнового поля.
5. Изучение причинно-следственных связей различных природных факторов, влияющих на формирование нефтегазовых залежей на основе интегрированной физико-геологической модели.
Фактический материал н методы исследований
Основу работы составляют фактические материалы наземных и скважинных сейсморазведочных работ, проведенных ФГУНПГП «Иркутскгеофизика» в период 1984-2006 г. Для изучения скоростных свойств пород нефтегазоносных горизонтов автором были проанализированы данные акустического каротажа и сейсмокаротажа разведочных и эксплуатационных скважин на Верхнечонской и Ковыктинской площадях. Для исследования влияния слоистого строения среды и петрофизических характеристик нефтегазоносных горизонтов на аномалии динамических параметров волнового поля автором построены обобщенные и частные физико-геологические модели для сейсмогеолошческих условий Непского свода (Верхнечонская площадь) и Ангаро-Ленской ступени (Ковыктинская площадь). Предлагаемые автором методы интерпретации аномалий динамических параметров волнового поля опробованы на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях.
В работе использованы современные литературные данные о геологическом строении и петрофизических свойствах нефтегазовых залежей на месторождениях Восточной Сибири.
Защищаемые научные положения
1. Залежи углеводородов, как конечные продукты функционирования природной нефтегазообразующей системы, обладают набором геологических и геофиз1гаескпх характеристик, физтеская и генетическая взаимосвязь которых наиболее полно раскрывается на основе системно-модельного подхода. Создание многопараметровых физико-геологических моделей нефтегазовых объектов является главным условием повышения эффективности методов прогнозирования продуктивности коллекторов.
2. Волновое поле, как подсистема сейсмических характеристик в физико-геологической модели реальной геологической среды, формируется под влиянием многих других ее подсистем. Аномалии динамических параметров волнового поля одновременно содержат в себе информацию о слоистом строении среды и ее нефтегазонасыщенности. Эффект слоистости, связанный с выклиниванием нефтегазоносных пластов, является геологической помехой существенно снижающей эффективность прогноза нефтегазовых залежей.
3. Моделирование волновых полей на основе физико-геологических моделей является базовым методом анализа внутренней структуры, основных свойств и связей различных характеристик нефтегазоносных объектов. Установленные модельные зависимости между емкостными, петрофизи-ческими и сейсмическими характеристиками среды являются теоретическим обоснованием связи сейсмических аномалий с нефтегазовыми залежами. Метод выделения локальных аномалий, основанный на учете региональных закономерностей в напластовании терригенных пластов позволяет существенно повысить надежность прогноза продуктивности терригенных коллекторов на Непском своде.
4. Интегрированная интерпретация геолого-геофизичсских данных по нефтегазоносному объекту осуществляется на основополагающих принципах причинности и системности путем формирования физико-геологической модели, объединяющей взаимосвязанные составляющие (теплоэнергетическую, структурно-тектоническую, сейсмическую) геологической среды, в которой материально запечетлены процессы различной физической природы, повлиявшие на формирование нефтегазовых залежей.
Научная новизна
1. Интерпретация сейсмических аномалий рассматривается как процесс исследования многофакторных связей между аномалиями динамических параметров волнового поля и различными геологическими факторами. Сейсмические аномалии рассматриваются как интегральные волновые эффекты, в которых фактор нефтегазонасыщенности среды является лишь одним из многих, влияющих на процесс формирования и распространения сейсмических волн.
2. Исследовано влияние слоистого строения среды на аномалии волнового поля и его динамические параметры. Доказано, что составляющая волнового поля, связанная со слоистостью среды, является наиболее сильным
фактором, влияющим на формирование отраженных волн в сейсмогео-логических условиях Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.
3. Дано физическое обоснование сейсмических аномалий. Установлены вероятностные и корреляционные связи между локальными аномалиями динамических параметров волнового поля и емкостными характеристиками нефтегазоносных горизонтов в терригенном комплексе венда - нижнего кембрия.
4. Сформированы физико-геологические модели для сейсмогео-логических условий Верхнечонского и Ковыктинского месторождений. На основе моделей разработаны методы и критерии выделения аномалий волнового поля, связанных с нефтегазонасыщенностыо коллекторов.
Личный оклад
Динамическая обработка и интерпретация 2Б и ЗБ сейсмических данных, построение физико-геологических моделей, математическое моделирование волновых полей и комплексный анализ экспериментальных и модельных геолого-геофизических данных выполнены непосредственно автором.
Практическая значимость
Предложенный системно-модельный подход и методы интерпретации аномалий волнового шля на основе физико-геологических моделей реализованы на практике при обработке сейсмических материалов на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. По сейсмическим данным 2В-МОГТ и ЗБ автором построены физико-геологические модели и прогнозные карты продуктивности горизонтов- коллекторов, вошедшие в «Геолопгаеский проект доразведки Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения » (ОАО «Верхнечонскнефтегаз» 2005 г.) и в отчеты «О результатах сейсморазведочных работ МОГТ, проведенных ФГУНПГП Иркутскгеофизика в центральной и восточной частях Ковыктинского ГКМ» (ООО «Ковыктанефтегаз» 2006 г.). Применение прогнозных карт позволяет оптимизировать схему постановки эксплуатационного бурения. Предложенная методология прогноза нефтегазовых залежей применима во всей Лено-Тунгусской провинции.
Апробация работы
Представленные в диссертации научные и практические результаты докладывались на семинарах и конференциях различного уровня:
-Всероссийская школа-семинар «Геофизика на пороге третьего тысячелетия» (Иркутск, 2002)
-Международная научно-производственная геофшическая конференция (Иркутск, 2003)
-Всероссийская научно-практическая конференция «Пути повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и республике Саха (Якутия)» (Новосибирск, 2006) -Международная научно-практическая конференция «ГЕОМОДЕЛЬ» (Геленджик 2003, 2004, 2005, 2006, 2008)
Публикации
По теме диссертации опубликовано 20 статей и 6 тезисов докладов.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Содержит 201 страницу текста, включая 2 таблицы, 52 рисунка и список литературы из 134 наименований.
Благодарности
Автор благодарен завкафедрой прикладной геофизики и геоинформатики ИрГТУ профессору А.Г. Дмитриеву за помощь и ценные советы в процессе работы над диссертацией. За поддержку и сотрудничество в обсуждении различных вопросов автор выражает благодарность д.т.н. Г.А. Шехтману, директору Геоинформцентра ФГУНПГП «Иркутскгеофизика» В.В.Вороланову, начальнику ОСП М.М. Исакову.
Автор благодарит ст.геофизика Геоинформцентра Л.А. Кочемазову за сотрудничество и помощь при обработке и интерпретации сейсмических данных.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ИНЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЮГА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
В первой главе рассматриваются особенности геологического строения осадочного чехла Сибггрской платформы, дается характеристика резервуаров нефти и газа и оценка возможностей геофизических методов в решении задачи прогноза и поисков нефтегазовых залежей.
Геологические особенности условий образования и сохранности залежей нефти и газа на Сибирской платформе выражаются в следующем:
1. Осадочные бассейны нефтегазовых областей выполнены многократным переслаиванием терригенных, карбонатных, солевых и вулканогенных образований, что предопределило высокую дифференцированность скоростного сейсмического разреза осадочного чехла.
2. Трапповый магматизм, широко проявленный в форме субгоризонтальных сштлов, субвертикальных секущих тел (даек и штоков) и вулканических аппаратов (туфовых трубок), произвел деструктивное действие, как в части инициирования процесса засолонения коллекторов, так и перетоков углеводородных флюидов из нижней в верхние части разреза.
3. Имеет место высокая степень изменчивости коллекторских свойств терригенных и карбонатных отложений не только в региональных структурах, но и в пределах нефтегазовых месторождений.
На юге Сибирской платформы наибольшие перспективы нефтегазо-носности связаны с двумя областями - Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской, входящими в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.
Непско-Ботуобинская область в структурном отношении соответствует одноименной антеклизе, в центре которой выделяется Непский свод. В пределах области открыты Среднеботуобинское, Верхневилючанское, месторождения в ловушках структурного типа; Марковское и Ярактинское месторождения - в литологаческих ловушках. К настоящему времени на Непском своде разведаны и готовятся к эксплуатации Верхнечонское, Даниловское, Дулисьминское, Ярактинское нефтегазоконденсатные месторождения.
Ангаро-Ленская нефтегазоносная область находится в южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Нефтегазоносными являются терри-генная нижнемотская подсвига венда и карбонатные породы нижнего кембрия. В вендском резервуаре открыты промышленные залежи газа на Братском и Атовском месторождениях. В центральной части Ангаро-Ленской НГО ведется доразведка и готовится к эксплуатации крупнейшее в Сибири по запасам газа Ковыктинское месторождение.
Выявленные на территории Сибирской платформы залежи углеводородов по характеру структурного контроля традиционно группируются в два основных ряда - антиклинальные и неантиклинальные. В пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции наиболее широкое распространение имеют залежи неантиклинального типа, которые в структурном отношении контролируются моноклинальными склонами положительных структур I и II порядков. Типичными примерами являются залежи терригенных горизонтов Марковского, Ярактинского, Аянского, Дулисьминского месторождений, расположенных на юго-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы. К этому же классу неантиклинальпых ловушек относится залежь Ковыктинского месторождения, расположенная на моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени. Определяющим в контроле неантиклинальных залежей является литологический фактор.
На юге Сибирской платформы залежи У В пространственно локализуются в структурах различного типа: антиклинальных и сводовых поднятиях, моноклиналях и в зонах лигологического выклинивания. Широкий спектр нефте-газовмещающих структур и региональное развитие солевых экранирующих толщ объективно выдвигает в число первостепенных задачу выявления высокоемких коллекторов. Наиболее эффективным и экономичным методом прогнозирования емкостных свойств коллекторов является сейсморазведка.
В последние годы основные объемы геолого-геофизических исследований (сейсморазведка МОГТ, объемная сейсморазведка 30, многоволновая сейсморазведка, глубокое бурение с комплексом ГИС) сосредоточены главным образом на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. На этих месторождениях ставится задача создания надежных физико-геологических моделей, на основе которых можно вести их доразведку и эксплуатацию.
На этапе поисково-разведочных работ (1980-1990 г.) комплексирование сейсморазведки и электромагнитных методов (ЗСБ, ДНМЭ), позволило подготовить для глубокого бурения большое количество объектов, получивших название «аномалия типа залежь» (АТЗ). Вместе с тем накопленный опыт поисковых и разведочных работ на месторождениях и АТЗ показал, что главной причиной ошибок в методологии «прямого прогнозирования» и подготовки АТЗ является то, что выделение АТЗ опирается на формальные критерии выделения геофизических аномалий, а не на системный анализ связей различных параметров геофизических полей с реальными залежами.
В 1985-1990 г.г. с переходом на цифровую регистрацию и обработку сейсмических данных сформировалось новое направление, получившее название «прогнозирование геологического разреза» (ИГР). Возросшая разрешенность сейсмических разрезов и детальный анализ энергетических и частотных характеристик отраженных волн, позволили достичь значительного прогресса в прогнозировании коллекторских свойств нефтегазовых залежей.
В последнее десятилетие все большее применение находят новые методы и технологии прогнозирования резервуаров, которые образовали направление под названием «амплитудная инверсия». Это направление объединяет различные методы преобразования сейсмических волновых разрезов в фильтрационно-емкостные свойства среды. Параметрические модели нефтегазовых залежей, созданные путем инверсии, представляют собой объемное распределение (глубинные разрезы, кубы) емкости, пористости, проницаемости и других свойств пород. Однако следует заметить, что нередко количественные оценки емкостных свойств пород, полученные на основе их корреляционных связей с сейсмическими параметрами, вносятся в параметрическую модель без указания доверительных интервалов изменения их значений. Внешне такие детальные модели выглядят очень привлекательно, но при проверке их глубоким бурением оказывается, что прогнозируемые характеристики резервуара очень далеки от реальных и модель является малонадежной.
Успешное решение задачи прогноза может быть найдено на основе системного анализа физической природы сейсмических волн, которые в реальной геологической среде формируются под влиянием множества различных факторов. Такой анализ требует оценки реальных возможностей сейсмического метода исследований в прогнозировании нефтегазовых залежей.
2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПО СЕЙСМИЧЕСКИМ ДАННЫМ
На юге Сибирской платформы осадочный чехол представляет собой высокоскоростную среду, главной особенностью которой является тонкая слоистость и сильная дифференциация осадочных пород по акустическим жесткостям. Средний перепад скорости на границах солей, карбонатных и терригенных пород составляет 1500м/с. Такая высокая контрастность тонкослоистостого осадочного чехла определяет существование в разрезе
многочисленных отражающих границ, расположенных близко друг от друга и порождающих большое число отраженных волн. В Восточной Сибири при средней скорости в осадочном чехле 5000 м/с, разрешающая способность сейсморазведки значительно ниже по сравнению с низкоскоростным разрезом западносибирского региона.
Методология прогноза нефтегазовых залежей базируется на системном подходе и включает два важнейших элемента: системный анализ и модельные построения. Необходимость системного подхода к разработке методов прогнозирования залежей УВ по сейсмическим данным определяется тем, что сейсмические волны являются интегральным отображением реальной геологической среды и на пути своего распространения формируются под влиянием многих физических факторов, обусловленных системными связями между ее геометрическими, геологическими, петрофизическими, физико-механическими, упругими и многими другими характеристиками.
В 1997 году О.К, Кондратьев предложил оценивать возможности сейсморазведки в прогнозировании коллекторских свойств пород на основе информационной схемы связи геолош-геофизических параметров среды (рис.1).
Параметры продольных отраженных волн
Рис. 1 Информационная схема связи геолого-геофизических параметров (по Кондратьеву O.K.)
С позиций системного анализа, в этой схеме выделяются три подсистемы (волновое поле, физико-механические параметры, геологические параметры), которые обладают многофакторными взаимными связями и образуют целостную систему свойств геологической среды.
«Прямой» переход от сейсмических параметров волнового разреза к коллекторским свойствам пород является ненадежным и опасным методическим приемом, т.к. поиск «прямых» корреляционных связей между ними практически отвергает физическое обоснование сейсмических аномалий, связанных со скоплениями углеводородов. В рамках рассматриваемой схемы это означает нарушение принципов целостности и иерархичности системы, которое заключается в полном игнорировании подсистемы физико-механических параметров, являющейся связующим звеном между коллекторскими свойствами среды и базовыми параметрами волнового разреза. Поэтому с позиций системного анализа не имеет смысла заниматься детальными исследованиями коллекторских свойств геологического объекта, не имея представления о его форме и внутренней структуре. Такое представление дают физико-геологические модели , которые выступают как средство исследования реально существующих объектов, позволяют определить их форму, пространственное положение, интегральный вещественный состав связи и отношения геологических тел и их физических характеристик. С другой стороны модель рассматривается как основа синтеза и интеграции сложного и неоднородного по информативности и глубине проработки эмпирического материала.
Под физико-геологической моделью (ФГМ) объекта прогноза, поиска и разведки понимается вычлененная по резкостным физическим границам из окружающей среды интегрированная совокупность геологических тел, аппроксимирующая форму, размеры, структуру и вещественный состав реальных геологических образований и отражающая их система физических полей.
Для типизации объектов поисков и интерпретации геофизических данных, в качестве основного геолого-геофизического элемента предложен структурно-вещественный комплекс (СВК), как сквозное понятие любого иерархического уровня, диалектически связывающее в интегральном виде вещество, форму и структуру. Под СВК понимается совокупность геологических образований, квазиоднородных по физическим характеристикам. Пространственно-геометрические формы СВК определяются по границам резких изменений физических свойств геологических образований, а вещественный состав - по петрофизическим данным.
При построении моделей различного типа по сейсмическим данным взаимоотношение между геологической средой и волновым шлем устанавливается на уровне понятий сейсмический (волновой) разрез - геологический разрез. Такое взаимоотношение подразумевает, что в процессе интерпретации характеристики сейсмического разреза должны быть преобразованы в характеристики геологического разреза. Сейсморазведка сегодня обладает большим арсеналом интерпретационных систем и технологий для проведения таких преобразований на основе корреляционных связей различного типа (от
простых линейных регрессий до многомерного факторного анализа и распознавания образов). Однако практический опыт показывает, что далеко не всегда связи между сейсмическими и геологическими характеристиками могут быть установлены с высокой степенью надежности.
Причиной неудач и ошибочных действий в установлении этих связей является игнорирование их многофакторного характера. Поэтому обратная задача преобразования сейсмического разреза в геологический разрез должна решаться на основе системного подхода, когда сейсмический волновой разрез рассматривается в качестве подсистемы, в которой ее сейсмические характеристики являются результатом взаимодействия волн со всей совокупностью геологических характеристик среды. Иначе говоря, подсистема «сейсмический разрез» представляет собой часть единой геологической системы и связана с другими ее подсистемами. Эта связь осуществляется на уровне структурно-вещественного комплекса, который является главным системообразующим элементом в физико-геологаческой модели.
Методолопи прогноза нефтегазовых залежей по сейсмическим данным на основе физико-геологических моделей позволяет реализовать весь комплекс разнообразной геолого-геофизической информации о прогнозируемом объекте и включает три последовательных этапа исследований: 1 - создание физико-геологической модели, 2 - выделение сейсмических аномалий, связанных с залежами углеводородов, 3 - интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных и прогноз продуктивности коллекторов.
Результаты анализа геологического строения осадочного чехла и его сейсмогеологической характеристики приводят к выводу о том, что создание многоиараметровых физико-геологических моделей нефтегазовых объектов является главным условием повышения эффективности методов прогнозирования продуктивности коллекторов.
3. ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕКИЕ МОДЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЪЕКТОВ В ЮЖНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Построение физико-геологических моделей рассматривается на примере двух крупных нефтегазоносных площадей - Верхнечонской и Ковыктинской, которые включают одноименные месторождения.
Верхнечриская площадь расположена в центральной части Непского свода и за последние двадцать лет хорошо изучена глубоким бурением и сейсморазведкой МОГТ. Плотность сейсмических профилей отвечает масштабу 1:100 ООО. Основные активные запасы нефти и газа на месторождении связаны с песчаниковыми пластами верхнечонского горизонта (Вю-верхний и В)3-нижний).
Вся совокупность данных о всрхнсчонском горизонте представлена в виде петрофизической модели, которая состоит из трех последовательно связанных подсистем различных характеристик геологической среды.
Подсистема геологических характеристик дает представление о литологии и вещественном составе пород, слагающих верхнечонский горизонт. Различия в геологических характеристиках пород в этой подсистеме прослеживаются на качественном уровне и не могут быть описаны колгяественно. Причиной этих различий являются условия осадконакопления (генезис) и эпигенетические изменения (засолонение) терригенных отложений.
Подсистема петрофизических характеристик наследует отличительные черты геологических характеристик, которые прямым образом отображаются в целом ряде параметров этой подсистемы: эффективной толщине, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности песчаников. Связь с предыдущей подсистемой здесь устанавливается на логическом уровне, путем сопоставления петрофизггческих характеристик породы с ее геолопгческлм описанием.
Подсистема физико-механических и упругих характеристик верхне-чонского горизонта содержггг в себе параметры, которые являются следствием изменения его петрофизических свойств и играют ключевую роль в парамет-рггческой интерпретации сейсмических данных. В решении обратной динамической задачи на основе этих параметров создаются различные методы и технологии определения петрофизических характеристик коллекторов.
Важную роль в петрофизической модели играют установленные зависимости между отражательными, скоростными и емкостными характеристиками верхнечонского горизонта. Автором проведено исследование пластовых скоростей продольных волн в верхнем и нижнем пластах песчаников верхнечонского горизонта. Результаты этого исследования показали, что увеличение коэффициента пористости (К„) до 18% и коэффициента нефтегазонасыщенности (Кнг) до 90% приводит к снижению скорости в верхнем пласте на 20% (от 5000 до 4000 м/с). Аналогичное распределение значений скорости наблюдается и для нижнего пласта. Увеличение Кп и К„. в этом пласте в понижает скорость от 4600 до 4200 м/с. Установленные зависимости являются связующими звеньями между подсистемами петрофизических и физико-механических характеристик и позволяют дать физическое толкование возникающих в волновом поле аномальных эффектов, которые могут быть обнаружены сейсморазведкой.
По определению, летрофизическая модель является неотъемлемой частью физико-геологической модели исследуемого объекта, и не может существовать без описания формы и размеров тех геологических тел, в которых установлены зависимости и связи между их различными характеристиками и подсистемами. Если в петрофизической модели главным является установление связей между подсистемами различных характеристик нефтегазоносного объекта, то в физико-геолопгческой модели важным становится установление принадлежности этих связей к ее конкретным геологическим элементам.
Обобщенная физико-геологическая модель подсолевого комплекса осадочного чехла, созданная на основе данных сейсморазведки глубокого бурения и ГИС отображает главные закономерности залегания структурно-вещественных комплексов. По своему физическому содержанию она наследует все свойства петрофизической модели, но уже в интегрированной форме отражает связи петрофизических и емкостных характеристик в верхнечонском горизонте.
Детальная физико-геологическая модель подсолевого комплекса, построенная на основе данных глубокого бурения, акустического каротажа и сейсмокаротажа, включает в себя собственно геологическую (пластовую) модель и модель волнового поля, рассчитанную на основе пластовой модели.
Модельный геологический разрез пересекает месторождение с юго-востока на северо-запад вкрест линии выклинивания песчаных пластов верхне-чонского горизонта. Структурные характеристики пластов (углы и градиенты наклона геологических границ, их протяженность) с высокой степенью точности соответствуют реальным геологическим границам. Каждый пласт геологического разреза характеризуется лигологическим составом слагающих его пород и скоростью продольных волн, которая изменяется по латерали.
Модель поля отраженных волн рассчитана в предположении вертикального падения волнового фронта, который на пути своего распространения реагирует только на изменения импедансов на физических границах слоев и пластов. Она наследует основные характерные черты пластовой геологической модели и отображает геологические границы в диапазоне частот 30-70 гц, стандартном для временных разрезов МОГТ на Верхнечонском месторождении.
На основании модельных зависимостей между средней пластовой скоростью, коэффициентами отражения и емкостью Преображенского горизонта установлена физическая природа сейсмических аномалий. Эффект аномального понижения амплитуд Преображенского горизонта имеет надежную связь с улучшением его коллекторских свойств. Эта связь представляет собой цепочку причинно-следственных соотношений между геологическими (эффективная толщина, пористость, емкость), физическими (скорость, коэффициенты отражения) и сейсмическими (амплгггуда) параметрами Преображенского горизонта и может быть использована для выделения перспективных амплитудных аномалий на временных разрезах МОГТ.
Модельные исследования амплитудных характеристик отражений в терригенном комплексе осадочного чехла показали, что амплитудные аномалии не всегда имеют надежею связь с его продуктивностью. В зоне наибольшей толщины (50-60 м) терригенного комплекса, где расположены скважины с промышленными притоками нефти, амплитудные характеристики отраженных волн соизмеримы и даже меньше соответствующих амплитудных характеристик на непродуктивных скважинах, расположенных в зоне выклинивания пластов песчаников и аргиллитов , где их суммарная толщина изменяется в пределах от 25 до 30 м. Выявленная закономерность позволяет утверждать, что в пределах Верхнечонского месторождения существует волновой эффект,
связанный со слоистым строением терригенного комплекса. Причем этот эффект по своей силе может быть соизмерим и далее превосходить эффект от насыщения среды углеводородами.
Оценить влияние слоистости в рамках детерминированной модели не представляется возможным, т.к. при всей ее детальности и достоверности она содержит слишком много взаимозависимых и одновременно изменяющихся переменных. Поэтому для исследования влияния слоистости на процесс формирования отраженных волн создана специальная физико-геологическая модель, которая позволяет ответить на вопрос: существует ли связь между закономерными изменениями слоистого строения среды и изменениями динамических характеристик волнового поля?
Постановка задачи для ответа на этот вопрос основывается на двух базовых принципах:
1. Геологическая среда, формирующая волновое поле, может быть описана двумя группами свойств. Первая группа свойств характеризует вещественный состав, составляющих ее элементов (пластов). В нее входит большой набор взаимосвязанных геологических, петрофизических параметров (скорость, плотность, пористость, проницаемость, флюидонасыщенность и т.п.). Вторая группа свойств описывает геометрический образ объекта исследований. Это толщина пластов, углы и градиенты наклона геологических границ слоев и пластов.
2. Физические параметры, определяющие акустические свойства на границах пластов (скорость и плотность) внутри самих пластов не изменяются. Геометрические параметры геологической среды (толщина пластов, углы и градиенты наклона) переменны в пространстве,
Эта модель относится к классу двуальтернативных ФГМ и обобщает информацию для решения одной конкретной задачи на стадии детальных специализированных исследований сейсмических аномалий различной физической природы. Ее принципиальное отличие от выше рассмотренных моделей заключается в том, что она предназначена только для исследования влияния геометрических свойств среды на динамические (амплитудные и частотные) параметры отраженных волн.
Результаты исследований эффекта слоистости на этой модели показывают, что аномалии динамических параметров волнового поля в пределах Верхнечонского месторождения включают в себя эффект слоистости, связанный с выклиниванием нефтегазоносных пластов. Этот эффект может рассматриваться как региональная составляющая волнового поля в зоне трансгрессивного выклинивания терригенного комплекса осадочного чехла. Аномалии, вызванные этим эффектом, являются серьезной помехой и значительно снижают эффективность прогноза емкостных свойств коллекторов.
Таким образом, динамические параметры волнового поля в сейсмо-геологических условиях Верхнечонского месторождения содержат в себе информацию как о нефтегазонасыщенности, так и о слоистом строении среды. Процесс формирования отраженных волн можно представить как одновременное воздействие двух факторов на распространяющийся в среде сигнал.
Первый фактор связан с насыщением среды углеводородами, а второй фактор с пространственными изменениями слоистой структуры терригенного комплекса осадочного чехла.
Из этого следует, что поле отраженных волн является суммой волновых эффектов различной природы и соответствует общепринятой аддитивной модели геофизического поля. В аддитивной модели результаты измерений поля F(x) представляют собой сумму аномалий и искажающих их помех.
F(x) = £A(x) + K(x) + In(x) где £А(х) - сумма аномалий, связанных с нефтегазонасыщениостью среды К(х) - составляющая наблюденного поля, связанная со слоистостью Уп(х) - сумма помех случайной природы
Составляющая К(х) , связанная со слоистым строением среды, выделена в отдельный элемент волнового поля, как один из наиболее сильных факторов, который носит неслучайный (регулярный) характер и влияет на динамические параметры отраженных волн. Остальными помехами случайной природы £п(х) можно пренебречь и считать, что они значительно ослаблены в процессе обработки МОГТ процедурам! фильтрации и суммирования.
Выделение нефтегазоперспективных локальных аномалий из наблюденного поля сводится к решению задачи разделения полей, когда известным является наблюденное поле, а составляющие его элементы не определены.
На основании результатов модельных исследований установлено, что пространственные изменения региональной составляющей К(х) связаны корреляционной зависимостью с толщиной терригенного комплекса и представляют собой тренд, который может быть определен по значениям амплитудных характеристик отражений, не связанных с нефтегазонасыщениостью исследуемого интервала разреза. Точки наблюденных значений амплитудных характеристик на непродуктивных скважинах являются базовыми точками для расчета тренда. Локальные аномалии амплшудных характеристик, полученные путем вычитания тренда из их наблюденных значений с гораздо большей степенью достоверности отражают продуктивность терригенного комплекса. Все высокодебитные продуктивные скважины с промышленными притоками нефти находятся в пределах высокоамплитудных локальных аномалий, в то время как «сухие» скважины находятся или за их пределами или располагаются в зонах низких значений амплитуд.
Результаты модельных исследований эффекта слоистости доказывают необходимость выделения локальных аномалий для надежного прогноза продуктивности терригенных коллекторов на Верхнечонском месторождении.
Ковыктннскпя площадь находится на юго-востоке Иркутской области и в структурно-тектоническом плане расположена в пределах Ангаро-Ленской ступени. Наиболее изученной является ее центральная часть, где, в основном, сосредоточены скважины в которых проведен комплекс ГИС, а плотность сейсмических профилей отвечает масштабу 1:100 ООО.
Наиболее изученным является подсолевой комплекс. Именно в этом комплексе находятся нефтегазоносные песчаные горизонты: парфеновский,
боханский и безымянный. Среди газоносных песчаных горизонтов своими емкостными характеристиками выделяется парфеновский горизонт, по которому проводится подсчет запасов.
Аномальность физических свойств парфеновского горизонта по отношению к вмещающей среде проявляется в виде зависимости между его интегральными характеристиками: средней пластовой скоростью Уср.(от кровли до подошвы горизонта) и удельной линейной емкостью Еш= Н,ф К„ Кга 100. Эта корреляционная зависимость, установленная автором, показывает, что уменьшение Уср. происходит прямо пропорционально увеличению емкости. Коэффициент корреляции между этими параметрами, равный 0,90, позволяет считать выявленную связь надежной.
Петрофизическая модель парфеновского горизонта включает в себя три подсистемы:
Подсистема геологических характеристик содержит данные о литологии и вещественном составе песчаных пластов. Различие между продуктивными и непродуктивными песчаниками определяется здесь на основе их описательных геологических характеристик.
Подсистема петрофизических характеристик включает в себя различные параметры, которые определяют фильтрационно-емкостные свойства и отображают различия в характеристиках предыдущей подсистемы.
Подсистема физико-механических и упругих характеристик дает представление о том, какие физические эффекты могут возникать при изменении петрофизических характеристик песчаников.
Связь между двумя последними подсистемами устанавливается на уровне корреляционно-регрессионных зависимостей между скоростными и емкостными характеристиками парфеновского горизонта. Эти зависимости являются физическим обоснованием сейсмических аномалий, связанных с газонасыщенностью среды.
Обобщенная ФГМ подсолевого комплекса осадочного чехла, включающая петрофизическую модель, построена на основе данных геофизических исследований скважин и сейсморазведки МОГТ и дает представление о формах залегания его структурно-вещественных комплексов и о связях между скоростными и емкостными характеристиками парфеновского горизонта. Интегральные петрофизические зависимости между средней пластовой скоростью, отражательными свойствами и емкостью парфеновского горизонта характеризуют его как единое геолопгческое тело, которое является аномально низкоскоростным по отношению к вмещающим породам.
Исследования, направленные на изучения внутреннего строения газоносных горизонтов, требуют создания более детальных моделей, на основе которых можно было бы решить проблему связи сейсмических аномалий со скоплениями углеводородов в сложно построенной геологической среде.
Детальная физико-геологическая модель терригенного комплекса созданная на основе данных глубокого бурения и ГИС, представлена геологическим разрезом по линии скважин от юго-западной границы Ковыктиского место-
рождения до его центральной части, временным разрезом отраженных волн, рассчитанным на основе модельного геологического разреза, и разрезом мгновенных амплитуд, являющимся результатом Гильберт-преобразования временного разреза.
На временном разрезе отчетливо выделяется амшипудная аномалия, которая имеет надежную корреляционную связь с емкостными свойствами коллектора. При увеличении емкости от 50 до 240 ус.ед. значения амплитуд возрастают примерно в 2 раза.
Разрез мгновенных амплитуд, полученный путем Гильберт-преобразования временного разреза, рассматривается в качестве некоторой формальной (математической) трансформанты исходного волнового разреза. На разрезе мгновенных амплитуд резче выделяется область их повышенных значений в интервале отражения от парфеновского горизонта над газовой залежью.
Результаты модельных исследований показывают, что физическая природа интегрального повышения амплитуд отражений от парфеновского горизонта имеет ясное логическое объяснение: эффект понижения скорости по мере увеличения емкости коллектора приводит к повышению контрастности его физических границ с покрывающими и подстилающими породами. Повышение контрастности сейсмических границ означает повышение коэффициентов отражения и, следовательно, повышение амплитуд отражений на этих границах. Полученные на модели результаты являются физическим обоснованием для выделения амплитудных аномалий на реальных волновых разрезах с последующим прогнозом емкостных свойств коллекторов.
Наиболее сложным районом для интерпретации амплитудных аномалий на Ковыктинском месторождении является зона сочленения Ковыктинского и Хандинского участков в его восточной части. По данным глубокого бурения и ГИС установлено, что в этой зоне происходит полное замещение коллекторов газоносного парфеновского горизонта на непроницаемые разности.
Детальная физико-геологическая модель газоносного терригенного комплекса для этого района включает в себя геологическую (пластовую) модель и два временных разреза, рассчитанных на основе этой модели.
Временной разрез, рассчитанный в предположении вертикального падения волнового фронта, отображает геологические границы в частотном диапазоне 30-50гц, стандартном для разрезов МОП. Пространственное положение амплитудной аномалии соответствует зоне аномального понижения скорости в парфеновском горизонте.
Временной разрез, полученный на основе упругого волнового уравнения, представляет собой волновую картину, когда отраженные волны формируются под влиянием интерференционного суммирования обменных и поперечных волн. На этом разрезе парфеновский горизонт в значительной степени теряет свою динамическую выразительность и превращается в «размытое» отражение интерференционного типа. Амплитудные аномалии, связанные с газонасыщенностью парфеновского горизонта, здесь имеют менее устойчивый характер
и не отображают плавных изменений физических свойств заданных в геологической модели.
Эти модельные временные разрезы следует рассматривать как два крайних случая возможных результатов обработки сейсмических данных. Первый представляет собой «бесшумный» волновой разрез с полным отсутствием каких-либо помех, и может восприниматься как образец идеального результата обработки. Второй моделирует ситуацию, когда по разным причинам волны-помехи не могут быть подавлены даже самыми современными процедурами обработки и в значительной степени снижают надежность интерпретации.
Обобщая результаты модельных исследований, проведенных на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях, следует особо подчеркнуть, что, несмотря на различия в структурных, вещественных и петрофизических характеристиках нефтегазоносных комплексов осадочного чехла, на этих месторождениях все рассмотренные физико-геологические модели созданы на основе единого подхода, базирующегося на 3-х главных принципах:
1. В основу формирования ФГМ положен принцип расчленения осадочного чехла на структурно-вещественные комплексы, которые имеют контрастные физические границы, соответствующие реальным стратиграфическим и лигологическим границам. Пространственное положение горизонтов-коллекторов определяется по этим границам.
2. ФГМ содержит «физическое обоснование» аномальных волновых эффектов различной природы. Термин «физическое обоснование» включает в себя два неразрывно связанных понятия:
• Петрофизическое обоснование аномальных эффектов, связанных со скоплениями углеводородов, которые проявляются в различных характеристиках геологической среды. Формы представления этой составляющей ФГМ могут быть весьма разнообразны: гистограммы распределения и вероятностные оценки петрофизических и емкостных характеристик коллекторов, уравнения корреляционно-регрессионных зависимостей с оценкой доверительных интервалов, оценки дисперсии и коэффициентов корреляции и т.п.
• Обоснование разрешающей способности сейсмического метода исследований в рамках основополагающих теоретических представлений о физике формирования и распространения сейсмических волн. Это обоснование включает несложные расчеты параметров сейсмических волн (период, частота, длина волны) и тем самым устанавливает граничные условия для решения задачи прогноза емкостных характеристик среды по параметрам сейсмических волн
3. ФГМ, созданные на основе сейсмических данных, обладают свойствами управляемости и полиморфности.
Управляемость модели означает возможность создания и расчета специализированных частных моделей, отображающих изменения отдельных характеристик геологических объектов. Модель для исследования слоистости на Верхнечонском месторождении является наглядным примером того, как решение узкоспециальной прямой задачи помогает найти способ выделения
локальных сейсмических аномалий и установить их связь с емкостными свойствами нефтегазоносного горизонта.
Полиморфность ФГМ неразрывно связана с понятием многовариантности. Свойство физико-математической полиморфности проявляется в многообразии форм волновых полей, рассчитанных в предположении различных вариантов формирования и распространения сейсмических волн, на основе одной и той же геологической (пластовой) модели. Примером этого свойства является моделирование идеального «бесшумного» разреза МОГТ и разреза, осложненного волнами-помехами на Ковыктинском месторождении.
Значимость ФГМ в методологии решения обратной задачи сейсмики заключается в следующем: ФГМ является интегрированной базой геолого-геофизической информации, в которой объединены количественные характеристики различных подсистем геологической среды: петрофизические (пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность, емкость), физические (плотность, скорость, импеданс, коэфф.отражения), структурно-геологические (толщина, протяженность пластов, углы наклона, градиенты погружения). На основе модели устанавливаются связи между подсистемами и производится оценка разрешающей способности сейсмического метода исследований. Корреляционно-регрессионные зависимости, которые описывают связи в математической форме, играют роль передаточных функций, через которые информация об изменениях характеристик одной подсистемы передается в другую подсистему. Такая структура моделей обеспечивает универсальный и системный подход к анализу самой разнообразной геолого-геофизической информации и, что очень важно, позволяет выяснить физическую природу аномальных эффектов, связанных с аккумуляцией углеводородов.
Результаты исследований динамических характеристик волновых полей на основе физико-геологических моделей являются основанием для формулирована положения, на котором базируются методы прогнозирования продуктивности горизонтов - коллекторов.
Волновое поле, как подсистема сейсмических характеристик в физико-геологической модели реальной геологической среды, формируется под влиянием многих других ее подсистем. Аномалии динамических параметров волнового поля одновременно содержат в себе информацию о слоистом строении среды и ее нефтегазонасыщенности. Эффект слоистости, связанный с выклиниванием нефтегазоносных пластов, является геологической помехой существенно снижающей эффективность прогноза нефтегазовых залежей.
4. МЕТОДОЛОГИЯ ПРОГНОЗА ПРОДУКТИВНОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ОСНОВЕ ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ
Моделирование волновых полей в интерпретации сейсмических данных сегодня является вполне самостоятельным и быстро развивающимся направлением научных исследований. Широкий круг геологических задач, решаемых в рамках этого направления, охватывает практически все аспекты моделирования современной технологичной сейсморазведки. В значительно меньшей степени в научной геофизической литературе обсуждаются общие принципы методологии построения моделей по сейсмическим данным, хотя именно они являются основой системного анализа в разведочной геофизике и должны, по крайней мере, не отставать в своем развитии от различных интерпретационных технологий, предназначенных для преобразования волновых полей в фильтрационно-емкостные свойства моделируемого объекта.
Процесс геологического истолкования аномалий, наблюдаемых на сейсмических волновых разрезах и их многочисленных преобразованиях, в атрибуты волнового поля представляет собой сложную и самостоятельную методическую проблему, в которой выделяются две главные задачи, требующие своего решегои:
1 - выделение сейсмических аномалий и их разделение (классификация) на перспективные и неперспективные
2- количественная интерпретация перспективных аномалий и физическое обоснование их связи с нефтегазонасыщенностью горизонтов-коллекторов
Главным методом в решении задачи выделения нефтегазоперспективных сейсмических аномалий является моделирование волновых полей, отображающих изменчивость всей совокупности свойств (геометрических, литоло-гических, петрофизических, емкостных и др.) геологической среды.
Верхнечонское месторождение. Результаты модельных исследований, изложенные в предыдущей главе, убедительно доказывают необходимость выделения локальных аномалий для надежного прогнозирования продуктивности терригенных коллекторов.
Для практического использования модельно-ориентированного подхода к выделению сейсмических аномалий автором был проведен анализ амплитудных характеристик отражений вблизи всех непродуктивных скважин Верхнечонского месторождения. Результаты этого анализа представлены в воде эмпирических зависимостей (трендов) амплитудных характеристик от толщины терригенного комплекса осадочного чехла. Тренды для каждой амплитудной характеристики определены в виде детерминированной аналитически заданной
по форме и параметрам функцией и представляют собой полиномы второй степени. Сопоставление модельных и эмпирических зависимостей показывает, что они практически одинаково отображают закономерное уменьшение значений амплитудных характеристик в зоне выклинивания терригенных пластов.
Результаты практической реализации рассмотренного метода выделения локальных сейсмических аномалий представлены на рис.2 в виде карт восточной части Непского свода на территории общей площадью 9000 кв.км.. Визуальный анализ этих карт показывает, что пространственное распределение локальных аномалий на территории исследований хорошо согласуется с данными глубокого бурения. В центральной части этих карт выделяется обширная высокоамплитудная аномалия, которая полностью закрывает всю террггторию Верхнечонского месторождения.
Количественная оценка эффективности применения метода выделения перспективных аномалий выполнена на основе сопоставление карт наблюденных и локальных амплитудных аномалий с данными глубокого бурения. Вероятностные оценки, сделанные на основе этих карт, разделены по градациям аномалий на основе общепринятого критерия трех стандартов и соответствуют шкалам их значений на картах (Аф - фоновое значение, стандартное отклонение от фонового значения амплитуд, где В - дисперсия амплитуд). Вероятность обнаружения продуктивного коллектора (Р) определяется как отношение количества продуктивных скважин к общему количеству скважин в пределах каждой градации. Анализ вероятностных оценок показывает, что по мере повышения граничного уровня аномалий прослеживается тенденция к увеличению вероятности обнаружения продуктивного коллектора. Однако вероятностные оценки для карт наблюденных и локальных аномалий существенно различаются.
Повышение граничного уровня аномалий от Аф+Б до Аф+2Б на карте наблюденных аномалий не приводит к существенному увеличению их вероятностной связи с нефтегазонасыщенным коллектором. На карте локальных аномалий, при переходе от градации Аф+Б к Аф+2Б, вероятность обнаружения продуктивного коллектора возрастает более чем в 1,5 раза. Высокоамплитудные локальные аномалии А>Аф+28 имеют значительно более высокую вероятностную связь (0,95) с продуктивными коллекторами, чем наблюденные аномалии (0,75).
На основании сравнительного анализа вероятностных оценок наблюденных и локальных аномалий можно сделать вывод о том, что методика выделения локальных аномалий, основанная на учете региональных закономерных изменений в напластовании терригенных отложений, оказывается эффективным инструментом для прогноза продуктивности коллекторов не только на самом Верхнечонском месторояэдении, но и на сопредельных территориях.
Ш;Р.ЧПЕЧОПСКЛЯ ПЛОЩАДЬ Карта локальных аномалий
Шкала значсннй Аер.ыицр (уе.сд.) А < О
О < А < 1000
; 1(100 < А < 2000
А > 200«
ВЕРХНЕЧОЯСКАЯ ПЛОЩАДЬ Карта локальных аио.малпн аг.шлщуд отражений на границе фуидямшш -Ф
Шкала ¡натсиий Асраошдр (ус.сд.)
та
А < 0
О < А < ШОО 1000 < А < 2000 А >21100
^^ Лноча.тп: 1-Иерхнечоиск№н, 2~В:»кумайск>Ш1, 3-ЙП1йли»кч«ш
Рис.2 Локальные амплитудные аномалии Восточной части Непского свода
Ковыктннское месторождение. Анализ волновых полей на основе физико-геологических моделей показал, что амплитудные аномалии отраженных волн имеют достаточно надежную связь с газонасыщенностью парфеновского горизонта. Практическим результатом подтверждения этой связи является карта амплитудных аномалий парфеновского горизонта на Ковыкгинском месторождении (рис.3). Контур амплитудной аномалии по граничному значению А > 4000 ус.ед. «закрывает» примерно 90% площади месторождения. Объективное представление о перспективности выделенной амплитудной аномалии дают вероятностные оценки ее связи с продуктивностью парфеновского горизонта. Граничное значение «фона» (Аф=3000ус.ед) определяет котпуры перспективной площади, за пределами которой вероятность обнаружения продуктивного коллектора равна нулю. Повышение граничного аномального уровня до Аф+S приводит к резкому увеличению вероятности до 0,8. При переходе к следующим градациям более высокого аномального уровня вероятность увеличивается и достигает практически предельного значения, близкого к 1,0. Здесь следует заметить, что в пределах Ковыктинской площади находится только 2 скважины в которых коллектор отсутствует. При расчете вероятностей автор относил к разряду непродуктивных все скважины, в которых эффективная толщина коллектора оказалась менее 5 м, а коэффициент пористости менее 10%.
Приведенные результаты вероятностного анализа на Верхнечонском и Ковыкгинском месторождениях доказывают наличие достаточно надежной связи между сейсмическими аномалиями и продуктивностью нефтегазоносных горизонтов. Однако эта вероятностная связь не дает объяснения таким фактам, как попадание непродуктивных скважин в контур высокоамплитудных перспективных аномалий (ошибки первого рода) и наличие продуктивных высокодебитных скважин в области неперспективных аномалий (ошибки второго рода). Эти факты заставляют сдержанно отнестись к результатам вероятностного анализа и обратиться к исследованию физической природы сейсмических аномалий.
В научно-технической литературе и петрофизических справочниках приводятся данные о различных связях между величинами изменения физических параметров осадочных пород и их емкостными свойствами. В диссертации эти связи рассматриваются на уровне взаимодействия двух ее подсистем:
1. Подсистема физико-механических и упругих характеристик включает: плотность, скорость, импеданс, коэфф.отражения, коэфф.сжатия (Пуассона), поглощение.
2.Подсистема петрофизических характеристик включает: пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность, емкость.
(юдшггансодк мксгигдокдаиш
Карга анана.ш'й ампатуз отражений (А) иарфэтшккига горвювта
Шкала шачевцй ам*дт>я<яраж*ний А (услал ' л « :«Н|в
.. ?ЙИ> « Л « 41»!
: : . ; ] л 50ДО
Л > 5Ш
ЛщП*Н «»,№.11.1101(1 ирофн ЛЯ _| Клш.жл инскшЧ лпноипопный у[Шй
? Ссйшв'юскай куб Л»
Рис.3 Аномалии амплитуд отражений парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении
Общеизвестные корреляционные связи этих подсистем, (скорость-пористость, плотность-пористость, скорость-нефтенасыщенность, скорость-плотность) широко используются в интерпретации аномалий сейсмических параметров волнового поля. При этом сам факт существования этих связей часто отождествляется с физическим обоснованием аномальных эффектов, возникающих на сейсмических волновых разрезах, а некоторые корреляционные зависимости используются с нарушением принципа иерархичности при построении емкостных моделей нефтегазовых залежей. Иерархическая организация всех выше рассмотренных физико-геологических моделей, предусматривает выделение в них трех уровней системных элементов:
Первый уровень - это однородные слои пород-коллекторов, толщина которых составляет 1-5 м. Для этих слоев на образцах керна определяются литологический состав пород, их общая и открытая пористость, абсолютная проницаемость, свойства насыщающих флюидов и связи между физическими характеристиками, измеряемыми геофизическими методами (интервальное время, скорость, плотность, электрическое сопротивление радиоактивность) и емкостными характеристиками пород. Характерной особенностью этих корреляционных зависимостей являются очень высокие коэффициенты корреляции (более 0,9).
Второй уровень - пласты пород-коллекторов, имеющие слоистую структуру, толщина которых составляет первые десятки (20-30) метров. В границах этих пластов устанавливаются более «грубые» связи между их осред-ненными (средневзвешенными) петрофизическими и емкостными характерис-
тиками. Эмпирические зависимости средней скорости от пористости, нефте-газонасыщенности и емкости, установленные автором для пластов песчаников верхнечонского и парфеновского горизонтов, являются примером таких связей.
Третий уровень - нефтегазоносные горизонты (СВК) , включающие в себя пласты различной литологии, и имеющие толщину болееЗО метров. Связь между их петрофизическими и емкостными характеристиками устанавливается на уровне интегральных параметров. В рассмотренных ФГМ к связям такого рода относятся зависимости средней скорости и отражательных свойств среды от емкости нефтегазоносных горизонтов на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях.
В высокоскоростном тонкослоистом разрезе осадочного чехла на юге Сибирской платформы геологические тела первого и второго уровня (слои и пласты) из-за ограгаиенной разрешающей способности сейсморазведки лишь в редких случаях могут выступать в качестве самостоятельных объектов исследований. Поэтому практическую значимость в решении обратной задачи сейсмики имеют связи, установленные для геологических тел третьего уровня. Наибольший интерес представляют связи аномалий сейсмических параметров с емкостными свойствами нефтегазоносных горизонтов. Такие связи установлены автором на исследуемых месторождениях.
Амплитуда локальных аномалий на Верхнечонском месторождении связана прямой корреляционной зависимостью с емкостью песчаников. Границы интервалов с доверительной вероятностью 90% и высокие коэффициенты взаимной корреляции (0,87 и 0,89) позволяют сделать вывод о тесной связи между сопоставляемыми параметрами. В комплексе с модельными и эмпирии-ческими зависимостями средней скорости от тех же емкостных свойств (Нэф., Кпор., Емк) эти данные позволяют установить физическую природу интегрального эффекта повышения амплитуд отражений в виде логической последовательности причинно-следственных связей между петрофизическими, физико-механическими и сейсмическими характеристиками среды: эффект понижения скорости по мере увеличения емкостных характеристик (Н,ф., К»,.) коллекторов, приводит к повышению контрастности их физических границ с покрывающими и подстилающими породами. Повышение контрастности физических границ означает повышение отражательной способности (коэфф. отражения, импеданс) и, следовательно, повышение амплитуд отражений на этих границах.
На Ковыктинском месторождении объяснение физической природы амплитудной аномалии дается с точки зрения ее соответствия общим геологическим закономерностям в распределении емкостных свойств парфеновского горизонта.
Автором проведен анализ распределения Н,ф. и Кпор. парфеновского горизонта в градациях амплитудных аномалий. Для градации (3000<А<4000) характерен очень широкий диапазон значений эффективной толщины (от 0,5 до 24 м) и коэффициента пористости ( от 6 до 16%). В то же время, суммарная вероятность обнаружения коллектора с эффективной толщиной более 15 м
здесь достаточно высока и составляет 0,8. В градациях высокоамплитудных аномалий ( <4000<A<5000, А>5000 ) диапазон изменения Н,ф. также очень широк, но при этом его нижняя граница не опускается ниже 7 метров. Коэффициенты пористости имеют высокие значения (10%) с вероятностью 1,0. Главной особенностью высокоамгоппудных аномалий является то, что два главных параметра Н,ф. и Кпор.. которые определяют емкость коллекторов, имеют устойчивые нижние пределы (Нэф. не менее 7 м и Кпор. не менее 10%) со значением вероятности более 0,9.
Несмотря на высокий уровень вероятностных оценок амплитудных аномалий, необходимо отметить следующее. Сопоставление диапазонов изменения коллекторских свойств парфеновского горизонта и амплитуд сейсмических аномалий показывает, что они существенно различаются. Эффективная толщина и емкость могут изменяться в десятки раз, в то время как относительные изменения амплитуд сейсмических аномалий не превышают 50% (от 4000 до 6000 усл. ед.). Именно поэтому на Ковыктинском месторождении не удается получить функциональную зависимость амплитуды от емкости.
Главный вывод, который следует из результатов вероятностного анализа и модельных исследований волновых полей на Ковыктинском месторождении заключается в том, что амплитудные аномалии парфеновского горизонта имеют надежную связь с его емкостными характеристиками. Физическая природа амплитудных аномалий связана с эффектом понижения скорости сейсмических волн в газонасыщенных пластах песчаников.Результаты исследований сейсмических аномалий на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях, дают основание для следующего вывода:
Моделирование волновых полей на основе физико-геологических моделей является базовым методом анализа внутренней структуры, основных свойств и связей различных характеристик нефтегазоносных объектов. Установленные модельные зависимости между емкостными, петрофизическими и сейсмическими характеристиками среды являются теоретическим обоснованием связи сейсмических аномалий с нефтегазовыми залежами. Метод выделения локальных аномалий, основанный на учете региональных закономерностей в напластовании терригенных отложений, существенно повышает эффективность прогноза емкостных свойств коллекторов.
5. ИНТЕГРИРОВАННАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФШИЧЕСКИХ ДАННЫХ
В современной научной литературе объединение разнородных геолого-геофизических данных в единую целостную модель получило название «интегрированная интерпретация». Интегрированная интерпретация является процессом, а не технологией, потому что процесс - это совокупность последовательности действий для получения результатов, а не совокупность методов,
осуществляемых в процессе производства, при котором эти результаты получают (Зайченко В.Ю., 1997).
Современные технологии обработки и интерпретации сейсмических данных позволяют создавать детальные параметрические модели пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и др. свойств коллекторов. Однако несмотря на многофакторную зависимость параметров волнового поля от многих геологических характеристик пород (гранулометрический состав, глинистость, засолоненность, пористость, проницаемость и др.) для построения моделей используются однофакгорные корреляционные уравнения связи только с одним искомым параметром геологической среды. Таким образом, параметрические модели отдельных петрофизических свойств коллекторов, созданные на основе сейсмических данных и ГИС, чаще всего не содержат никакой информации об истории формирования и структурно-тектоническом строении нефтегазовых залежей и не могут считаться самодостаточными. Представляется очевидным, что успешное прогнозирование емкостных характеристик коллекторов возможно только на основе интегрированной интерпретации всех имеющихся геолого-геофизических данных о строении месторождения.
Главным положением интегрированной интерпретации является утверждение о том, что точность и надежность сейсмического прогноза обеспечивается созданием интегрированной многопараметровой физико-геологической модели, основанной на системном анализе многих природных факторов, влияющих на формирование нефтегазовых залежей. В интегрированной модели различные типы данных (структурно-тектонических, потенциальных физических полей, сейсмических, ГИС, петрофизических) рассматриваются как взаимосвязанные подсистемы. Все факторы в этих подсистемах равновероятны и равнозначны в своем влиянии на формирование сейсмических аномалий.
Интегрированная интерпретация сейсмических аномалий рассматривается на примере многопараметровой физико-геологической модели Верхне-чонского месторождения. Многолетний опыт геолого-геофизических исследований на Верхнечонском месторождении свидетельствует о том, что нефтегазовые залежи характеризуются сложным строением резервуаров и невыдержанностью емкостных свойств коллекторов, как за счет изменения литологии пород, так и за счет засолонения их порового пространства. Причины и механизм возникновения этих природных явлений и сегодня остаются малоизученными, хотя именно они в конечном итоге определяют фильтрационно-емкостные свойства нефтегазоносных горизонтов.
Установлено, что главной и практически единственной причиной регионального засолонения коллекторов на Непском своде, является термобарический метаморфизм рассолов (снижение температур и давлений), который в значительной степени активизируется тепловым воздействием интрузивных магматических тел, внедрявшихся в осадочный чехол.
Интегрированная ФГМ представляет собой систему взаимосвязанных элементов (составляющих) геологической среды, которые включают явления и
процессы различной физической природы, происходившие во время формирования нефтегазовых залежей. Теплоэнергетическая составляющая ФГМ
Уникальное по своим размерам скопление УВ на Верхнечонском месторождении обусловлено действием двух теплоэнергетических факторов: первый фактор связан с глубинным диапиром пород основного-ультраосновного состава, второй - с зоной структурно-вещественного преобразования земной коры, производимого поднимающейся флюидно-магматической колонной. Глубинный диапир выделяется при пространственном совмещении положительных магнитных (до 700 нТл ) и гравитационной ( до 15 мгл ) аномалий, которые соответственно обусловлены высокой намагниченностью и плотностью основных и ультраосновных пород. Большой теплоэнергетический потенциал диапира определяется его объемом, превышающим 10 ООО км1.
Зоны повышенной электропроводности, выделяемые по данным глубинных магшгго-теллурических зондирований, рассматриваются как результат отмеченного выше структурно-вещественного преобразования земной коры. Верхнечонская проводящая геоэлеетрическая неоднородность имеет глубину до верхней кромки - 10 км, мощность по вертикалн-20 км, проводимость 50 000 См. Контур зоны повышенной электропроводности перекрывает 75% площади контура диапира.
Глубинные разломы и флюидно-магматическая колонна формируют зону повышенной проницаемости, по которой распространяется глубинный флюидный поток и тепловая энергии, которая может обеспечить высокую степень катагенетических преобразований органического вещества в отложениях венда-кембрия.
Структурно-тектоническая составляющая ФГМ
Структурно-тектоническая модель подсолевого комплекса осадочного чехла включает структурные поверхности опорных сейсмических горизонтов и разломы, разделяющие осадочный чехол на ряд структурно-тектонических блоков. Сопоставление структурных поверхностей подсолевого комплекса показывает, что все они обладают высокой степенью унаследованности не только в региональном плане, но и в отдельных локальных структурных элементах. Структурно-тектоническая модель с высокой степенью точности отображает положение поверхностей напластования, соответствующих стратиграфическим границам подсолевого и терригенного комплексов осадочного чехла. Блоковая конструкция этой модели, которая базируется на данных сейсморазведки и глубокого бурения, достаточно хорошо объясняет различные уровни газожидкостных контактов и различное насыщение продуктивных горизонтов, разделенных разломами с небольшими амплитудами смещения. В то же время структурно-тектоническая модель, ограниченная объемом подсолевого комплекса, не обеспечивает решения главной проблемы - предсказание участков засолонения коллекторов.
Термобарический метаморфизм, являющийся главной причиной засолонения коллекторов, тесно связан с тепловым воздействием интрузивных
магматических тел. На территорию Верхиечонского месторождения составлена схема пространственного распределения зон субвертикальных трапповых тел, вулканических аппаратов и их сближенных групп. В физико-механическом отношении все они относятся к деструктивным элементам, нарушающим первоначальную целостность коллекторов и покрышек. Пространственное совмещение зон интенсивного внедрения субвертикальных трапповых тел с зонами засолонения показывает высокую степень их соответствия. Высокая вероятность отсутствия коллекторов в зонах деструкции и засолонения подтверждается также тем, что из 28 непродуктивных скважин месторождения 21 скважина находится в контурах этих зон.
Анализ геолого-геофизических данных показывает, что глубинные разломы, зоны деструкции, связанные с магматическими телами во многом определили пространственное распределение коллекторских свойств верхиечонского горизонта. Поэтому сейсмические аномалии следует рассматривать как следствие проявления структурно-тектонических факторов в волновом поле, и с этих позиций анализировать их связь с емкостными свойствами коллекторов. Сейсмическая составляющая ФГМ
Сейсмическая составляющая многопараметровой модели определяет процесс изучения месторождения в современном состоянии, в котором запечатлены все конструктивные и деструктивные события в длительной истории его развития. Наибольший интерес в интегрированной многопараметровой модели представляют сейсмические аномалии и их причинно-следственные связи со струкгурно-тектоническими элементами и емкостными свойствами песчаников верхиечонского горизонта.
Схема интегрированной интерпретации сейсмических аномалий на рис.4 представляет собой многослойное наложение графических текстур различных характеристик верхиечонского горизонта.
Крупная амплитудная сейсмическая аномалия, выделенная по результатам динамической обработки и интерпретации отраженных волн на границах нефтегазоносного верхиечонского горизонта, закрывает практически всю продуктивную площадь в лицензионном контуре месторождения. В региональном плане ее западная и юго-западная границы совпадают с зоной внедрения трапповых тел. Связь амплитудной аномалии с удельной емкостью верхиечонского горизонта представляется очевидной, т.к. ее контуры во многом совпадают с зонами высокоемких коллекторов, а непродуктивные (законтурные) скважины находятся в зонах засолонения за ее пределами.
Обобщая материалы по всем трем составляющим интегрированной ФГМ, можно сделать вывод о существовании причинно-следственных связей между различными геологическим! факторами, которые оказали существенное влияние на формирование нефтегазовых залежей:
- Глубинные теплоэнергетические факторы (диапир, зона структурно-вещественного преобразования земной коры, глубинные разломы) сыграли важную роль в процессах образования крупных скоплений углеводородов в пределах Верхиечонского сводового поднятия.
1- совмещенное изображение кар! унмытй ечкосш и шсолоаеяня верхиечонского гуритеша »•высокий процент засолоиеняя и ниша« сиквсть. в-вижнй процент мошмкнш и высок»» емкость
2- яашлипдные сейсмические аномалии
3- теш интенсивного внедрения субвертикмымх траиловьн тел
4- грабенообрашые структуры, выявленные по данным сейсморазведки 5' разломы в осадочном чехле, выявленные но данным сейсморазведки б- скважины глубокого бурения
д-нродуктивные, б-деиродуктнвные, в-с притоками воды
Рис.4 Схема интегрированной интерпретации амплитудных сейсмических
аномалий
- Структурно-тектонические элементы (глубинные разломы, зоны интенсивного внедрения магматических тел и связанные с ними зоны засолонения коллекторов), возникшие во время активизации тектонических процессов в верхней части консолидированной земной коры, во многом определили пространственное распределение коллекторских свойств нефтегазоносных горизонтов в терригенном комплексе осадочного чехла.
- Сейсмические аномалии являются следствием проявления петрофизических свойств песчаных пластов (пористость, емкость) в волновом поле, которые, в свою очередь, пространственно связаны с структурно-тектоническими элементами (зоны деструкции и засолонения) интегрированной модели.
Целостность интегрированной ФГМ определяется развитием устойчивых внутренних связей между различными характеристиками ее элементов (подсистем). Пример таких системных связей приведен на рис.5. Все характеристики песчаников верхнечонского горизонт оказываются взаимно связан-
ными по меньшей мере с одной другой характеристикой, и нет таких, которые бы не находились в связи с другими. Прочность связей между ними подтверждается достаточно высокими значениями коэффициентов взаимной корреляции (R) от 0,70 до 0,79. Такой «узкий» диапазон изменения R свидетельствует о том, что все они являются примерно «равными» и одинаково важными в отображении коллекторских свойств верхнечонского горизонта.
Повышение детальности моделей нефтегазовых залежей тесно связано с развитием 3D сейсморазведки, которая на основе объемных изображений различных параметров среды позволяет существенно дополнить и уточнить геологическое строение среды в межскважишюм пространстве. Сейсморазведка 3D позволяет с высокой степенью детальности исследовать различные неоднородности в коллекторах продуктивных горизонтов. На Верхнечонском месторождении результатам интерпретации ЗД сейсмических данных с использованием технологии PETREL (Schluniberger) выделено песчаное тело верхнечонского горизонта отображающее его продуктивность. Уменьшение толщины этого тела означает ухудшение коллекторских свойств песчаников за счет их глинизации в верхней (кровельной) части верхнечонского горизонта. Еще одним подтверждением эффективности 3D сейсмического прогноза являются результаты атрибутного анализа сейсмических волн, отраженных на кровле песчаников верхнечонского горизонта. По сейсмическим атрибутам выделяется линейная зона их низких значений, пространственно совпадающая с зонами уменьшения толщины песчаного тела. Расчеты показывают, что «прямые» парные корреляционные связи между сейсмическими атрибутами -пористостью и эффективной толщиной - слишком слабы (коэфф. взаимной корреляции не превышают 0,58) и не могут быть использованы для практического применения. Поэтому возможности атрибутного прогнозирования по данным наземной сейсморазведки 3D можно считать исчерпанными.
Наиболее перспективным направлением в исследовании емкостных свойств коллекторов сегодня является комплексный анализа различных компонент волнового поля, регистрируемых в методе МВСП (многоволновое вертикальное сейсвдиеское профилирование), Главным достижением МВСП является возможность определения упругих и сдвиговых импедансов во внутренних точках среды, Использование импедансов, а не непосредственно сейсмических амплитуд, позволяет достигнуть высокой разрешенности разрезов МВСП и провести более детальную и точную интерпретацию.
Обработка, интерпретация и амплигудная инверсия данных МВСП на одной из скважин Верхнечонского месторождения выполнена В.А. Редекопом и Г.А. Шехтманом в 2008 году. Прогнозные оценки пористости коллектора, полученные по данным МВСП (14,2%) практически совпали с пористостью, определенной по комплексу ГИС (14,7%). Полученные результаты МВСП показали, что комплексный анализ различных компонент волнового поля позволяет существенно повысить точность определения емкостных свойств верхнечонского горизонта по сравнению с наземной 3D сейсмикой на монотипных продольных волнах.
Рис.5 Взаимосвязь геологических, петрофизических и промысловых характеристик верхнечонского горизонта
На Ковыктинском месторождении в сейсмическом кубе ЗБ зоны отсутствия коллектора на картах сейсмических атрибутов проявляются с большей детальностью, чем на карте амплитуд отражений парфеновского горизонта. Результаты динамического анализа ЗБ сейсмических данных позволяют в восточной части Ковыктинского месторождения детализировать зон}' отсутствия коллектора, которая сформировалась под влиянием разрывного нарушения.
Подводя итог геологической результативности сейсморазведки ЗБ, следует отметить, что на любом этапе геологоразведочных работ она играет роль детализационного метода, направленного на повышение достоверности и
точности выявления нефтегазовых залежей в зонах сложного геологического строения, которые характеризуются развитием дизъюнктивной тектоники, выклиниванием и литологическим замещением коллекторов. На стадии разработки месторождений проведение сейсмических работ ЗБ в комплексе с МВСП позволяет снизить риски попадания эксплуатационных скважин в зоны засолонения и глинизации коллекторов, а также проводить корректировку траекторий горизонтальных участков скважин без бурения пилотных стволов.
Рассмотренные результаты интегрированной интерпретации сейсмических данных показывают, что различная детальность разнородных геолого-геофизических данных не является препятствием для их объединения на основе физико-геологической модели, которая позволяет рассматривать процесс формирования и распространения сейсмических волн во взаимосвязи с геологическими процессами образования ловушек и залежей углеводородов. На основании результатов интерпретации геолого-геофизических данных формулируется следующее положение:
Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных осуществляется на основополагающих принципах причинности и системности путем формирования физико-геологической модели, объединяющей взаимосвязанные составляющие (теплоэнергетическую, структурно-тектоническую, сейсмическую) геологической среды, в которой материально запечетлены процессы различной физической природы, повлиявшие на формирование нефтегазовых залежей.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основным результатом работы являются разработанные методы прогноза продуктивности терригенных коллекторов на юге Сибирской платформы, основанные на создании физико-геологических моделей нефтегазовых залежей.
На основе системного подхода к анализу геолого-геофизических данных автором сформированы обобщенные и частные физико-геологические модели для Верхнечонского и Ковыктинского месторождений. Физико-геологические модели рассматриваются как совокупность подсистем многих характеристик геологической среды, которые оказывают влияние на формирование аномалий волнового поля. Установленные связи между подсистемами геологических, петрофизических и сейсмических параметров являются физическим обоснованием для выделения перспективных сейсмических аномалий.
Для сейсмогеологических условий Верхнечонского месторождения разработан метод разделения сейсмических аномалий на региональную и локальную составляющие. Основу метода составляет математшеское моделирование волнового эффекта слоистости на базе частных физико-геологических моделей.
Исследованы причинно-следственные связи между геологическими, петрофизическими и физико-механическими характеристиками коллекторов, на основе которых установлена физическая природа эффектов, связанных с их нефтегазонасыщенностыо и проявляющихся в аномалгих волнового поля.
Доказана надежная вероятностная и корреляционная связь сейсмических амплитудных аномалий с емкостными свойствами терригенных коллекторов на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. Установленные модельные зависимости между емкостными, петрофизическими и сейсмическими характеристиками среды рассматриваются как теоретическое обоснование связи сейсмических аномалий с нефтегазовыми залежами.
Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных по нефтегазоносному объекту осуществляется на основополагающем принципе причинности, путем формирования физико-геологической модели, объединяющей взаимосвязанные составляющие геологической среды - теплоэнергетическую и структурно-тектоническую. В результате интегрированной интерпретации на основе многопараметровой физико-геологической модели Верхнечонского месторождения, выявлены многофакторные связи между геологическими процессами, влияющими на формирование коллекторов, их емкостными свойствами и аномалиями волнового поля.
Основные публикации по теме диссертации
1. Барышев JI.A. Подход к динамической интерпретации отраженных волн на основе физико-геологических моделей // Геофизика «Технологии сейсмо-разведки-1».-2002. -С.31-35.
2. Барышев Л.А. Прогноз продуктивности терригенных коллекторов по динамическим параметрам отраженных волн на Верхнечонской площади // Геофизика. - 2003. -2. - С.27-32.
3. Барышев Л.А. Физико-геологическая модель подсолевого комплекса осадочного чехла и прогноз продуктивности терригенных коллекторов на Ковыктинском месторождении // Геофизика «Технологии сейсморазведки- II»,-2003, С.38-43.
4. Барышев Л.А. Физическая природа сейсмических аномалий на Непском своде // Геофизика. - 2004. -5. - С. 10-13.
5. Барышев Л.А. Методика прогноза емкостных свойств терригенных коллекторов на Непском своде // Технологи! сейсморазведки. -2004. -2. - С. 109-112.
6. Барышев С.А., Барышев Л.А. Комплексная интерпретация волновых полей на Ковыктинском месторождении // Технологии сейсморазведки.-2005. - 2. -С.43-47.
7. Барышеп Л.А. О физической обоснованности определения коллекторских свойств парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении // Технологии сейсморазведки. -2005. -3. - С.76-82.
8. Барышев Л.А. Физико-геологические модели в нефтегазовой сейсморазведке (Ковыктинское месторождение) // Отечественная геология. -2006. -2. -С.35-41.
9. Барышев Л.А., Хохлов Г.А. Комплексная интерпретация данных сейсморазведки и ГИС на основе физико-геологической модели // Технологии сейсморазведки. -2006. -3. - С.55-60.
10. Барышев Л.А., Приезжев И.И., Пузин A.B., Солоха Е.В. Преобразование сейсмических данных 2D-MOFT в 3D-MOFT и прогноз продуктивности коллекторов //Геоинформатика. -2007. -4. -С.49-53.
11. Барышев С. А., Барышев Л. А. Комплексная интерпретация и моделирование волновых полей на Ковыктинском месторождении // Геология нефти и газа. -2008. -2. - С.52-58.
12. Барышев Л.А., Барышев A.C. Многопарзметровая физико-геологическая модель Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторож-дения И Геология нефти и газа. -2008. -4, - С. 46-54.
13. Барышев Л.А., Барышев A.C. Методология прогноза нефтегазовых залежей на юге Сибирской платформы // Разведка и охрана недр. -2009. - 3. -С.3-9.
14. Барышев Л.А., Редекоп В.А., Шехтман Г.А, Возможности изучения терригенных коллекторов наземной и скважинной сейсморазведкой в Восточной Сибири // Технологии сейсморазведки. -2009. -2. -С.64-76.
15. Барышев Л.А. Методы прогноза нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы .-Иркутск : изд-во ИрГТУ, 2009. - 192 с.
1 б. Барышев Л.А. Методы прогноза продуктивности терригенных коллекторов на Верхкечонском месторождении:автореф.дисс. к.г.-м.н.-Иркутск,1993.-100 с.
17. Барышев Л.А., Хохлов Г.А., Исаков М.М. Моделирование динамических параметров отраженных волн на примере Верхнечонского месторождения // Геофизические исследования Восточной Сибири на современном этапе. -Иркутск: -1990. -С. 19-29.
18. Бернштейн Г. Л., Иванов С.А., Барышев Л.А. Прогноз нефтегазоносности на Ярактинском месторождении // Прогноз зон нефтегазонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе .-Л: ВНИГРИ, 1988. -С.162-172.
19. Мандельбаум М.М., Бернштейн Г.Л., Климентьев Б.Р., Барышев Л.А. Прогнозирование месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы с помощью геофизических методов // Обеспечение научно-технического прогресса при геофизических исследованияхъ в Восточной Сибири. -Новосибирск, Иркутск. -1987. -С.66-73.
20. Барышев Л,А. Интерпретация данных сейсморазведки // Геофизика. -1999 спецвыпуск «Иркутскгеофизике 50 лет». -С.35-41.
21. Дударева О.В., Барышев ЛА. Геоинформационный анализ петрофизи-ческих свойств коллекторов на Чонской площади // Геофизика на пороге третьего тысячелетия. Тр. четвертой Байкальской школы-семинара 5-10 сентября 2002 г. - Иркутск, 2002. -С. 89-94.
Подписано в печать 07.10.2009. Формат 60 х 90 /16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. печ. л. 1,75. Тираж 100 экз. Зах. 90к.
ИД № 06506 от 26.12.2001 Иркутский государственный технический университет 664074, Иркутск, ул. Лермонтова, 83
Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Барышев, Леонид Алексеевич
Перечень сокращений и обозначений
Введение
1. Геологическое строение и нефтегазоносность осадочного чехла юга Сибирской платформы
1.1. Нефтегазогеологическое районирование и основные элементы геологического строения осадочного чехла
1.2. Резервуары нефти и газа
1.3. Геофизические методы при решении задач прогноза и поисков нефтегазовых залежей
2. Прогнозирование нефтегазовых залежей по сейсмическим данным
2.1. Сейсмогеологическая характеристика осадочного чехла и возможности сейсморазведки при решении задач прогноза и поисков нефтегазовых залежей
2.2. Системный подход к прогнозированию нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей
3. Физнко-геологические модели нефтегазоносных объектов в южной части Сибирской
3.1. Верхнечонское месторождение
3.1.1. Обобщенные модели
3.1.2. Физико-геологические модели подсолевого комплекса осадочного чехла на Верхнечонском месторождении
3.2. Ковыктинское месторождение
3.2.1. Обобщенные модели
3.2.2. Физико-геологические модели терригенных коллекторов на Ковыктинском месторождении
3.3. Основные принципы создания ФГМ и моделирования волновых полей
4. Методология прогноза продуктивности терригенных коллекторов по сейсмическим данным на основе физико-геологических моделей
4.1. Выделение сейсмических аномалий на основе физико-геологических моделей
4.2. Физическое обоснование сейсмических аномалий 137 5. Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных
5.1. Основные принципы интегрированной интерпретации
5.2. 3D сейсморазведка в интегрированной интерпретации 170 сейсмических данных
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогнозирование нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы"
Актуальность проблемы.
Одним из важнейших условий выполнения «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» является обеспеченность категорийными запасами нефти и газа. Восточная Сибирь является вторым, после Западной Сибири, регионом по величине ресурсов нефти и газа. На ее территории сосредоточено около 20% неразведанных ресурсов нефти России (Клещев, 2007; Варламов, 2007). Строительство трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан общей мощностью до 80 млн.т. нефти в год, требует резкого расширения поисково-разведочных работ для реализации ресурсного потенциала Сибирской платформы на современной научно-методической основе.
В сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы повышение сложности задач по прогнозированию нефтегазовых залежей, с одновременным требованием снижения затрат на геологоразведочные работы (ГРР), определяет необходимость совершенствования существующих и создания новых методов прогноза скоплений углеводородов (УВ).
Сегодня каждый из этапов геологоразведочного процесса принято завершать созданием модели резервуара, содержащего углеводородное сырье. Детальность модели и полнота описания ее физических и геологических свойств повышаются по мере накопления геолого-геофизических данных от регионального этапа исследований к эксплуатации нефтегазовых залежей. Модель геологического объекта (резервуара) представляет собой результат интегрированной интерпретации данных комплекса геолого-геофизических методов, а надежность модели определяет успех в решении задачи прогноза емкостных характеристик залежей УВ.
В комплексе геофизических методов на нефть и газ сейсморазведка традиционно играет лидирующую роль в решении задачи прогноза. В монографиях [1,6,7,40,95,96] и в периодической научной литературе [2,10,32,
40,46,64,68,69,76,77,78,79,98,112,124] можно найти множество примеров эффективного и успешного прогноза емкостных свойств коллекторов практически во всех нефтегазоносных бассейнах России.
Разработанные в последнее десятилетие программно-методические комплексы (технологии) прогнозирования емкостных свойств коллекторов существенно расширили возможности сейсмического метода исследований в создании моделей нефтегазовых залежей. Большой арсенал средств и методов преобразования (инверсии) волновых разрезов в различные физические параметры среды (импеданс, скорость) и их многочисленные математические трансформанты (амплитудные, частотные и др.) позволяет достаточно успешно прогнозировать коллекторские свойства осадочных комплексов. Однако экстенсивный путь расширения объема данных для выделения нефтегазо-перспективных сейсмических аномалий может иметь успех только в том случае, когда аномальные изменения динамических параметров, связанные с насыщением среды углеводородами, значительно превосходят все другие.
В сложных сейсмогеологических условиях Восточной Сибири, когда аномальные эффекты от залежей часто соизмеримы с различного рода помехами, имеющими неслучайный (регулярный) характер, использование большого количества динамических параметров для построения модели геологического объекта не является гарантией надежного прогноза. Поэтому при интерпретации сейсмических данных особенно актуальной является проблема раскрытия системных взаимосвязей между различными характеристиками (структурными, литологическими, петрофизическими и т.п.) среды и сейсмическими волновыми полями.
Надежность прогноза и самой модели геологического объекта при системном подходе обеспечивается не количеством вовлекаемых в интерпретацию сейсмических параметров, а установлением и объяснением различных устойчивых связей между аномалиями этих параметров и геологическим строением среды.
Достоверность геологической модели, формируемой на основе сейсмических данных во многом зависит от того насколько полно учтены факторы, влияющие на процесс распространение и формирование волн в геологической среде. В разнообразных сейсмогеологических условиях, когда нефтегазоносные горизонты и вмещающие их породы даже в пределах одного месторождения могут существенно различаться по литологии, петрофизическим и фильтра-ционно-емкостным характеристикам, универсальным способом оценки и сопоставления теоретических представлений о модели геологического объекта с экспериментальными данными является моделирование волновых полей.
Исследование системных связей различных характеристик нефтегазо-вмещающей геологической среды на основе физико-геологических моделей с привлечением методов моделирования волновых полей является актуальной научной задачей, имеющей важное практическое значение. Цель работы - Разработка методов прогноза нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей (ФГМ) в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы и обоснование сейсмических критериев прогноза емкостных характеристик коллекторов на базе ФГМ с использованием математического моделирования волновых полей. Задачи исследований.
1. Исследование системных связей между емкостными, петрофизическими и сейсмическими характеристиками геологической среды.
2. Создание физико-геологических моделей различного типа (обобщенных, частных) для решения задачи прогнозирования емкостных характеристик коллекторов на нефтегазовых месторождениях юга Сибирской платформы.
3. Изучения влияния структурных и геометрических характеристик геологической среды на аномалии динамических параметров волнового поля
4. Физическое обоснование связи сейсмических аномалий со слоистым строением среды и ее нефтегазонасыщенностью. Разработка методов прогноза емкостных свойств горизонтов-коллекторов по аномалиям динамических параметров волнового поля.
5. Изучение причинно-следственных связей различных природных факторов, влияющих на формирование нефтегазовых залежей на основе интегрированной физико-геологической модели. Фактический материал и методы исследований.
Основу работы составляют фактические материалы наземных и скважин-ных сейсморазведочных работ, проведенных ФГУНПГП «Иркутскгеофизика» в период 1984-2006 г. Для изучения скоростных свойств пород нефтегазоносных горизонтов автором были проанализированы данные акустического каротажа и сейсмокаротажа разведочных и эксплуатационных скважин на Верхнечонской и Ковыктинской площадях. Для исследования влияния слоистого строения среды и петрофизических характеристик нефтегазоносных горизонтов на аномалии динамических параметров волнового поля автором построены обобщенные и частные физико-геологические модели для сейсмогеологических условий Непского свода и Ангаро-Ленской ступени. Предлагаемые автором методы интерпретации аномалий динамических параметров волнового поля опробованы на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях.
В работе использованы современные литературные данные о геологическом строении и петрофизических свойствах нефтегазовых залежей на месторождениях Восточной Сибири. Защищаемые научные положения
1. Залежи углеводородов, как конечные продукты функционирования природной нефтегазообразующей системы, обладают набором геологических и геофизических характеристик, физическая и генетическая взаимосвязь которых наиболее полно раскрывается на основе системно-модельного подхода. Создание многопараметровых физико-геологических моделей нефтегазовых объектов является главным условием повышения эффективности методов прогнозирования продуктивности коллекторов.
2. Волновое поле, как подсистема сейсмических характеристик в физико-геологической модели реальной геологической среды, формируется под влиянием многих других ее подсистем. Аномалии динамических параметров волнового поля одновременно содержат в себе информацию о слоистом строении среды и ее нефтегазонасыщенности. Эффект слоистости, связанный с выклиниванием нефтегазоносных пластов, является геологической помехой существенно снижающей эффективность прогноза нефтегазовых залежей.
3. Моделирование волновых полей на основе физико-геологических моделей является базовым методом анализа внутренней структуры, основных свойств и связей различных характеристик нефтегазоносных объектов. Установленные модельные зависимости между емкостными, петрофизи-ческими и сейсмическими характеристиками среды являются теоретическим обоснованием связи сейсмических аномалий с нефтегазовыми залежами. Метод выделения локальных аномалий, основанный на учете региональных закономерностей в напластовании терригенных отложений, позволяет существенно повысить надежность прогноза продуктивности терригенных коллекторов на Непском своде.
4. Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных по нефтегазоносному объекту осуществляется на основополагающих принципах причинности и системности путем формирования физико-геологической модели, объединяющей взаимосвязанные составляющие (теплоэнергетическую, структурно-тектоническую, сейсмическую) геологической среды, в которой материально запечетлены процессы различной физической природы, повлиявшие на формирование нефтегазовых залежей.
Научная новизна
1. Интерпретация сейсмических аномалий рассматривается как процесс исследования многофакторных связей между аномалиями динамических параметров волнового поля и различными геологическими факторами. Сейсмические аномалии рассматриваются как интегральные волновые эффекты, в которых фактор нефтегазонасыщенности среды является лишь одним из многих, влияющих на процесс формирования и распространения сейсмических волн.
2. Исследовано влияние слоистого строения среды на аномалии волнового поля и его динамические параметры. Доказано, что составляющая волнового поля, связанная со слоистостью среды, является наиболее сильным фактором, влияющим на формирование отраженных волн в сейсмогеологических условиях Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.
3. Дано физическое обоснование сейсмических аномалий. Установлены вероятностные и корреляционные связи между локальными аномалиями динамических параметров волнового поля и емкостными характеристиками нефтегазоносных горизонтов в терригенном комплексе венда - нижнего кембрия.
4. Сформированы физико-геологические модели для сейсмогеологических условий Верхнечонского и Ковыктинского месторождений. На основе моделей разработаны методы и критерии выделения аномалий волнового поля, связанных с нефтегазонасыщенностью коллекторов.
Личный вклад
Динамическая обработка и интерпретация 2D и 3D сейсмических данных, построение физико-геологических моделей, математическое моделирование волновых полей и комплексный анализ экспериментальных и модельных геолого-геофизических данных выполнены непосредственно автором. Практическая значимость
Предложенный подход и методы интерпретации аномалий волнового поля на основе физико-геологических моделей реализованы на практике при обработке сейсмических материалов на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. По сейсмическим данным 2D-MOFT и 3D автором построены физико-геологические модели и прогнозные карты продуктивности горизонтов-коллекторов, вошедшие в «Геологический проект доразведки Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения » (ОАО «Верхнечонскнефтегаз» 2005 г.) и в отчеты «О результатах сейсморазведочных работ МОГТ, проведенных ФГУНПГП Иркутскгеофизика в центральной и восточной частях Ковыктинского ГКМ» (ООО «Ковыктанефтегаз» 2006 г.). Применение прогнозных карт позволяет оптимизировать схему постановки эксплуатационного бурения. Предложенная методология прогноза нефтегазовых залежей применима во всей Лено-Тунгусской провинции. Апробация работы
Представленные в диссертации научные и практические результаты докладывались на семинарах и конференциях различного уровня:
-Всероссийская школа-семинар «Геофизика на пороге третьего тысячелетия» (Иркутск, 2002)
-Международная научно-производственная геофизическая конференция (Иркутск, 2003)
-Всероссийская научно-практическая конференция «Пути повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и республике Саха (Якутия)» (Новосибирск, 2006) -Международная научно-практическая конференция «ГЕОМОДЕЛЬ» (Геленджик 2003, 2004, 2005, 2006, 2008) Публикации
По теме диссертации опубликовано 20 статей и 6 тезисов докладов. Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Содержит 200 страниц текста, включая 2 таблицы, 52 рисунка и список литературы из 134 наименований. Благодарности
Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Барышев, Леонид Алексеевич
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основным результатом работы являются разработанные методы прогноза продуктивности терригенных коллекторов на юге Сибирской платформы, базирующиеся на создании физико-геологических моделей нефтегазовых залежей.
На основе системного подхода к анализу геолого-геофизических данных автором сформированы обобщенные и частные физико-геологические модели для Верхнечонского и Ковыктинского месторождений. Физико-геологические модели рассматриваются как совокупность подсистем многих характеристик геологической среды, которые оказывают влияние на формирование аномалий волнового поля. Установленные связи между подсистемами геологических, петрофизических и сейсмических параметров являются физическим обоснованием для выделения сейсмических аномалий, связанных с нефтегазо-насыщенностью среды.
Для сейсмогеологических условий Верхнечонского месторождения разработан метод разделения сейсмических аномалий на региональную и локальную составляющие. Основу метода составляет математическое моделирование волнового эффекта слоистости на базе частных физико-геологических моделей.
Исследованы причинно-следственные связи между геологическими, петрофизическими и физико-механическими характеристиками пород-коллекторов, на основе которых установлена физическая природа эффектов, связанных с их нефтегазонасыщенностью и проявляющихся в аномалиях волнового поля.
Доказана надежная вероятностная и корреляционная связь сейсмических амплитудных аномалий с емкостными свойствами терригенных коллекторов на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. Установленные модельные зависимости между емкостными, петрофизическими и сейсмическими характеристиками среды, рассматриваются как теоретическое обоснование связи сейсмических аномалий с нефтегазовыми залежами.
Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных по нефтегазоносному объекту, как конечному продукту функционирования природной нефтегазообразующей системы, осуществляется на основополагающем принципе причинности, путем формирования физико-геологической модели, объединяющей взаимосвязанные составляющие геологической среды: теплоэнергетическую, структурно-тектоническую и сейсмическую. В результате интегрированной интерпретации на основе многопараметровой физико-геологической модели Верхнечонского месторождения, выявлены многофакторные связи между геологическими процессами, влияющими на формирование коллекторов, их емкостными свойствами и аномалиями волнового поля.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Барышев, Леонид Алексеевич, Иркутск
1. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. М.: Недра, 1975. - 224 с.
2. Авербух А.Г., Методика интерпретации данных сейсморазведки при интегрированном изучении нефтегазовых резервуаров // Геофизика. 1998. -1. -С.13-19.
3. Аккуратов О.С., Ерхов В.А., Келлер М.Б., Пороскун В.И., Федин В.И., Яценко Г.Г. Комплекс геолого-геофизических методов для оценки нефте-газоносности на основе глубинной региональной геологической модели // Разведка и охрана недр 2001. -4. - С.10-12.
4. Алексеев А.С., Лаврентьев М.М. Математические модели геофизики // Актуальные проблемы прикладной математики и математическое моделирование. Новосибирск:: - 1982. - С.42-50.
5. Алексеев А.С. Обратные динамические задачи сейсмики // Некоторые методы и алгоритмы интерпретации геофизических данных. М.: Наука, 1967. -С.9-84.
6. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа. -М.: ООО «Издательство«СПЕКТР», 2008. -384 с.
7. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы.-М.: «Геоинформмарк», 2004. 286 с.
8. Анциферов А.С. Метаморфизм рассолов и засолонение коллекторов нефти и газа Ленно-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика -2003. Т.-44. -6.-С.901-910.
9. Аузин А.А., Глазнев В.В. Объемные цифровые модели геологических объектов и некоторые проблемы их создания // Геофизика — 2000. -5. С.40-43.
10. Багдасарова М.В. Особенности флюидных систем зон нефтегазонакопления и геодинамические типы месторождений нефти и газа // Геология нефти и газа.-2001. -3. -С.50-56.
11. Базылев А.П., Гайдебурова Е.А., Сургучева В.Н. Количественные акустические характеристики юрских циклитов юго-востока Западной Сибири //Геология и геофизика. 1990. -11.- С.124-129.
12. Барышев JI.A. Подход к динамической интерпретации отраженных волн на основе физико-геологических моделей // Геофизика «Технологии сейсмо-разведки-1».-2002. -С.31-35.
13. Барышев JI.A. Прогноз продуктивности терригенных коллекторов по динамическим параметрам отраженных волн на Верхнечонской площади // Геофизика. 2003. -2. - С.27-32.
14. Барышев JI.A, Физико-геологическая модель подсолевого комплекса осадочного чехла и прогноз продуктивности терригенных коллекторов на Ковыктинском месторождении // Геофизика «Технологии сейсморазведки- II».-2003. С.38-43.
15. Барышев JI.A. Физическая природа сейсмических аномалий на Непском своде//Геофизика.-2004. -5. С. 10-13.
16. Барышев JI.A. Методика прогноза емкостных свойств терригенных коллекторов на Непском своде // Технологии сейсморазведки. -2004. -2. -С.109-112.
17. Барышев С.А., Барышев JI.A. Комплексная интерпретация волновых полей на Ковыктинском месторождении // Технологии сейсморазведки. -2005. -2. -С.43-47.
18. Барышев JI.A. О физической обоснованности определения коллекторских свойств парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении // Технологии сейсморазведки. -2005. -3. С.76-82.
19. Барышев Л.А. Физико-геологические модели в нефтегазовой сейсморазведке (Ковыктинское месторождение) // Отечественная геология. -2006. -2. -С.35-41.
20. Барышев Л.А., Хохлов Г.А. Комплексная интерпретация данных сейсморазведки и ГИС на основе физико-геологической модели // Технологии сейсморазведки. -2006. -3. С.55-60.
21. Барышев Л.А., Приезжев И.И., Пузин А.В., Солоха Е.В. Преобразование сейсмических данных 2D-MOTT в 3D-MOTT и прогноз продуктивности коллекторов //Геоинформатика. -2007. -4. -С.49-53.
22. Барышев С.А., Барышев Л.А. Комплексная интерпретация и моделирование волновых полей на Ковыктинском месторождении // Геология нефти и газа. -2008. -2. С.52-58.
23. Барышев Л.А., Барышев А.С. Многопараметровая физико-геологическая, модель Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения // Геология нефти и газа. -2008. -4. С.46-54.
24. Барышев Л.А., Барышев А.С. Методология прогноза нефтегазовых залежей на юге Сибирской платформы // Разведка и охрана недр. -2009. 3. — С.3-9.
25. Барышев Л.А., Редекоп В.А., Шехтман Г.А. Возможности изучения терригенных коллекторов наземной и скважинной сейсморазведкой в Восточной Сибири // Технологии сейсморазведки. -2009. -2. С.64-76.
26. Барышев Л.А. Методы прогноза нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы .-Иркутск : изд-во ИрГТУ, 2009. 192 с.
27. Барышев С.А., Клыкова В.Д. Опыт комплексной интерпретации данных наземной сейсморазведки ЗД и ВСП в геологических условиях юга Сибирской платформы // Технологии сейсморазведки. -2006. -1. С.79-82.
28. Динамическая характеристики сейсмических волн в реальных средах / Берзон И.С., Епинатьева A.M., Парийская Г.Н., Стародубовская С.П.- М.: Изд-во АН СССР. ,1962
29. Берзон И.С. Сейсморазведка тонкослоистых сред. Изд.2-е, М.: Наука, 1976.-224 с.
30. Бернштейн Г.Л., Иванов С.А., Барышев JI.A. Прогноз нефтегазоносности на Ярактинском месторождении // Прогноз зон нефтегазонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе .-Ленинград: 1988. -С.162-172.
31. Бродовой В.В. Оптимизация геофизических исследований при поисках рудных месторождений. Л: Недра, 1984.
32. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка: Учебник для вузов. Тверь: Изд-тво АИС, 2006. -744 с.
33. Богачев С.Ф., Шляхтер С.Е. Сейсмоплотностная модель осадочного чехла на участке Нюрольской впадины по данным МОГТ и гравиразведки // Геология и геофизика.-1991.-5. С.109-113.
34. Вахромеев Г.С. Основы методологии комплексирования геофизических исследований при поисках рудных месторождений. М.: Недра, 1978. -152 с.
35. Вахромеев Г.С., Давыденко А.Ю. Моделирование в разведочной геофизике. -М.: Недра, 1987. -192 с.
36. Ващенко В.А., Мандельбаум М.М. Геофизические исследования в скважинах юга Сибирской платформы // Геофизика, спец.выпуск «Иркутскгеофизика». -1999. -С.49-55.
37. Геология нефти и газа Сибирской платформы./ под ред. Конторовича А.Э., Суркова B.C., Трофимука А.А. М.: Недра, 1981. -362 с.
38. Геофизические методы обнаружения нефтегазовых залежей на Сибирской платформе./ Мандельбаум М.М., Рабинович Б.И., Сурков B.C. М.: Недра, 1988.-182 с.
39. Геологические тела: Терминол. справочник / под ред. Ю.А.Косыгина. —М.: Недра, 1986. -334 с.
40. Глебов А.Ф., Котовкин И.Н., Зверинский К.Н. Кинематические и динамические параметры МОГТ — основа сейсмогеологического моделирования нефтяных и газовых резервуаров // Геофизика, спецвыпуск «30 лет Сибнефтегеофизике».- 2001. -С.55-65.
41. Гогоненков Г.Н. Расчет и применение синтетических сейсмограмм. М: Недра, 1972.
42. Гурвич И.И. Сейсмическая разведка. Изд.2-е. М.: Недра, 1970. -343 с.
43. Денисов С.Б., Рудая B.C. Комплексная интерпретация данных сейсморазведки и ГИС на этапе детальной разведки месторождений нефти и газа // Геология и разведка.-1990. -10. С.76-79.
44. Денисов С.Б. Построение детальных геологических моделей нефтяных месторождений //Геофизика. -1998. -1. -С.45-47.
45. Епинатьева A.M. Физические основы сейсмических методов разведки. -М.: изд.МГУ, 1970.
46. Зайченко В.Ю. О понятии термина интегрированная интерпретация геофизических данных//Геофизика. -1997. -1. -С.68-69.
47. Ильин С.Н., Копунов С.Э., Хафизов С.Ф., Хортов А.В. Латеральные градиенты скоростей в нижнемеловом комплексе среднего Приобья и причины их возникновения //Геофизика «Технологии сейсморазведки-1».-2002. -С.62-65.
48. Калачева В.Н. Закономерности распространения тектонической трещино-ватости и прогнозирование трещинных коллекторов // Проблема трещинных коллекторов нефти и газа и методы их изучения. М:, 1968. - С.45-50.
49. Кобранова В.Н. Петрофизика. -М.: Недра, 1986. 392 с.
50. Комплексирование методов разведочной геофизики: Справочник геофизика / под ред. В.В.Бродового, А.А.Никитина. М.: Недра, 1984. -384 с.
51. Кондратьев O.K. Отраженные волны в тонкослоистых средах. -М.: Наука, 1976.-191 с.
52. Кондратьев O.K. Ответ на открытое письмо и еще раз о кризисе геофизической науки // Геофизика. -2002. -5. -С.72-76.
53. Кондратьев O.K. Физические возможности и ограничения разведочных методов нефтяной геофизики //Геофизика. -1997. -3. -С.3-17.
54. Кондратьев O.K. Обсуждение проблем современной геофизики на постоянно действующем геофизическом семинаре (ПДГС) // Геофизика. -2004. -4. -С.60-64.
55. Кондратьев O.K. Разрешающая способность сейсморазведки МОВ-ОГТ // Геофизика. -2006. -2. -С.3-12.
56. Кондратьев И.К., Лисицын П.А., Кисин Ю.М. Детальность и точность решений в задаче сейсмической волновой инверсии // Геофизика. -2005. -3. -С. 19-25.
57. Кондратьев И.К., Бондаренко М.Т., Каменев С.П. Динамическая интерпретация данных сейсморазведки при решении задач нефтегазовой геологии // Геофизика. -1996. -6. -С.41-47.
58. Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук А.А. Главные зоны нефте-накопления в Лено-Тунгусской провинции // Развитие учения академика И.М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. -Новосибирск, Наука. -1982.
59. Конторович А.Э. Эволюция нафтидогенеза в истории Земли // Геология и геофизика. -2004. Т.45. -7. -С.784-802.
60. Конторович В.А. Моделирование волновых полей при прогнозе геологического разреза нижнеюрских отложений Колтогорского прогиба // Геология и геофизика. -1992. -12. -С.124-132.
61. Конторович В.А. Моделирование волновых полей для решения задач прогнозирования верхнеюрского разреза юга Западной Сибири // Геология нефти и газа. -1992. -12. -С.19-22.
62. Конторович В.А., Карапузов Н.И., Мельников В.П. Геологические и сейсмостратиграфические модели келловей-волжских отложений юго-восточных районов Западной Сибири как основа их нефтегазоносности // Геология и геофизика. -2000. Т.41. -10. -С. 1414-1427.
63. Копилевич Е.А., Афанасьев М.Л. Новые возможности геологической интерпретации данных сейсморазведки // Геология нефти и газа. -2007. -5. -С.14-21.
64. Корягин В.В. Моделирование сейсмических эффектов // Геофизика. -1999. -2. -С.14-18.
65. Корягин В.В. Интерпретация аномалий сейсмической записи с помощью итеративного моделирования //Геология нефти и газа. -1990. -9. -С.26-30.
66. Кузнецов В.И. Элементы объемной (3D) сейсморазведки. -Тюмень: Издательство «Тюмень», 2004. -272 с.
67. Кузнецов В.М. Опыт применения современных технологий при работах на территории РФ по комплексированию волн разных типов // Технологии сейсморазведки. -2008. -2. -С.31-38.
68. Липилин А.В., Никитин А.А., Черемисина Е.Н. Проблемы комплексной интерпретации геофизических данных по региональным профилям и пути их решения // Геофизика. -2002. -4. -С.3-6.
69. Ломтадзе В.В. Программное и информационное обеспечение геофизических исследований. М:. Недра, 1993. - 268с.
70. Малярова Т.Н., Птецов С.Н., Иванова Н.А. Методика изучения и прогноза коллекторских свойств резервуаров руслового генезиса по данным сейсморазведки 3D и ГИС в условиях широтного Приобья // Технологии сейсморазведки. 2004. -1. -С.92-99.
71. Мандельбаум М.М., Рабинович В.И., Сурков B.C. Прямые геофизические методы поисков месторождений нефти и газа (на примере Сибирской платформы) // Научное наследие академика И.М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. -Новосибирск: Наука, 1980. -С.48-72.
72. Миколаевский Э.Ю., Сохранов Н.Н. Определение жесткости сред при построении литолого-акустических моделей разреза скважин // Геофизика. -1996. -5. -С.81-84.
73. Марьенко Ю.И. Перерывы в осадконакоплении в осинском горизонте, возможности их обнаружения литологическим методом и связь с ними залежей нефти //Нефтегазопромысловая геология. -М.: -1970. -С.85-89.
74. Мушин И.А. Нефтегазовая сейсморазведка и сейсморазведчики в начале XXI века//Геофизика. -1999. -1. -С.11-17.
75. Мушин И.А., Барыкин С.К., Тищенко Г.И., Карапузов Н.И. Структурно-формационная методология изучения нефтегазоносных бассейнов // Разведка и охрана недр. -2001. -4. -С.35-40.
76. Мушин И.А., Птецов С.Н. Интегрированная интерпретация геофизических данных // Геофизика. -1996. -2. -С.3-7.
77. Найдель Н.С., Поджиагломли Э.В. Геофизическое обоснование и методика сейсмостратиграфического моделирования и интерпретации // Сейсмическая стратиграфия, М.: Мир, 1982.- С.646-692.
78. Некоторые методы и алгоритмы интерпретации геофизических данных /под ред. А.С.Алексеева. -М.: Наука, 1967.
79. Непско-Ботуобинская антеклиза новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР./ под ред. А.Э Конторовича, B.C. Суркова, А.А. Трофимука. -Новосибирск: Наука, 1986. -245 с.
80. Нестеров И.И. Генезис и формирование залежей углеводородного сырья // Геология нефти и газа. -2004. -2. -С.38-47.
81. Никитин А.А. Статистические методы выделения геофизических аномалий, М.: Недра, 1979.
82. Павлова Т.Ю., Михайлов Ю.А., Мушин И.А., Кулагин А.В. Комплексное геосейсмическое моделирование неокомских клиноформ в Западной Сибири // Геология и геофизика. -1990. -8. -С.21-26.
83. Петрашень Г.И. Открытое письмо главному редактору журнала «Геофизика» О.К.Кондратьеву //Геофизика. -2002. -5. -С.65-71.
84. Петрофизика: Учебник для вузов. / Вахромеев Г.С., Ерофеев Л.Я., Канайкин B.C., Номоконова Г.Г.: изд-во Том. ун-та, -1997. 402 с.
85. Петрофизическая характеристика осадочного покрова нефтегазоносных провинций: Справочник . -М.: Недра, 1985.-193 с.
86. Прямой поиск углеводородов геофизическими методами. / Мандельбаум М.М., Пузырев Н.Н., Рыхлинский Н.И., Сурков B.C., Трофимук А.А.-М.: Наука, 1988. -160 с.
87. Птецов С.Н. Анализ волновых полей для прогнозирования геологического разреза. -М.: Наука, 1989. -135 с.
88. Птецов С.Н. Тектонофизические модели месторождений углеводородов // Геофизика. -2000. -2. С.8-11.
89. Птецов С.Н., Матусевич В.Ю. Расчет и интерпретация глубинных кубов пористости на основе сейсмической инверсии // Технологии сейсморазведки. -2005. -2. -С.4-10.
90. Пузырев Н.Н., Бродов Л.Ю., Ведерников Г.В. Развитие метода поперечных волн и проблема многоволновой сейсморазведки // Геология и геофизика. -1980.-10. -С. 13-26.
91. Пузырев Н.Н. О моделях в разведочной сейсмологии // Геофизика. -2001. -5. -С.10-19.
92. Пузырев Н.Н., Ведерников Г.В. Многоволновая сейсморазведка при решении задач ПГР // Геология и геофизика. -1986. -1. -С.26-30.
93. Рапопорт М.Б. Корреляционная методика прямых поисков залежей нефти и газа по сейсмическим данным // Разведочная геофизика. -М., Недра, 1977. -вып. 77. -С.41-47.
94. Руденко Г.Е., Иванова О.В. Оптимизационная технология ПАРМ-КОЛЛЕКТОР // Геофизика «Технологии сейсморазведки-П». -2003. -С.90-99.
95. Руденко Г.Е., Алфосов А.В., Бонар Е.М., Клыкова В.Д., Мышевский Н.В., Хохлов Г.А. Изучение емкостных свойств на Ковыктинском месторождении с использованием оптимизационной технологии ПАРМ-КОЛЛЕКТОР // Геофизика.-2003. -4. -С. 11-14.
96. Руденко Г.Е., Ерхов В.А., Хохлов Г.А., Алфосов А.В., Джайкиева Б.К. Технология изучения емкостных свойств пород на Ковыктинском газо-конденсатном месторождении // Разведка и охрана недр. -2001. 4. -С.33-35.
97. Рузавин Г.И. Методы научного исследования. -М.: 1971.
98. Рузавин Г.И. Научная теория. -М.: 1988.
99. Сейсмическая стратиграфия, под ред.Пейтона, М,: Мир, 1982. 846 с.
100. Садовский В.Н. Основание общей теории систем. М.: Наука, 1974. -279с.
101. Старосельцев B.C., Мельников Н.В., Ларичев А.И. и др., Закономерности формирования и распределения углеводородных скоплений в чехле Сибирской платформы // Разведка и охрана недр. -2003. -11-12. -С.41-47.
102. Трофимук А. А. Первые результаты применения методов прямых поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в Сибири // Вести АН СССР. -1981. -11. -С.27-29.
103. Трофимук А.А., Мандельбаум М.М., Пузырев Н.Н., Сурков B.C. Прямые поиски нефти и газа и их применение в Сибири // Геология и геофизика. -1981. -4. -С.27-29.
104. Туезова Н.А. Физические свойства горных пород Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. -М.: Недра, 1975. -128 с.
105. Турицын К.С., Мандельбаум М.М. Петрофизические закономерности формирования пористости песчаных коллекторов на Ковыктинском месторождении // Геофизика спец.выпуск «Иркутскгеофизика». -1999. -С.56-58.
106. Уемов А.И. Системный подход и общая теория систем. -М.: Мысль, 1978. -272с.
107. Уотерс К. Отражательная сейсмология. -М.: Мир, 1981. — 452 с.
108. Федякин А.П., Фатеев А.В. Способ оценки корреляционной связи между средней скоростью сейсмических волн и плотностью пород геологического разреза//Геология и геофизика. -1991. -5. -С.117-121.
109. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика): Справочник геофизика. М.: Недра, 1988. -456 с.
110. Формы геологических тел: Терминол. Справочник / под ред. акад. Ю.А. Косыгина. -М.: Недра, 1977. -246 с.
111. Фукс А.Б., Ломтадзе В.В. Макарчик Н.А. Прогноз продуктивности скважин по данным ГИС, керна и гидродинамических исследований // Геофизика. -1997. -1. -С.33-40.
112. Цибулин И.JI., Хабаров А.В. Особенности построения по сейсмическим данным геологических моделей месторождений нефти в васюганских отложениях // Геофизика спец.выпуск «Хантымансийскгеофизике 50 лет». -2001. -С.111-112.
113. Чернова Л.С., Перозио Г.Н., Потлова М.М. Проблемы поисков коллекторов и резервуаров нефти и газа в платформенных областях Сибири // Разведка и охрана недр. -2007. -8. -С.29-34.
114. Шериф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка: В 2-х т / М.: Мир, 1987.-Т. 1.-447 с.
115. Шехтман Г.А., Кузнецов В.М., Ефимов А.С. Прогноз микро- и макроструктуры околоскважинного пространства в условиях Юрубчено-Тохомской зоны на основе комплексирования ВСП и пластовой наклонометрии // Технологии сейсморазведки. -2004. -1. -С. 14-18.
116. Шехтман Г.А., Кузнецов В.М., Кошкарев В.З. Изучение структуры околоскважинного пространства в Западной Сибири пространственной системой НВСП//Технологии сейсморазведки. -2007. -2. -С.97-100.
117. Berryman J.G., Berge P.A., Bonner В.P. Estimating porosity and fluid saturation using only seismic velocities // Geophysics. -2002. -67. p.391-404.
118. Kallweit R.S., Wood L.C. The limits of resolution of zero-phase wavelets.-Geophysics, 1982.- Vol. 47. p.1035-1045.
119. Knapp R.W., Steeples D.W. High resolution common-depth-point reflection profiling field acquisition parameter design // Geophysics. -1986. -Vol. 51. -2. -p.283-294.
120. Kondratiev I., Kiselev YU., Krilov D. The dependence between resolving power and accuracy of the seismic waveform inversion: Abstracts of papers 55th EAEG meeting, Stavanger, 1993.
121. Robinson E.A. Time series analysis of geophysical inverse scattering problems , in Applied time series analysis: v.II, D.Findley,Ed. -New York, Academic Press, 1981. p.101-167.
122. Stewart R.R., Gaiser J.E., Brown R.J.,Lawton D.C. Converted-wave seismic exploration: Methods // Geophysics. -2002. -Vol. 67. -5. -p. 1348-1363.
123. Vakhromeyev G. S., Barishev A. S. The classification of Physico Geological Models of Mineral Diposits.- Geophys. Prosp.,1984, 32, N 1, p. 63-78.
124. Yilmas O. Seismic data analysis.-2 Volumes, SEG, 2001.
125. Walker R. Q-technology applies seismic methods to production // Oil &Gas Eurasia. -2005. -4. -p. 12-14.
-
Барышев, Леонид Алексеевич
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Иркутск, 2009
-
ВАК 25.00.10
- Методы геолого-геофизического изучения ловушек неантиклинального типа в связи с обоснованием рационального комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ в ХМАО
- Методология интерпретации поля скоростей продольных сейсмических волн для прогнозирования месторождений флюидного генезиса
- Применение двумерных кинематических моделей для интерпретации данных МОГТ в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы
- Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным
- Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ
