Развитие математических методов трехмерного сейсмогеологического моделирования сложнопостроенных изотропных и анизотропных резервуаров нефти и газа

Глебов, Алексей Федорович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Развитие математических методов трехмерного сейсмогеологического моделирования сложнопостроенных изотропных и анизотропных резервуаров нефти и газа
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Развитие математических методов трехмерного сейсмогеологического моделирования сложнопостроенных изотропных и анизотропных резервуаров нефти и газа"

На правах рукописи

ГЛЕБОВ Алексей Федорович

РАЗВИТИЕ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ТРЕХМЕРНОГО СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ИЗОТРОПНЫХ И АНИЗОТРОПНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

НЕФТИ И ГАЗА

25.00.10 — геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого- минералогических наук

МОСКВА 2006

Работа выполнена в Центре геолого-гидродинамического моделирования нефтяной компании «ЛУКОЙЛ».

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Адам Константинович Урупов

доктор физико-математических наук Владимир Маркович Глоговский

доктор геолого-минералогических наук Владимир Алексеевич Трофимов

Ведущая организация: Всероссийский геологический институт ВСЕГЕИ (г.Сапкт-Петербург).

Защита состоится « декабря 2006

г. в

—ч

часов на заседании

Диссертационного совета Д002.236.01 при Федеральном государственном унитарном предприятии «Институт геологии и разработки горючих ископаемых» (ФГУП «ИГиРГИ»), в конференц-зале.

Адрес: 117312, Москва, ул.Вавилова, д.25/1.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ФГУП

«ИГиРГИ».

Автореферат разослан « 2006 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

В.Ф.Мазанов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объектом исследований являются методы трехмерного сейсмогеологического моделирования природных резервуаров нефти и газа, основанные на экспериментальном и теоретическом изучении кинематических и динамических характеристик сейсмических волн в слоисто-неоднородных изотропных и анизотропных средах. По мере закономерного усложнения структуры не вовлеченных в разработку запасов и увеличения объемов буровых работ требования к точности и достоверности совместной интерпретации кинематических и динамических параметров непрерывно увеличиваются. Только, при наличии адекватной трехмерной сейсмогеологической модели возможно избежать непроизводительных затрат при дальнейшем наращивании добычи и воспроизводстве запасов УВ.

Актуальность темы. В настоящее время в Западной Сибири, также как и в большинстве других нефтегазоносных провинций России, основными объектами геологоразведочных работ на нефть и газ являются малоамплитудные и малоразмерные структуры с неантиклинальными ловушками различного генезиса. Экономически эффективно подготовить запасы УВ и ввести их в разработку возможно лишь при наличии трехмерной сейсмогеологической модели подземного резервуара, характеризующейся высокой степенью сходимости имеющихся и вновь получаемых данных бурения к однородным кинематико-динамическим данным детальной сейсморазведки.

Наиболее точную и достоверную информацию об кинематико-динамических параметрах сейсмических волн поставляют методы скважинной сейсморазведки и промысловой геофизики. Однако скважинные данные, отличаясь от наземных наблюдений, несомненно, более высокой вертикальной разрешающей способностью (ВРС), характеризуют свойства лишь в пределах ограниченного околоскважинного пространства, а их обычная межскважинная интерполяция и экстраполяция в горизонтальном направлении далеко не всегда бывает правомерной.

Качественно новые возможности по совместной интерпретации кинематических и динамических параметров открывают современные компьютерные технологии обработки и интерпретации сейсмических данных, получаемых по методике многократных перекрытий (ММП). Детальное изучение эффективных параметров временных полей и полей амплитуд, введенных в рассмотрение Ю.В.Ризниченко и Н.Н.Пузыревым, позволило не только повысить точность измерения и достоверность выделения сейсмических волн на фоне разнообразных помех, но и получать достаточные системы данных для уточнения латеральной и вертикальной неоднородности разреза путем решения обратных кинематических и динамических задач (ОКЗ и ОДЗ).

Для решения этих задач, начиная с 60-х годов и по найтсшцее время в России (С.П.Перельман, А.КЯновский, М.Б.Коростышевский, Г.Н.Боганик, Б.А.Вейцман, А.К.Урупов, Ф.М.Гольцман, С.В.Гольдин, Р.М.Бембель, В.М.Глоговский, Г.Н.Гогоненков, С.Н.Птецов, А.Г.Авербух, З.Н.Лозинский, Е-А.Козлов, И.А.Мушин, В.СЛерняк, С.А.Гриценко, Д.И.Судварг и др.) и за рубежом (ЗСНШМВЕКОЕЯ-СеоОисБ!, СОО-Ре1го8у81ет5, LANDMARK-GeograpЫcs, РАНАОЮМ-ОеорЬувка! и др.) был разработан целый ряд комплексов программ расширенной кинематической интерпретации, которые позволили продвинуть вперед теорию и практику автоматизированных структурных построений, кинематико- динамического анализа и сейсмофациального прогноза.

Однако, в условиях Западной Сибири эффективность имеющихся способов совместной интерпретации кинематико- динамических параметров и на сегодняшний день оказывается зачастую недостаточной для детального геолого-промыслового изучения внутренней неоднородности нефтяных и газовых резервуаров. Таким образом, актуальность темы данной диссертации предопределяется насущной необходимостью дальнейшего развития теоретических основ и практических приемов совместной интерпретации кинематико- динамических параметров сейсмических волн, которые при их

комплексировании с данными бурения обеспечивают достоверную сейсмо-детерминированную параметризацию эксплуатационных характеристик нефтяных и газовых резервуаров.

Цель диссертационной работы - развитие математических методов и практических приемов построения трехмерных сейсмогеологических моделей природных резервуаров, основанных на совместной интерпретации кинематических и динамических характеристик сейсмических волн в слоисто-неоднородных изотропных и анизотропных средах, включающих в себя сейсмоструктурную, сейсмоформационную, сейсмофациальную компоненты и в комплексе с данными глубокого бурения обеспечивающих во внескважинном пространстве достоверную параметризацию эксплуатационных характеристик подземных резервуаров УВ.

Для достижения указанной цели решались следующие основные задачи. 1 .В области развития математических методов структурно-скоростного моделирования:

• разработать способы вычисления производных поля времен и поляризации сейсмических волн по структурно-скоростным параметрам анизотропных слоисто-неоднородных сред, необходимые при реализации оптимизационных методов подбора с использованием первых и вторых производных;

• исследовать основные факторы и дефекты систем линейных уравнений, возникающих при сингулярной фильтрации временных разрезов и увязке сейсмических параметров, полученных по системе произвольно расположенных профилей.

2.В области развития способов совместной интерпретации кинематических и динамических параметров сейсмических волн разных типов:

• исследовать основные закономерности поведения поляризационно- кинематических параметров квазипродольных и квазипоперечных волн в слабоанизотропных упругих средах, на основе аналитических и численных математических методов установить теоретические соотношения, позволяющие классифицировать упруго-анизотропные среды по поляризационному признаку и осуществлять совместную интерпретацию поляризационно - кинематических параметров волн разных типов;

• исследовать влияние сложно напряженного состояния упругих материалов на стресс-индуцированную анизотропию и получить необходимые соотношения для использования поляризационно- кинематических параметров при оценке пьезоупругих модулей и сложно напряженного состояния среды.

3. В области развития методов сейсмоформационного и сейсмофациального моделирования:

• исследовать уравнения, описывающие линейное приближение геологической эволюции земного рельефа при протекании тектоно- седиментационных процессов и получить необходимые соотношения для классификации пространственно однородных тектоно-седиментационных режимов (TCP) и секвенс-стратиграфических системных трактов (LST, TST, HST, UST);

• на основе совместного анализа карт интервальных и вариационных времен исследовать нелинейную (вариационную) составляющую TCP при выделении различных сейсмоформационных зон (СФЗ) с однотипной тектоно- седиментационной (системно-трактовой) характеристикой.

4.На основе новых вышеперечисленных программно-алгоритмических способов совместной интерпретации кинематико-динамических параметров и существующих компьютерных технологий геолого-геофизической интерпретации разработать и опробовать на месторождениях Западной Сибири компьютерную технологию построения трехмерных сейсмогеологических моделей, которая включает в себя:

• минимизацию среднеквадратической невязки и увязки сейсмических параметров на пересечениях 2D- профилей с переменными вдоль профиля корректирующими поправками;

• оптимизационные способы пересчета кинематических параметров временных разрезов в структурно-скоростные параметры геологического разреза;

• регрессионный анализ карт кинематических и структурно-скоростных параметров с целью построения палеоструктурных сейсмоформационных карт и выделения квазиоднородных зон (СФЗ), характеризующихся закономерной приуроченностью кинематических и структурно-скоростных параметров к определенному типу тектоно-седиментационного режима (TCP);

• сингулярную фильтрацию временных разрезов, обеспечивающую максимально возможное соотношение сигнал/помеха сейсмической записи и кинематико-динамических параметров с последующим многомерным анализом кросс- плотов сейсмических и скважинных параметров, построением сейсмофациальных карт, выделением однотипных природных кластеров и сейсмофациальных комплексов (СФК), характеризующихся устойчивыми корреляционными связями рисунка сейсмической записи (динамических параметров) с типом геологического разреза (промыслово-геофизическими и геолого-промысловыми параметрами).

Фактический материал и методы исследований. Системно -теоретической основой исследований явились:

-фундаментальные уравнения геометрической и динамической сейсмики слоисто-неоднородных линейно- упругих анизотропных сред (Г.И.Петрашень, А.С.Алексеев, В.Г.Романов, М.М.Лаврентьев, С.В.Гольдин);

-фундаментальные понятия полей времен и полей амплитуд регулярных волн; метод эффективных параметров, кинематической интерпретации и динамического анализа (Ю.В.Ризниченко, Н.Н.Пузырев, А.К.Урупов, А.НЛевин, И.А.Мушин, В.М.Глоговский); -методы интерференционных преобразований волновых полей и статистической интерпретации (Ф.М.Гольцман, С.А.Нахамкин, А.А.Никитин);

-методы палеотектонического анализа мощностей, изучения корреляционной взаимосвязи стратиграфических поверхностей (Т.Б.Хейтс, К.А.Машкович, С.А.Скидан, И.И.Нестеров, АЛ.Наумов, Ф.З.Хафизов и др.).

Достоверность полученных результатов подтверждается многовариантными теоретическими расчетами, геолого- математическим моделированием и опробованием на представительных сейсмогеологических материалах по нефтяным и газовым месторождениям Западно-Сибирских нефтегазоносных областей (НТО): Каймысовской НТО (Крапивинское, Двуреченское, Западно-Моисеевское, Игольско-Таловое месторождения); Васюганской НТО (Западно-Останинское, Мыльджинское, Южно- Черемшанское, Кошильское, Аригольское); Среднеобской НТО (Советское, Полуденное, Стрежевское, Фобосское), Находкинское, Южно-Мессояхское и другие нефтегазоконденсатные месторождения Большехетской впадины.

В качестве исходных геолого-геофизических материалов использовались данные поисково-разведочного и эксплуатационного бурения «Томскнефть» (г.Стрежевой), «Томскнефтегазгеология» (г.Томск), «Мегионнефтегазгеология» (г.Мегион), данные 2D- и 3D- сейсморазведки, полученные Томским Геофизическим Трестом (г.Колпашево), «Томскнефтегеофизики» (г.Стрежевой), «Сибнефтегеофизики» (г.Новосибирск), «Ямалгеофизики» (г.Лабытнанги), «Башнефтегеофизики» (г.Уфа), СК «ПетроАльянс» (г.Москва) и др.

Научная новизна, полученных в работе результатов состоит в следующем:

1 .Для решения задачи структурных построений по данным отраженных волн методом оптимизационного подбора математической модели впервые был разработан (1984г.) и реализован (1988г.) способ расчета производных поля времен не только по скоростным, но и по структурным параметрам, описывающим акустически контрастные геологические границы. На основе применения к временным полям теории характеристик Гамильтона-Якоби, дифференциальных следствий закона Снеллиуса и принципа Ферма способы

вычисления производных поля времен по структурно-скоростным параметрам среды были распространены на произвольный класс слоисто-неоднородных упруго-анизотропных сложно-напряженных сред.

Научная новизна полученных результатов состояла в том, что теория характеристик и ее следствия впервые были применены к расширенному пространству переменных, в котором вектор пространственных декартовых координат дополнялся вектором структурно -скоростных параметров. Такой подход позволил для самого широкого класса сред в замкнутой математической форме получить аналитические и рекуррентные формулы для первых и вторых производных временного поля по расширенному пространству переменных, использовать их при оптимизационном подборе структурно-скоростной модели.

2.На основе разработанного способа впервые было осуществлено аналитическое изучение влияния упругой и стресс-индуцированной анизотропии на поляризационные характеристики квазипродольных и квазипоперечных волн (1994г.). С этой целью полученные Дж.Бейкусом приближенные аналитические выражения для кинематических параметров были дополнены аналитическими выражениями для поляризационных параметров. В результате аналитического изучения особенностей поляризации квазипродольных и квазипоперечных волн выявлено три класса упругих анизотропных сред: квазиизотропные, квазипоперечно-изотропные и собственно анизотропные среды. Предложенная поляризационно-сейсмическая классификация анизотропных сред (в отличие от кристаллографической классификации П.И.Федорова, использующей элементы внутренней симметрии кристаллов) основана на существовании двух, одной и отсутствия чисто поперечных волн, поляризованных перпендикулярно направлению распространения.

Важным преимуществом поляризационно - сейсмической классификации является то обстоятельство, что она основана на экспериментально - измеряемых (в полевом сейсмическом эксперименте) величинах и в этой связи позволяет классифицировать по типу анизотропии достаточно крупные интервалы разреза, что весьма затруднительно при априорном принятии тех или иных элементов кристаллографической симметрии.

Для квазиизотропных и квазипоперечно-изотропных сред установлены аналитические уравнения, которым должны подчиняться их упругие модули. Квазиизотропная среда имеет 7 независимых упругих модулей С33, см, сц, свб, <45. С46, С5б!

Си~ СЗЗ = с 13 + 2с55 = С23+ 2С44 = С\г+2сц,

Си = С34 = Си = Сзз = С16= С26 = C(4+2cs6 = С23+2С46 = сц+2сц = 0.

Характеристической чертой квазиизотропных сред является то обстоятельство, что продольные волны не реагируют на анизотропию, т.е. они имеют сферическую индикатрису, поляризованы в направлении распространения, зависят только от одного упругого модуля: и* =с33, И, =1с, где * - орт к фронту волны. При этом индикатрисы фазовых скоростей поперечных волн имеют субсфероидальную форму, а их пространственная ориентировка и главные значения фазовых скоростей определены посредством собственных векторов и собственных значений некоторой симметричной положительно- определенной матрицы имеющей шесть независимых упругих модулей:

с44 ~«45 ~с*6

G =

~ с45 е55 - С56 - СА6 56 С66

1,2

= (SpG - Fg% ± -v/CSp G- ГОс)1 - 4 det GFG-'i) / 2.

Векторы поляризации поперечных волн 2 повернуты относительно векторов в плоскости, касательной к фронту волны, на угол поляризационного вырождения у:

tg2 Г = ■ ■ ;■ ' \-.

При этом преобладание поляризационной интенсивности одной из поперечных волн будет зависеть от положения профиля наблюдений относительно главных осей индикатрисы фазовых скоростей. Отсюда в частности следует, что:

• многокомпонентные наблюдения с целью совместной интерпретации поляризационных и кинематических параметров волн непродольного типа должны производиться не в 2D профильной, а в 3D площадной модификации;

• поляризационно-кинематические параметры поперечных волн имеют, по сравнению с продольными волнами, более сложные закономерности и обладают вследствие этого существенно-большей информативностью.

Квазиизотропные модели (1994г.) теоретически подтвердили ранее экспериментально установленный факт (1985г.), что даже при весьма незначительной степени анизотропии продольных волн анизотропия поляризационно - кинематических параметров поперечных волн достигает, как правило, значительных величин.

3.Полученные аналитические выражения для дифференциальных поляризационно-кинематических параметров анизотропных сред позволили развить необходимый математический аппарат для экспериментального изучения поляризации в зависимости от расстояния источник-приемник (PVO-метод), который в отличие от известного AVO-метода требует обязательного привлечения многокомпонентных данных и обладает за счет этого большей помехоустойчивостью и информативностью.

С целью совместной интерпретации поляризационно-кинематических параметров восходящих к земной поверхности продольных волн (кажущегося угла выхода сейсмической радиации е и кажущейся скорости VK) впервые был предложен способ определения скорости поперечной волны в верхнем слое (1991г.): V, = VK Sin е/2 и показана принципиальная возможность ее определения. Реализация таких PVO-методов необходима не только при компенсации конверсионных эффектов наземных наблюдений продольных волн, но и при оценке влияния верхней части разреза ВЧР на динамические характеристики сейсмических отражений, изучаемых AVO-методом.

4.Для устранения остаточного влияния верхней части разреза (ВЧР) на кинематико-динамические параметры изучены основные факторы, обуславливающие невязки на пересечениях сейсмических профилей, предложены способы их параметризации аддитивной или мультипликативной полиномиальной составляющей К-ото порядка и построена система линейных уравнений, обеспечивающая минимальную среднеквадратическую невязку сейсмических параметров (1995г.).

В связи с некорректностью (отсутствием единственности решения) такого класса задач изучен дефект для различных систем расположения профилей. Показано, что минимальный дефект равен (К+2)*(К+1)/2 и сформулированы условия его достижения.

5.На основе линейного приближения к описанию тектоно-седиментационных режимов (TCP) получены необходимые соотношения, позволяющие классифицировать пространственно-однородные секвенс-стратиграфические системные тракты (LST: а<1, Ь>0; TST: а>1, Ь<0\ HST: а<1, Ь<0\ UST: а>1, Ь>0) и по остаточной (вариационной) составляющей TCP: SZ=Z2-aZl-b выделять квазиоднородные формационные зоны аккумулятивного или эрозионного типов с соответственно увеличенным (5Z<0) или уменьшенным (8Z>0) темпами осадконакопления относительно средней скорости по изучаемой площади (1998, 2001гг.). В качестве комплексного кинематического параметра, характеризующего различные сейсмоформационные зоны (СФЗ) с однотипной характеристикой TCP, предложено использовать различные соотношения вариационных и интервальных времен или мощностей: SZ/AX.

С использованием такого подхода для Айтор-Каменно-Сеульской зоны нефтенакопления показана возможность сейсмоформационного расчленения и представления юрских нефтеносных систем Ю0-9 сдвинутой вверх по восстанию серией структурно-литологических ловушек, мозаичное распространение которых контролируется формационными зонами аккумулятивного типа. Геолого-формационный контроль неструктурного размещения верхнеюрских нефтяных залежей по данным 2D/3D-сейсморазведки также был установлен пластов Ю13"4 подугольной пачки Крапивинско-Двуреченской зоны и пластов Ю/"2 надугольной пачки Аригольского и Западно-Полуденного месторождений. Новые сейсмоформационные модели были подтверждены последующим разведочным и эксплуатационным бурением, использовались для переоценки разведанных и предварительно оцененных запасов.

б.По результатам регионального обобщения детальных сейсмоформационных моделей Западно-Сибирских месторождений от Крапивинско-Двуреченской группы на юго-востоке до Болыпехетской группы на северо-востоке, от Аригольского месторождения на востоке до Каменного на западе диагностирована однотипная структурно-формационная характеристика юрско-меловых секвенс-стратиграфических (осадочных) комплексов (ССК), в кровле и подошве ограниченных опорными сейсмическими горизонтами: А - кровля доюрского комплекса, Т - верхи среднеюрских отложений заводоуковской серии (кровля малышевского горизонта), Б - кровля баженовского горизонта, Н - группа неокомских отражающих горизонтов в зоне перехода клиноформных комплексов в согласно-покровные, М - в средней части алымского (кошайского) горизонта, Mi - в нижней части покурской серии, Г - в кровле покурской серии, С и К - в средней и верхней частях дербышинской серии:

- Заводоуковский (Большехетский) нижне-среднеюрский ССК «А-Т» диагностируется как низкое стояние моря, т.е. как совокупность трех-пяти системных трактов LSTi'"3 компенсируемого углубления осадочного бассейна (а<1, Ъ>0), при котором нижние горизонты выклиниваются, налегая на выступающие склоны фундамента, а более верхние образуют покровные комплексы с поэтапным снижением темпа углубления и выполаживания структурных планов: Ъ/ > Ъ* > Ъ* > 0 и а/ < а¡2 < ai'< 1. Существование различных тектоно-седиментационных режимов (TCP) юрского периода, начинающихся с подъема уровня моря и заканчивающихся регрессией или стабилизацией береговых линий, в геологическом разрезе фиксировалось соответствующим развитием тонких глинистых покровов и песчано-глинисто-углистых LST-формаций со сходным литофациальным составом.

- Полудинский келловей-неокомский ССК «Т-Б-Н» представляет собой классический секвенс-стратиграфический трехтрактовый осадочный комплекс (LST2+TST2+HST2), в котором накопление осадков системных трактов низкого (LST2: аг<1, ¿2>0), трансгрессирующего (TST2: аг2>1, bi<0) и высокого стояния уровня моря (HST2: аг3<1, bi<0) было ознаменовано затоплением внутренних источников сноса (эрозионно-тектонических и вулканогенно-орогенных выступов доюрского комплекса) с последующим преобладанием внешних источников, приведших к формированию обширных песчаных террас аккумулятивного шельфа, береговых линий, проградационных ачимовских клиноформ и глинистых конденсированных покровов, включая нефтематеринские отложения баженовской свиты (Б) и реперные неокомские глины: пимские Hi00, сармановские Н200, асомкинские Н300, самотлорские Н400 и коликъеганские Н500.

- Саргатский неоком-аптский ССК «Н-M-Mi» отделяется от Полудинского условной поверхностью несогласия UST2, контролируемой зонально выдержанным отражающим горизонтом группы Н по максимально верхней границе закономерного фациального перехода неокомских клиноформных комплексов в согласно-покровные в соответствии с законом Головкинского-Вальтера. Саргатский комплекс представлен, как правило,

совокупностью системных трактов трансгрессирующего (ТБТз) и высокого стояния уровня моря (НБТз) с подчиненным развитием субконтинентальных ЬЭТз-формаций.

- Покурский апт-сеноманский ССК «М1-Г» отделяется от Саргатского регионально выдержанным отражающим горизонтом Мь контролирующим внутри покурской серии закономерную зону смены мелководных надкошайских и викуловских осадков НЭТз субконтинентальными покурскими отложениями Ь5Т4: (а^'2<1, >0).

- Дербышинский турон-датский ССК «Г-С-К» представляет собой классический трехтрактовый осадочный комплекс (Ь8Т5+Т8Т5+Н8Т5), который ознаменовал второй (после Полудинского) постгерцинский эпизод тектонической активизации с масштабным проявлением локальных дизъюнктивно-блоковых дислокаций, региональной перестройкой структурной позиции Западно- Сибирского бассейна и превращения его в морской залив Бореального океана,

Секвенс-стратиграфическая и структурно-формационная характеристика пяти вышеперечисленных осадочных комплексов обеспечила решение сложной задачи межрайонной индексации нефтегазоносных пластов, выявления перспективных объектов на неразбуренных участках и построения детальных геолого-математических моделей с учетом особенностей тектоно-седиментационного развития на основе данных бурения и сейсморазведки.

Личный вклад. Сбор, анализ, интерпретация и обобщение, представленных в диссертации геолого-геофизических материалов, производились лично автором по результатам работ 1983-2006гг., выполненных с его непосредственным участием в институте «ТомскНИПИнефть» Восточной нефтяной компании, производственном предприятии «Сибнефтегеофизика» и Центре геолого-гидродинамического моделирования «ЛУКОЙЛ».

С 1983 по 1998гг. в рамках тематических работ, финансируемых Управлением промысловой и полевой геофизики Миннефтепрома и ПО «Томскнефть», лично автором осуществлялась постановка и теоретико-алгоритмическое решение задач расчета производных полей времен и поляризации по структурно-скоростным параметрам геолого-математической модели, поляризационно-сейсмической классификации анизотропных сред и оценки их упругих параметров в классе квазиизотропных моделей, минимизации невязок сейсмических параметров на пересечениях профилей, определения динамических параметров с использованием метода главных компонент и сингулярной фильтрации.

С 1995 по 2000гг. в институте «ТомскНИПИнефть» автор занимался развитием компьютерных методик сейсмогеологического моделирования и структурно-формационной оценки эффективных параметров тектоно-седиментационных процессов с целью построения региональных и детальных сейсмогеологических моделей нефтяных и газовых месторождений юго-востока Западной Сибири, являлся ответственным исполнителем работ по тематическим и производственным сейсморазведочным работам приоритетных месторождений Восточной нефтяной компании: Крапивинско-Двуреченского, Полуденного, Советского, Стрежевского и другим.

С 2001 по 2003гг. в должности главного геолога «Сибнефтегеофизика» автор руководил и непосредственно участвовал в сейсмических нефтепоисковых и доразведочных проектах, финансируемых Департаментом по нефти и газу ХМАО, ТНК, Славнефть, ЮКОС (Махнинское, Ларломкинское, Каменное, Аригольское, Трайгородское и другим).

С 2003 по 2006гг. в должности начальника управления геологического моделирования «ЛУКОЙЛ» автор был одним из инициаторов регионального обобщения геолого-геофизических работ в Болыпехетской депрессионной зоне на северо-востоке Западной Сибири, непосредственно участвовал в выборе и оценке объектов геологоразведочных работ, уточнении методик структурно-скоростных построений и геолого-формационной диагностике нефтегазоносных и перспективных объектов Болыпехетской зоны.

На защиту выносятся следующие научные результаты.

1. Теоретические и программно-алгоритмические решения: задачи вычисления в слоистых средах производных поля времен т(х!,х2, в) по структурно-скоростным параметрам среды в на основе дифференциальных следствий принципа Ферма, устанавливающим траекторию сейсмического луча £ соединяющего источник х/ и приемник Х2, исходя из экстремальности времени пробега: т(х/,х2, в)=т\п$ Т(х\,х2, § 9) О Щх,,х2, ¿рУ<9= 0Г/дв, = с?Т/д(?-дТ/свд£, (#Т/д£у' ¿ТЩдв [1,21];

задачи вычисления первых и вторых производных поля времен ТГ(Х1,Х2, в), поляризации А1г(х[,х2,в), фазовых скоростей иг(х,к, в) и рефракции р/х, к, в) =к/о=<к/ск) сейсмических волн квазипродольного и квазипоперечного типов по структурно-скоростным параметрам анизотропных слоисто-неоднородных сред Сц,„т(х,у,г,В) [1,4] на основе уравнений Гамильтона-Якоби и интегрирования уравнений в вариациях для расширенного пространства переменных (х, у, г. О):

дв 8вКо) 2¿¿¿4 дв р'р" ' " дв иигг-о],^ дв

0 1ЛГ

задачи оценки устойчивости (точности а^ и смещенности /л^л) расчетов полей времен г и поляризации А к независимо варьируемым параметрам математической модели ой.'

ста и /и-М <?т/с1(? | с^йполучения приближенных аналитических представлений поляризационно- кинематических параметров сейсмических волн в средах со слабой Су,„„<?,]1Пт=Щ5„т+1х(8т§т+5,т5^ и стресс-индуцированной

анизотропией [8,9], оценки эффективных параметров анизотропных сред [1,6,7,19-28], классификации упруго-анизотропных сред по поляризационному признаку наличия двух,

......V"

одной и отсутствия чисто поперечных волн на квазиизотропные (Af'^kf', AjS1=kjn

А{=к), квазипоперечно-изотропные (А/'фк/1, Ар=к/2, А?фк) и собственно анизотропные (А/'фк/', А/2+к/*, А,рфк^) среды [8];

задачи оценки дефекта и вычисления переменных вдоль /-ого профиля корректирующих

поправок У^/' при минимизации невязок сейсмических параметров Ац на «-1

пересечениях Ц произвольно расположенных 2П- профилей [3,10,11]:

«Ц i

и-1

• задачи линейного описания тектоно-седиментационной эволюции земного рельефа: dZJdt- -aZ-Vx dZ/dX - Vy ffZJdf + Vz, включающей статистическую оценку эффективных параметров (a, Vx, Vy, VJ линейных пространственно-однородных тектоно-седиментацнонных режимов (TCP): Z2=aZl+b; формационную классификацию линейно-однородных секвенс-стратиграфических системных трактов (LST: а<1, Ь>0; TST: а>1, Ъ<0; HST: а<1, b<0; UST: а>1, Ь>0) и выделение квазиоднородных формационных зон (ФЗ) с однотипной кинематической (тектоно-седиментационной) характеристикой по картам интервальных (AZ=Z1-Z2) и вариационных (5Z=Z2-aZl-b) мощностей [1,15,18,37].

2.Методика геолого-математического и сейсмогеологического моделирования нефтяных резервуаров [1-3], основанная на решении вышеперечисленных задач и существующих компьютерных технологиях геолого-геофизической интерпретации, разработанная и апробированная на ряде месторождений Среднеобской, Каймысовской, Васюганской и других Западно-Сибирских НГО [2, 5, 12-19]. Важным компонентом разработанной технологии является проведение сейсмоструктурных, сейсмоформационных и сейсмофациальных построений, которые позволяют:

• провести площадной анализ и увязку кинематико- динамических параметров на пересечениях произвольно расположенных профилей; с использованием оптимизационных алгоритмов построить структурные и скоростные карты; оценить точность их построения;

• выявить площадную неоднородность кинематико- динамических параметров опорных отражающих горизонтов, контролирующих кровлю и/или подошву исследуемых резервуаров (Z1.Z2) и разбить их на квазиоднородные зоны с однотипной кинематической (СФЗ) и динамической (СФК) характеристикой: (AZ, SZ, А);

• в комплексе с данными бурения провести сейсмодетерминированную параметризацию внескважинного пространства на основе установления геостатистических связей между выявленными сейсмогеологическими зонами (СФЗ/СФК) и эксплуатационными характеристиками нефтяных и газовых резервуаров.

З.Результаты трехмерного сейсмогеологического моделирования [1, 2, 12-18, 29-53], включающие сейсмоструктурные, сейсмоформационные и сейсмофациальные карты с использованием которых было показано, что гипсометрически аномальный характер распределения нефтяных залежей Крапивинско-Двуреченской, Полуденно-Мохтиковской, Аригольско-Вахской, Айтор-Каменно-Сеульской площадей Западной Сибири обусловлен, прежде всего, наличием в пределах природного резервуара серии квазиоднородных сейсмогеологических зон (СФЗ/СФК) с однотипными литофациальными, промыслово-геофизическими (ПГИС), фильтрационно-емкостными (ФЕС) и др. характеристиками.

Многозалежный характер «структурных» ловушек с различными отметками водонефтяного контакта (ВНК) в разных частях одного и того же горизонта по данным геолого- промысловых и промыслово- геофизических исследований достоверно установлен уже на целом ряде сложно построенных месторождений Каймысовской, Среднеобской, Васюганской, Фроловской и других НТО Западной Сибири. Большей частью это привело к неэффективным буровым затратам и вскрытию в благоприятных структурных условиях обширных водонефтяных зон (ВНЗ) и «водяных коридоров» с общим перепадом отметок ВНК до 40-80м и более. Сейсмогеологическая диагностика и учет неструктурного характера стратиграфически единых, но гидродинамически обособленных нефтяных залежей является важным фактором эффективного планирования геологоразведочных работ и стратегическим резервом восполнения минерально-сырьевой базы на основе адекватного оконтуривания однородных тектоно-седиментационных (формационных) зон, представленных разными фациальными комплексами с различной степенью пликативно- дизъюнктивной дислоцированности.

Практическая ценность работы состоит в том, что разработанные алгоритмы совместной интерпретации кинематических и динамических параметров в соответствии с координационными планами Миннефтепрома/Минтопэнерго реализовывались в виде автономного пакета программ для персональных компьютеров IBM PC/AT, рабочих станций SUN ULTRA и включались в интерпретационные системы КИНГ/SPACE ОАО«Сибнефтегеофизика» [3], а затем использовались в качестве дополнительного автономного приложения «ПсевдоЛогСейс» к сертифицированным компьютерным технологиям построения трехмерных геологических моделей нефтяных резервуаров [14, 15, 23,28,29,31,35-46].

В наиболее полном объеме новая компьютерная технология построения трехмерных сейсмогеологических моделей была развернута в научно-исследовательском проектном институте «ТомскНИПИнефть» [31], где программы совместной интерпретации в комплексе с зарубежными системами «ИНТЕГРАЛ+» и «СТРАТИМЭЙДЖИК» французской фирмы СЖЖ-Петросистемс использовались для формирования программ геологоразведочных работ на месторождениях «Томскнефть», «ТомскПетролеумУндГаз», «ТомскГазпром», «Славнефть-Мегионнефтегазгеология».

Трехмерные сейсмогеологические модели месторождений Крапивинско-Двуреченской, Полуденно-Мохтиковской, Аригольско-Кошильской, Айтор-Каменно-Сеульской и других Западно-Сибирских зон нефтегазонакопления строились в рамках именно такой интегрированной технологии. Последующее планомерное осуществление сейсморазведочных рекомендаций по размещению разведочных и эксплуатационных скважин, принесло ощутимый геолого-экономический эффект [13-19], как за счет подтверждения выполненных сейсмоструктурных и сейсмофациальных построений, так и за счет сокращения затрат на бурение заведомо непродуктивных скважин.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы систематически докладывались на Международных геофизических конференциях, проводимых в России с 1992г. по 2006гг. (8ЕО/Мо8со\¥'92; 8ЕО-ЕАГО/Мо8со\у'93; ЗЕО/ЕАОЕ/ЕАГО/С-Петербург'95; 8ЕО/ЕАОЕ/ЕАГО/Москва'97; ЕАГО/С-Петербург'2000; ЕАГО/ЗЕв/ЕАСЕ/ Москва'2003; ЕАГО/8ЕО/ЕАОЕ/С-Петербург'200б); заседаниях Межведомственной комиссии МПР и Минтопэнерго по программам ГРР 1995-200бгг. (гг.Москва, Томск, Ханты-Мансийск, Сургут); методических семинарах ЦКР Минтопэнерго; постоянно действующих семинарах Института Геофизики ОИГГиМ СО РАН, ученых советах "ТомскНИПИнефть", научно-технических советах "Сибнефтегеофизика", ЦКГиР "Томскнефть" и других нефтедобывающих предприятий; Всесоюзных семинарах, проводимых в системе Миннефтепрома с 1986 по 1990гг. (по цифровой интерпретации и ПГР в 1986,1987,1990гг., г.Туапсе; по комплексной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС в 1989г., г.Гомель); Всесоюзных и региональных научных конференциях с 1983 по 1986гг. (гг.Новосибирск, Саратов).

Основные результаты диссертационной работы также докладывались на Всесоюзном совещании по многоволновой сейсморазведке в 1985г. (г.Новосибирск), Всесоюзной ярмарке идей в 1988г. (г.Бугульма), IV семинаре стран СЭВ по нефтяной геофизике в 1991г. (г.Москва); совещании Института методов обработки при Главном управлении геофизических работ Китая (г.Пекин, 1991г.); на П и III семинарах российско-норвежских семинарах в 1992-93гг. (гг.Берген, Иркутск); Всероссйской конференции Красноярскгеолкома в 1995г. (г.Красноярск); Международной геофизической конференции БЕОЛЗепуег'Эб; совещании специалистов Восточной Нефтяной Компании и Управления геологоразведочных работ Ирака в 1997г. (г.Багдад); на ежегодных совещаниях "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО" в 1997, 2001, 2005, 2006гг. (г.Ханты-Мансийск); научной конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» в 1998г. (г.Томск); на 10 семинаре пользователей программного обеспечения СОО-Ре1го5уБ1ет8 в 1998г. (г.Париж); Всероссийском съезде геологов и региональной научно-практической геологической конференции, посвященных 300-летию Горно-геологической службы России в 2000г. (гт.С-Петербург, Томск); международных технологических симпозиумах Института нефтегазового бизнеса в 2004 и 2006гг. (г.Москва), 68-ой конференции Европейской ассоциации геологов и нефтяных инженеров ЕАОЕ/2006 (г.Вена), Российской нефтегазовой конференции БРЕ/2006 (г.Москва), научно-технических советах и ежегодных геологических совещаниях ОАО «ЛУКОЙЛ» в 2003-06гг.

Публикации. По результатам диссертационной работы опубликовано более 50 печатных работ, в т.ч. три монографии. По тематическим и производственным сейсморазведочным работам с непосредственным участием автора защищено более 20 отчетов.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на 473 страницах машинописного текста, содержит 86 рисунков, 26 таблиц. Список литературы содержит 272 наименования.

Данная работа первоначально была подготовлена в научно-исследовательском проектном институте "ТомскНИПИнефть" по результатам работ в 1995-2000гг., затем в 2003-0бгг. она была доработана в Центре геолого-гидродинамического моделирования

компании «ЛУКОЙЛ». На различных стадиях подготовки монографии автор наиболее тесно взаимодействовал с Д.И. Судваргом, С.А. Гриценко, B.C. Черняком, В.П. Максимовым, В.Л. Сергеевым, А.П. Базылевым, К.Н. Зверинским, М.Е. Кротовым, Т.Р. Галимовым, Т.И. Евдокимовой, В.И. Чекановым, В.П. Калгиным, В.М, Моисеенко (Сибнефтегеофизика), В.Б. Белозеровым, Э.С. Крец, А.К. Багаутдиновым, A.B. Гавурой, В.И. Панковым, С.А. Чемякиным, С.Н. Шапоренко, С.А. Гладилиным, A.B. Бычковым, A.C. Баяновым, В.Г.Кужелевым, С.И. Матухновым (ТомскНИПИнефть), Н.И. Карапузовым, Э.В. Кривошеевым, В.И. Седуновым, Г.И. Берлиным (Томскнефтегазгеология), Г.З.Валеевым (Башнефтегеофизика), Л.Е. и И.Д. Сокол (Ямалгеофизика), Г.А.Богдановым, А.Ю.Коршуновым, О.И. Катаевым, Г.КХКобзаревым, Л.В.Строгановым, С.Н.Горецким, А.Н.Костенко, O.A. Неягловой, К.Е. Закревским, В.А. Мусихиным, И.Ю. Хромовой, С.Н. Григорьевым, Е.Л. Криушкиной, А.Д. Алексеевой, A.A. Граусманом, A.B. Скоробогатько (ЛУКОЙЛ), которым автор выражает благодарность за плодотворное сотрудничество, товарищескую и геологическую поддержку. Успешному внедрению новых геолого-геофизических подходов способствовало сотрудничество с московскими геологами и геофизиками: В.М. Глоговским, A.A. Пудовкиным (Геотехсистем), С.Н. Птецовым, Н.Л. Баранским (Парадайм), B.C. Славкиным, Н.С. Шик (ВНИГНИ-2), С.И. Филиной, В.А. Трофимовым (ИГиРГИ), A.C. Лавриком, Э.В. Коленковым, Ю.М. Закариевым (ЦГЭ), Э.Ю. Миколаевским, С.П. Каменевым (Пангея-Панаскоп), A.B. Низьевым, И.Н. Керусовым, П.Н. Страховым, О.В.Черновой (ПетроАльянс) и другими.

Все эти годы автор получал организационную поддержку со стороны руководства Западно-Сибирских нефтяных и геологических организаций: В.П. Мангазеева, И.Н.Кошовкина, В.И. Биджакова, В.Н. Нестерова, И.Э. Мандрика, A.A. Семянова, В.В. Гузеева. Особую признательность автор выражает академикам СО РАН С.В.Гольдину, H.H. Пузыреву, A.C. Алексееву, А.Э. Конторовичу за уникальную атмосферу, в которой сформировались научно-методические позиции автора по излагаемым вопросам.

Содержание работы.

Во введении обосновывается актуальность темы, формулируется цель и задачи работы, дается обзор исследований по теме диссертации. Рассматривается роль и место геолого-математических моделей (ГММ) в современном многозвенном интеграционном процессе геолого-технологического управления разведкой, разработкой и эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений (РРЭМ). Определяются основные компоненты геологических моделей, систематизируются факторы неоднозначности и неопределенности геологического моделирования, намечаются мероприятия по повышению точности и достоверности трехмерных компьютерных моделей.

В первой главе рассматриваются основные геолого-статистические методы и геолого-математические модели слоистых, массивных и двойных коллекторов, которые наиболее часто используются при изучении физических свойств и многокомпонентного состава природных резервуаров. Основное внимание в этой главе уделено математическим способам оценки точности, достоверности и неустойчивости при комплексной интерпретации и статистическом оценивании геолого-геофизических параметров. Приводится анализ неопределенностей и способов устранения основных неоднозначностей (невязок), возникающих при математическом моделировании пространственных распределений параметров сложно построенных резервуаров.

Основным назначением геолого-математической модели природного резервуара УВ является его описание как многокомпонентной трехмерной среды, геолого-геофизические параметры которой зависят от точки, направления и времени геофизического или геолого-технологического воздействия на резервуар в процессе его разведки и разработки. Исходя из этого различают однородные и неоднородные, изотропные и анизотропные, стационарные и нестационарные модели геологических сред.

В математическом отношении наиболее разработанной моделью геологической среды, допускающей детерминированное описание физических свойств от компонентного состава, является одномерно-неоднородная (слоистая) модель Рп(г), для которой ось ОХ направлена перпендикулярно поверхностям напластования: г(=2(.;+ЛЛ/, а эффективные геолого-геофизические параметры Рт(Ъ) слоистой пачки мощностью А связаны с петрофизическими характеристиками отдельных компонент Р„1=Рп(зависимостями моментно-степенного вида:

где Р„, - измеряемый эффективный параметр, описывающий и-ое физическое свойство многокомпонентной гетерогенной среды, Р„, и Aht - петрофизические свойства и мощность /ой слоистой компоненты неоднородной пачки, а„ и к, = Ah/h — структурно-текстурный показатель л-ого свойства и коэффициент объемного содержания /-ой компоненты в неоднородной среде.

Важной особенностью математической модели слоистой среды (1) является квазианизотропия интегральных геолого-геофизических параметров P„e(h), означающая их зависимость от направления и размера базы физических измерений. От петрофизических исследований на керне и скважинной геофизики до наземных геофизических и геолого-нефтегазопромысловых исследований - инструментальная база физических и геолого-технологических измерений изменяется от первых миллиметров и сантиметров до сотен и тысяч метров. При сопоставлении с характерным размером исследуемой геологической неоднородности это позволяет выделять микрослоистые и макрослоистые (пластово-массивные) модели природных резервуаров, первые из которых наиболее характерны для терригенных, а вторые - для карбонатных коллекторов.

В реальных средах основными физическими причинами возникновения анизотропии измеряемых параметров являются структурно-текстурные особенности литолого-фациального состава и напряженного состояния резервуаров на породно-слоевом уровне: микрослоистость, литофациальная неоднородность с различными типами пустотного пространства, трещиноватость, сложно напряженное reo- и флюидодинамическое состояние (горное и пластовое давление). Структурно-текстурные особенности по-разному проявляются для различно измеряемых физических свойств, что в математической модели (1) учитывается как зависимость структурного показателя а„ от способа измерения физического свойства п.

Так например, эффективная проницаемость Кпе, измеряемая вкрест KL и вдоль Kf напластований микрослоистой флюидопроводящей пачки, характеризуется различными физическими величинами, что в рамках математической модели (1) соответствует значениям структурного показателя а± = -1 и а, = 1. Для акустически упругой микрослоистой пачки этим же значениям структурного показателя будут соответствовать измеряемые при сейсмокаротаже и наземной сейсморазведке значения средних Vcp = Fxii эффективных

скоростей V] = Vf Vx. При плотностном и радиоактивном каротаже значение структурного показателя равно единице. При механическом каротаже значение структурного показателя скорости проходки равно -1. При измерении удельных электрических сопротивлений значения структурного показателя изменяются от -1 до -3 при среднем значении -2.

Вторым важным классом геолого-математических моделей многокомпонентных сред являются слабо неоднородные (массивные) среды P„(x,y,z), для которых трехмерная

или

неоднородность физических свойств мала по отношению к некоторой однородной эффективной модели P„^(x,y,z)=P°„:

P^Pnfay^ = PV<SP„/, I SP„, I = | SPnfaybZj |=| P„i-P°„\« P°„. (2) В этом случае также удается показать, что эффективные геолого-геофизические параметры слабо неоднородной среды Р„е в первом (линейно- томографическом) приближении связаны с объемными содержаниями и физическими свойствами отдельных компонент линейной зависимостью:

рт «¿ад. 2>,=i. о)

/-0 (»о

Эквивалентность геолого-математических моделей слоистых (1) и массивных (3) сред обеспечивается при а„—1, что для физических свойств массивных сред указывает на доминирующую роль неоднородности вещественного состава (объемно- весового содержания отдельных компонент) по сравнению с их структурно-текстурными особенностями (квазианизотропией физически измерямых свойств).

Широкое применение геолого-математической модели (1) оказывается обоснованным и в случае контрастно неоднородных (двойных) сред, в составе которых в малом объемном содержании присутствует компонента по определенному физическому свойству контрастно отличная от других компонент Рцо » Pot- В этом случае из (1) следует:

- too]**« (4)

[рЛ* = ÍK\PJ' /¿ k,, ¿*, = i-*0,

J-l 1*1 M

где Pao и Ра — физическое свойство контрастной компоненты и вмещающей среды, коиаа — 1/т коэффициент объемного содержания контрастной компоненты и структурно-текстурный показатель соответствующего физического свойства. Геолого-математические модели двойных сред широко распространены в практике акустического, электрического и радиоактивного каротажа при разделении относительных вкладов пористости и глинистости в измеряемые геолого-геофизические характеристики. При каротаже электрических сопротивлений рг для оценки параметров ко и т двойной (проводяще-непроводящей pjpa) среды используется формула Арчи-Дахнова: рс=р/ к™. В механическом каротаже бурения, такие параметры двойных сред как скорость проходки, удельная энергоемкость и относительный коэффициент буримости кв оказываются связанными с коэффициентом пористости кп пропорционально-степенной зависимостью: кв = А + В кц". Прямо-пропорциональная зависимость интервального времени пробега упругих волн от пористости кп широко используется при акустическом каротаже: Лак = А + В кп- В плотностном каротаже также используется прямо пропорциональная зависимость. При этом объемная плотность коллектора и скорость упругих волн в нем уменьшаются с увеличением пористости, а скорость проходки (буримость) и скорость фильтрации (проницаемость) — растет.

Таким образом, пространственная неоднородность и анизотропия упруго-плотностных свойств природных резервуаров предопределяют распределение геомеханических и фильтрационных свойств пород-коллекторов по противоположно направленной зависимости. Поэтому при выявлении латеральной анизотропии проницаемости, преобладающих направлений горизонтальных флюидных потоков и вероятной ориентации трещин гидроразрыва пластов (ГРП) можно использовать комплекс наземных сейсмических наблюдений (азимутальный скоростной и амплитудно-поляризационный анализ с полноволновыми акустическими и профилеметрическими измерениями в скважинах).

В первой главе изложены также разработанные автором алгоритмы увязки сейсмических параметров, полученных по системе произвольно расположенных профилей.

Вследствие ряда причин технического и геофизического характера сейсмические параметры (кинематические, динамические, структурно-скоростные), полученные по такой системе наблюдения, имеют на пересечениях профилей невязки, которые в ряде случаев превосходят удвоенную погрешность их измерения. К техническим факторам, обуславливающим невязки, следует, прежде всего, отнести: 1) независимый характер обработки отдельных профилей (изменение параметров или процедур обработки, систем наблюдения и т.п.), 2) погрешности топогеодезических работ (привязка профиля, топография местности) и др. К геофизическим - 1) стохастический (наличие случайных помех), 2) анизотропный (зависимость от направления профиля), 3) интегральный (зависимость от базы, на которой производилось определение), 4) некорректный характер (отсутствие единственности, слабая устойчивость в определении) некоторых сейсмических параметров. В любом случае площадной анализ невязок позволяет не только оценить суммарное влияние этих факторов на качество сейсмических параметров, но и при отсутствии грубых погрешностей, подлежащих исправлению и редактированию, минимизировать это влияние, т.е. провести увязку сейсмических параметров.

Традиционным альтернативным подходом к решению этой задачи является их двумерное 20-сглаживание. Однако при таком стандартном подходе предполагается, что оценка сейсмического параметра произведена по системе произвольно расположенных точек, и все измерения независимы и равноточны. В противном случае требуется задание корреляционных свойств помехи, что практически трудно выполнимо. Вместе с тем очевидно, что если оценка сейсмического параметра произведена по системе произвольно расположенных линий (профилей), то распределение помехи может быть различным для различных профилей. Неучет такой специфики сейсмических параметров при стандартном 20-сглаживании зачастую приводит к ошибкам, и как следствие, к снижению точности и достоверности выполняемых построений.

Для увязки сейсмических параметров, полученных по системе произвольно расположенных профилей, предложено использовать минимизацию невязок на пересечениях или непосредственное одномерно-двумерное (1.50 или 2.5Э) сглаживание. Предполагается, что фактор, обуславливающий невязки, удовлетворительно описывается аддитивной полиномиальной составляющей К-го порядка. Этот подход распространен на случай сглаживания сейсмических параметров при наличии разломов. В связи с некорректностью этого класса задач (отсутствие единственности) изучен дефект для различных систем профилей. Показано, что минимальный дефект равен (К+2) (К+1)/2. Сформулированы условия его достижения. Исследованы некоторые факторы, обуславливающие невязки на пересечениях профилей. Показано, что:

• относительные невязки эффективных скоростей на пересечениях профилей, обусловленных негоризонтальностью отражающих границ, при углах падения Ф«10° не превосходят 2% и лишь при <р >25 0 - невязки могут превосходить 10%;

• при сглаживании профильных геолого-геофизических данных на малых базах Ь относительно размера целевого объекта Т (Ь/Т<1) максимальные невязки сглаженных параметров возникают на пересечениях профилей, идущих вдоль и вкрест простирания; при 1УТ>1 максимальные невязки могут возникать и на других направлениях; при Ь/Т > V* относительные невязки могут превосходить 10%, поэтому процедуру сглаживания по отдельным профилям следует осуществлять весьма корректно с базами не превосходящими 1/4 среднего размера картографируемых аномалий;

• при площадной коррекции статических поправок (ЗО-СтП) минимальный дефект -количество дополнительных априорных данных равно 10. Такой же дефект может быть достигнут и в случае коррекции статических поправок по отдельным профилям (2Б-СтП) с последующей площадной увязкой кинематических параметров.

Во второй главе изложены теоретико-эмпирические основы сейсмоструктурного и сейсмоскоростного моделирования. С целью выявления теоретических и методических резервов в развитии современных методов структурно-скоростной сейсморазведки базисные понятия геометрической сейсмики и кинематической интерпретации волн разного типа расширяются на класс эллиптически анизотропных неоднородных сред, допускающих точные и приближенные аналитические представления. Показано, что:

• для увеличения точности и достоверности сейсмоструктурных построений целесообразно использовать методы оптимизационного подбора с использованием как первых, так и вторых производных временного поля по параметрам структурно-скоростной модели среды;

• вычисление производных поля времен по структурным параметрам, также как и по скоростным, сводится к интегрированию расширенной системы характеристических уравнений и к трансформации производных на границах раздела;

• после вычисления производных временного поля по пространственным координатам, интегрирование уравнений для производных по структурно-скоростным параметрам сводится к вычислению квадратур;

• для слоисто-однородных сред с аналитически-заданной индикатрисой лучевой скорости интегрирование не требуется, все вычисления сводятся к простому рекуррентному пересчету производных от слоя к слою.

Отличительной чертой методов подбора, минимизирующих заданную меру расхождения экспериментальных и теоретических данных, является их высокая вычислительная сложность, обусловленная не только времяемкостью прямой кинематической задачи (ПКЗ), но и большим количеством итераций, которые приходится совершать чтобы добиться удовлетворительного решения. Уменьшить количество итераций возможно либо за счет линеаризации зависимости исходных данных от искомых параметров путем соответствующего их преобразования (итеративные алгоритмы), либо за счет вычисления производных минимизируемого функционала (оптимизационные алгоритмы с использованием производных), либо за счет того и другого одновременно.

При этом необходимо вычислять производные поля времен по структурно-скоростным . параметрам среды. Для скоростных параметров в случае рефрагированных волн эта задача в линейном приближении решалась В.Г.Романовым, А.С.Алексевым и другими исследователями по сейсмической томографии. В случае, если среда мало отличается от заданной, в которой известны времена пробега отраженных волн, на основе метода малого параметра Э.А.Блясом разработана техника вычисления возмущений времен пробега, вызванных возмущениями как пластовых скоростей, так и границ раздела.

В общем случае слоисто-неоднородной упруго-анизотропной модели среды с криволинейными границами раздела, способ вычисления производных поля времен по структурно-скоростным параметрам развит автором [1,4,15, 21]:

1.Дана постановка задачи и получены уравнения для вычисления первых и вторых производных поля времен по структурно-скоростным параметрам неоднородной анизотропной модели среды с криволинейными границами. Показано, что вычисления вторых производных поля времен по параметрам среды в сводится к расширенной системе уравнений в вариациях. При этом, решение всех дополнительных уравнений сводится к квадратурам. Важным, с практической точки зрения, следствием этого является то обстоятельство, что добавочная сложность вычисления вторых производных по параметрам среды, по сравнению с вычислением вторых производных по координатам источника X/ и приемника Х2, оказывается не столь велика.

2.На основе принципа Ферма построены рекуррентные соотношения, позволяющие рассчитывать полный набор производных временного поля от слоя к слою. На этой основе получен полный набор соотношений, связывающий вторые производные временного поля отраженной волны ¡(х,1) в точке 1=0 со вторыми производными

фиктивной волны, излучаемой из точки отражения центрального луча. Для пространственных переменных (координат источника - приемника) эти соотношения впервые были получены С.А.Гриценко и В.С.Черняком. В частности, они означают, что предельная эффективная скорость, так же как первая производная не зависит от кривизны отражающей границы. Остальные же производные, за исключением первой производной времени по структурно-скоростным параметрам среды, зависят от кривизны отражающей границы. Эти математические выражения позволяют на этапе решения прямой кинематической задачи (ПКЗ) рассчитать вторую производную линий /а в точках выхода опорных лучей. Эти же выражения можно использовать на этапе решения обратной кинематической задачи (ОКЗ) для корректировки начального приближения при построении центрального луча, а также для оценки дисперсии вычисляемых структурно-скоростных параметров разреза.

Третья глава посвящена развитию теоретических основ динамической сейсмики анизотропных сред. В первом разделе этой главы приводятся основные соотношения, определяющие фазовые скорости и поляризацию квазипродольных и квазипоперечных волн в анизотропных средах. Во втором разделе изучаются основные уравнения, описывающие распространение скалярных волновых полей в эллиптически-анизотропных. средах, рассмотрение лучевого переноса сейсмической энергии производится с учетом эффективного затухания, геометрического расхождения и дифракции. В третьем разделе рассматриваются способы вычисления геометрического расхождения для различных типов волн, в четвертом -устанавливаются аналитические зависимости дифференциальных параметров полей амплитуд сейсмических волн от упругих параметров изотропных сред, в пятом - изучаются различные способы интегральной оценки амплитудных и поляризационных параметров.

Дифференциальные и интегральные параметры волновых полей рассматриваются как основной фактор, позволяющий извлекать из динамических параметров регулярных сейсмических волн дополнительные сведения о скоростной характеристике разреза. В дополнение к широко используемым методам АУО-анализа (зависимость амплитуд от расстояния источник-приемник) предлагается использовать метод РУО-анализа (зависимость поляризации от расстояния источник-приемник). Применительно к объемным продольным волнам, регистрируемым на земной поверхности, РУО-метод сводится к комплексному измерению кажущейся скорости К* и кажущегося угла выхода с с определением скорости поперечной волны в верхнем слое по точной плоско-волновой формуле: У,=У/,$1п е/2.

При скоростном анализе регулярных волн с ярко выраженным амплитудным АУО-градиентом предлагается использовать обобщенную формулу для энергетического оператора подобия. При этом амплитуда скоростного спектра значительно увеличивается, а разрешенность несколько уменьшается.

В четвертой главе развиваются математические основы и приемы совместной интерпретации кинематических и динамических характеристик сейсмических волн в анизотропных средах. Существующие в настоящее время способы обработки и интерпретации сейсмической информации не в полной мере учитывают векторный характер волнового поля и в частности такие его фундаментальные характеристики как поляризация и существование волн разных типов. Действительно, в рамках наиболее распространенных изотропных моделей вращение векторов поляризации обусловлено искривлением, кручением луча; а распространение волн продольного и поперечного типа имеет независимый характер. По мере накопления результатов экспериментальных исследований в районах с разнообразным геологическим строением была установлена не только явная зависимость скоростей распространения сейсмических волн от направления, но и наличие интенсивных (особенно у поперечных и обменных волн) побочных компонент поляризации, не связанных с кручением луча в процессе распространения. Таким образом, развитие экспериментальных

и теоретических основ многоволновых сейсмических исследований обусловило все более и более широкое применение анизотропных моделей сред.

В первом разделе этой главы изложен развитый автором способ вычисления производных поля времен по структурно-скоростным параметрам [4]. Приводится постановка задачи и уравнения для вычисления первых и вторых производных поля времен для общего случая слоисто- неоднородной упруго- анизотропной модели среды с криволинейными границами раздела. Показано, что вычисление вторых производных поля времен по параметрам среды в сводится к расширенной системе уравнений в вариациях. На этой основе устанавливается связь геометрического расхождения с матрицами вторых производных временного поля, тем самым раскрывается связь между динамическими и кинематическими параметрами сейсмических волн.

Во втором разделе на основе решения задачи на собственные вектора и собственные значения методом возмущений получены приближенные аналитические выражения для векторов поляризации, индикатрис нормальных скоростей и времен пробега квазипродольных и квазипоперечных волн в слабо анизотропных однородных средах. На основе анализа полученного решения выявлены условия наличия двух, одной, отсутствия чисто поперечных волн ("квазиизотропная", "квазипоперечно-изотропная", собственно анизотропная среды). Показано, что "квазиизотропная" среда характеризуется семью упругими параметрами и получены аналитические выражения для индикатрис нормальных скоростей и векторов поляризации.

В третьем разделе изучаются квадратические аппроксимации индикатрис нормальных скоростей и линейные аппроксимации векторов поляризации, которые пригодны для ограниченного диапазона углов и необходимы при совместной интерпретации волн разных типов методом эффективных параметров. На экспериментальных материалах многоволновой сейсморазведки рассмотрена методика совместной интерпретации волн разных типов в "квазиизотропном" приближении.

В четвертом разделе изучаются основные уравнения, описывающие распространение сейсмических волн в предварительно напряженных нелинейно-упругих анизотропных средах. Для квадратично-нелинейного закона Гука-Мурнагана полученные приближенные выражения позволяют учесть влияние сложно напряженного состояния на анизотропию фазовых скоростей и поляризации, использовать их для определения упругих модулей второго и третьего порядков.

Научная новизна результатов этой главы состоит в том, что математические выражения для кинематических ЫМО-параметров рассматриваются в неразрывной связи с поляризационными РУО-параметрами, что позволяет существенно сузить неоднозначность оценивания упругих параметров по экспериментально измеряемым данным. На этой основе удается выявлять математические условия наличия двух и одной чисто поперечных волн, учитывать влияние сложнонапряженного состояния на анизотропию акустических свойств.

В пятой главе рассматриваются методы и результаты трехмерного геологического моделирования, полученные для юрских нефтяных месторождений Западной Сибири при непосредственном участии автора и с использованием новых геофизических методик и интеграционных технологий.

Сейсмофоумаиионные методы основываются на максимально глубокой декомпозиции временных разрезов на ряд обособленных сейсмогеологических комплексов (СК), кровля и подошва которых контролируется отражающими горизонтами (ОГ). устойчиво коррелирующимися по всей площади работ. На основе привязки опорных сейсмических горизонтов к данным ГИС определяется стратиграфический объем и диагностируется секвенс-стратиграфический ранг выделенных сейсмокомплексов (осадочный комплекс, системный тракт, осадочная формация, формационная зона, фациальный комплекс). В Западной Сибири обычно достигаемая современной

сейсморазведкой вертикальная разрешающая способность (ВРС) такова, что выделяемые сейсмокомплексы относятся к рангу осадочных мегакомплексов и комплексов (Sequence): "А-Т" заводоуковский нижне-среднеюрский Jih-J2bt, "Т-Б-Н" полудинский келловей-неокомский Jjcl-Kinc, "H-Mf' саргатский неоком-аптский Kinc-Kia, "Mi-Г" покурский апт-сеномаяский Kia-K2cm, "Г-С-К"дербышинский верхнемеловой Кг, "К-Э" называевский палеогеновый Р1-Р3,

"Э-О" некрасовский и бурлинский палеоген-неоген-четвертичный Рз-N-Q; или осадочных мегаформаций и формаций - системных трактов, характеризующихся низким (LST), трансгрессирующим (TST) и высоким (HST) уровнем моря (System Tract): васюганская свита - нижнеполудинская LST-формация "Т-Ю1", баженовская и георгиевская свиты - среднеполудинская TST-мегаформация "Ю1-Б", мегионская свита - верхнеполудинская HST-мегаформация "Б-Ач-Н". Для детального решения нефтегеологических задач выделенные сейсмокомплексы необходимо дополнительно расчленять на 2 - 5 сейсмоформаций. Детальность расчленения определяется, прежде всего, вертикальной (кинематической) разрешенностью временных разрезов.

Сингулярная филътраиия и сейсмофаииалъные методы анализа временных разрезов МОГТ в отличие от сейсмоформационных методов ориентированы на изучение большей частью не кинематических, а динамических параметров, исчерпывающим образом описывающих рисунок сейсмической записи в интервале продуктивного пласта. Сейсмофации, обладающие характерным внутренним рисунком сейсмической записи, представляют собой части сейсмогеологических комплексов по вертикали и/или по латерали, отражая седиментационную (в основном) и/или литолого-катагенетическую дифференциацию осадочного разреза этих единиц. В сейсмической записи они, по мнению американских основателей сейсмостратиграфии, выражены в виде ассоциации сейсмических отражений, характеризующихся определенными интенсивностью, амплитудой, особенностью взаимного расположения, поведения отдельных осей синфазности, конфигурацией.

С целью детального сейсмофациального (кинематико-динамического) анализа широко применяются методы стратиграфической деконволюции, псевдоакустического преобразования, Гильберт- трансформаций, спектрально-временного (СВАН) и фазо-частотного (ФАН) анализа, AVO- и PVO- методик анализа мигрированных сейсмограмм и др. Особой популярностью в России и за рубежом в настоящее время пользуется система многомерной интерпретации ПАНГЕЯ-ПАНАСКОП и пакет программ сейсмофациального анализа СТРАТИМЕЙДЖИК. Автором с этой целью использовался пакет программ сингулярной фильтрации "ПсевдоЛогСейс" [14, 29, 31], который на основе многомерного регрессионного анализа обеспечивает сингулярную фильтрацию и трансформацию сейсмических трасс в псевдокаротажные диаграммы межскважинного пространства.

Математические методы сингулярного разложения, основанные на выделении из волнового поля главных информативных компонент, обеспечивают максимально возможное увеличение сигнал/помеха и позволяют наиболее полно решить задачу сейсмофациального анализа временных разрезов. Основные принципы сингулярной фильтрации геофизических полей [14] сводятся к следующему: полнота и ортогональность многомерного признакового пространства геофизических параметров; визуальный контроль качества многомерных регрессионных связей между сейсмическими и скважинными параметрами; исследование артефактов, т.е. выявление неразличимых или ложно различимых классов, в которых прямые свойства геологического объекта различаются существенно, а косвенные геофизические весьма подобны.

Принцип полноты признакового пространства (или максимально глубокой взаимно однозначной декомпозиции) означает, что из необозримого ряда всевозможных трансформаций временных разрезов достаточно выбрать только одну из них, но такую, которая в соответствии с фундаментальным принципом С.А. Нахамкина осуществляет взаимно однозначное разложение исходного волнового поля на интервальные кинематико-динамические параметры. При этом основной фильтрующий эффект таких факторно-аналитических трансформаций обеспечивается за счет отбрасывания неинформативных параметров и выявления наиболее эффективной комбинации информативных параметров.

Принцип ортогональности (или линейной независимости) признакового пространства означает, что из всего необозримого ряда кинематико-динамических параметров необходимо анализировать только те из них, которые не являются линейной комбинацией друг друга. Для структур третьего порядка и временного окна 35 - 70мс, число линейно независимых параметров, описывающих форму сейсмической записи с точностью 99,9999%, обычно не превышает 5-7 линейно-независимых параметров.

Полнота и ортогональность признакового пространства - это весьма важное и очевидно справедливое требование, которое достаточно легко соблюсти для любого полного набора интервальных параметров за счет их принудительной ортогонализации по методу Грама - Шмидта. В результате этого размерность признакового пространства резко понижается, а любой новый способ получения дополнительных параметров рассматривается не как новый альтернативный метод, а как возможность появления дополнительной размерности в признаковом пространстве.

Принцип контроля качества регрессионных зависимостей, кластерного анализа и исследования артефактов наиболее просто соблюсти при использовании методики многомерных кросс-плотов сейсмических и скважинных параметров, рассчитанных как по заданным окрестностям скважин, так и по всей площади исследований. Так, например, попарное сопоставление двумерных кросс-плотов динамических параметров временных разрезов МОГТ позволяет обнаружить природную кластеризацию различных скважин, выделить близкие, сопредельные и максимально различные (по сейсмофациальному признаку) типы скважин, установить граничные значения для площадного районирования различных сейсмофациальных комплексов (СФК).

В разделе 5.1 этой главы представлены также необходимые соотношения, позволяющие на основе линейного приближения к описанию тектоно-седиментационных режимов классифицировать пространственно однородные процессы и выявлять остаточную (вариационную) составляющую. Действительно, при интенсивном осадконакоплении скорость эволюции рельефа 2(х,у,г), аккумулирующего осадочный материал, зависит главным образом от палеогеографии, геоморфологии и геотектоники осадочного бассейна, а именно - от трех интегральных параметров [1,15,18,37]:

• превышения рельефа осадочного бассейна Х(х,уЛ) относительно уровня моря IV(¡);

• углов предельного равновесия (рх(х,у,1) и <Ру(х,уЛ), при наклоне рельефа ниже этих предельных значений (сШЗХ < íg(px, ¿Щд¥ < tg<p¡,) эрозия (транспорт осадочного материала) прекращается, а действие гравитационных, аэро-, гидро- и гляциодинамических сил, транспортирующих осадочный материал, становится принебрежимо малым;

• скорости погружения-воздымания осадочного бассейна С(х,у,1).

Обычно при любых математических методах моделирования физических процессов, прежде всего, используют линейное описание причинно-следственных связей. Следуя этой традиции, предположим, что скорость миграции палеорельефа дЯЗ осадочного бассейна линейно зависит от палеогеографических ЩО, геоморфологических <Рх(х,у,1), (¡>у(х,уХ) и геотектонических С(х,у,с) процессов [1, 37]:

та = -а (ъ-щ -ух (зяах-^ч^ - уу (¿я/ду^^+в,

зяа = -а х - у, зг/ах - уу т/т + уж, (5)

V, = в + «Ж + V, + Уу Щсру, где а, V* Уу, Уг - эффективные параметры эндо- и экзогенных процессов, описывающие выполаживание рельефа и скорость его миграции в горизонтальном и вертикальном направлениях X, У, X. Эффективные параметры тектоно-седиментационных процессов а, Ул, Уг в общем случае могут принимать как положительные, так и отрицательные значения. При Уг>0 происходит углубление, при Уг<0 - обмеление, при Уц<0 - трансгрессия, при Ук>0 - регрессия, при а>0 - затухание (компенсация), при а<0 - формирование некомпенсированного рельефа палеобассейна относительно исходного палеорельефа

Таким образом, в общем случае (таблица №1) можно выделять восемь различных тектоно-седиментационных режимов и соответствующих им осадочных формаций: ЬБТг, ЬЭТ^ ТвТг, ТБТ^ ШТг, ШТ^ хроностратиграфических перерывов и угловых несогласий: иЗТгиШП.

Формационная классификация тектоно-седиментационных режимов осадочных бассейнов. _Таблица №1.

№ индекс Интервалы изменения эффективных параметров Тип тектоно-седиментациопного режима

I. НЭТг Ур>0, «¿0, У2<0 компенсируемое регрессивное обмеление

И. ЬЭТг Ук£0, а>0, Уг>0 компенсируемое регрессивное углубление

III. НЭП Ум<0, а>0, Уг<0 компенсируемое трансгрессивное обмеление

IV. ЬЭТС УР<0, сёО, Уг>0 компенсируемое трансгрессивное углубление

V. ШТг Ур>0, а<0, Уг<0 некомпенсируемое регрессивное обмеление

VI. ТБТг УРЖ а<0, Уг>0 некомпенсируемое регрессивное углубление

VII. штг УР<0, а<0, У2<0 некомпенсируемое трансгрессивное обмеление

VIII. ТБТС Уц<0, а<0, Уг>0 некомпенсируемое трансгрессивное углубление

В общем случае эффективные параметры а, У„ Уу, У, меняются во времени и пространстве достаточно сложным образом. При изучении локальных площадей и небольших стратиграфических интервалов можно предположить пространственно-временную однородность тектонических и эрозионно-седиментационных процессов. В этом случае тектоно-седиментационное уравнение (5) имеет аналитическое решение:

г(г,у,0 = еа г0(х-Ул у-УУ0 + V, (1-е«*) / а, где 2(,(х,у) и Х(х,у,г) - начальное и текущее положение рельефа осадочного бассейна, 1Уо=У/а - равновесное (устойчивое к действию тектонических и эрозионно-седиментационных процессов) положение рельефа. В большинстве случаев скорость бокового наращивания разреза У* Уу намного ниже вертикальной скорости заполнения осадочного бассейна (V*, Уу<< Уг). В этом случае кажущиеся углы наклона субгоризонтально

залегающих границ можно считать малыми, а глубины подошвы седиментационного комплекса 2о связанными с глубинами кровли 2 и мощностью комплекса А зависимостями линейного вида:

2 =а г0+ Ь+с д2</8Х+ йдЫд?, Для оценки эффективных параметров тектоно-седиментационных режимов геологического прошлого (а,Ъ,с,<Х) можно использовать методы многомерного регрессионного анализа. При этом коэффициенты а,Ь оцениваются надежно, а коэффициенты с,<1 - из-за малости величин неустойчиво. Кроме этого, на корректность оценивания сказываются: ошибки в картировании опорных горизонтов; наличие существенной нелинейности и пространственно-временной неоднородности тектонических и седиментационно-эрозионных процессов; приближенный характер учета латерального сноса осадочного материала (бокового наращивания разреза). Поэтому

количественную оценку эффективных параметров тектоно-седиментационных процессов следует осуществлять весьма тщательно, используя для этого как можно более узкие стратиграфические интервалы и отбраковку сильно "отскакивающих" (от регрессионной зависимости) точек.

Однако, качественная характеристика (классификация) тектоно-седиментационных режимов в независимости от этого выполняется весьма надежно. При а<1 происходит компенсирумое осадконакопление, при а>1 — некомпенсируемое. При с/с1>0 боковое наращивание разреза происходит в юго-западном (северо-восточном) направлении, при М<0 - в юго-восточном (северо-западном). Коэффициенты ЬяЩ также могут принимать положительные или отрицательные значения. При \Уц<0 происходит обмеление осадочного бассейна, при 1¥о>0 - углубление. Таким образом, без учета бокового наращивания разреза из восьми возможных формационных классов надежная диагностика осуществляется всего по их четырем парам: (ЬЭТт+ЬЭТО, (ТЗТг+ТЭП), (НвТг+НЭТ^, (ШТг+иЗП).

С секвенс-стратиграфической точки зрения следует также различать четыре типа тектоно-седиментационных режимов, закономерно следующих один за другим: ЬБЬ -(низкого уровня моря), ТБЬ - (трансгрессирующего уровня моря), НБЬ - (высокого уровня моря), ис - (тектоно-стратиграфическое несогласие). С определенной долей условности четырехформационная и секвенс-стратиграфическая (системно-трактовая) классификация тектоно-седиментационных режимов оказывается тождественной (таблица №2).

Структурно-формационная диагностика тектоно-седиментационных режимов. ____Таблица №2.

Секвенс-стратиграфическая классификация TCP Структурно-формационная диагностика TCP и соответствующие им системные тракты:

• LSL - низкий уровень моря, « L - компенсируемое углубление {а<1, Ъ>0), • LST - осадочная формация,

• TSL - трансгрессирующий уровень моря, • Т - некомпенсируемое углубление (а> 1, Ь<0), • TST - осадочная формация,

• HSL - высокий уровень моря, • Н - компенсируемое обмеление (а<1,6<0), • HST - осадочная формация,

• UC - тектоно-стратиграфическое несогласие. • U - некомпенсируемое обмеление (а>1,£»0), • UST - несогласие.

Для того чтобы изучить неунаследованную характеристику в развитии каждого седиментационного комплекса, следует использовать парные корреляционные связи между глубинами кровли и подошвы 2/х,у) седиментационного комплекса. При этом

разностные карты Оц(х,у), представленные в виде квадратной матрицы, для N горизонтов

вф,у) = г,(х,У) -г/х,у), Сл(х,У) =г,(х,у) -аиг/х,У) -ъи, в«(х,У) = г,(х,у), где 1=1, ... , N и _/=/, ..., N будут характеризовать мощность Оу(х,у), суммарный эффект от неунаследованного развития С],(х,у) и структурный план Ои(х,у) каждого седиментационного комплекса. Совокупность карт Су(х,у), представленная в виде квадратной (так называемой изопахической) матрицы, позволяет установить время и ориентировку основных структуроформирующих движений, последующих седиментационно-эрозионных и постседиментационных процессов. Для решения задач сейсмоформационной диагностики кроме карт глубин можно использовать и карты изохрон. При этом влияние сейсмических скоростей не учитывается, но ошибки в их определении на изохорическую матрицу не сказываются. Парные корреляционные связи для задач палеотектонического анализа юрско-меловой истории развития и ранее широко применялись в практике сейсморазведочных работ, но в большинстве случаев на чисто качественной визуальной, а не количественной

основе. Изложенный подход позволяет более последовательно подойти к решению этой весьма сложной и актуальной задачи.

5.2.Методика и результаты геолого-формационного моделирования юрских резервуаров Юо-п Айтор-Каменно-Сеульской зоны Фроловской нефтегазоносной области [1, 18].

К концу 90-х годов становилось очевидным, что в отличие от общепринятых представлений нефтяные залежи юрского НТК в Западной Сибири отличаются сильной изменчивостью коллекторских свойств, негоризонтальным водонефтяным контактом (ВНК), неравномерным распределением скважин по добывным возможностям на высоко- и низкопродуктивные, гипсометрически аномальным водонефтяным насыщением, высоким темпом обводнения и гидродинамической изоляцией отдельных зон. Отсутствие достоверных критериев сейсморазведочного выявления таких неструктурных объектов в сочетании с недостаточной их изученностью методами промысловой геофизики и петрофизики являются главным сдерживающим фактором, препятствующим уже на протяжении 45 лет:

• адекватной оценке ресурсной базы, сосредоточенной в юрских ловушках неструктурного типа;

• оптимальному размещению разведочных и эксплуатационных скважин при освоении новых залежей;

• форсированному вводу в разработку разведанных запасов и перспективных ресурсов юрского нефтегазоносного комплекса.

Наиболее полно изученным (сейсмоформационным методом) объектом являются юрские месторождения Каймысовской, Васюганской, Среднеобской и Фроловской нефтегазоносных областей Широтного Приобья: Крапивинско-Двуреченская [15, 35, 40, 41], Махнинско-Ларломкинская [16, 45], Аригольско-Максимкинско-Трайгородская [19, 44], Полуденно-Мохтиковская [13, 15, 38] и Айтор-Каменно-Сеульская зоны [1, 18] нефтенакопления (НГЗ). На всех этих месторождениях по результатам глубокого бурения была выявлена сильная латеральная изменчивость юрских пород-коллекторов, препятствующая на протяжении долгих лет целенаправленному обнаружению и разведке нефтяных залежей по структурному признаку.

К решению этой сложной задачи мы подошли с позиций выделения и оконтуривания зон развития различных типов разреза продуктивных пластов, которые необходимо осуществлять с обязательным привлечением методов сейсмоформационной диагностики. С наибольшими сложностями сейсмоформационного расчленения разреза приходится сталкиваться в среднеюрском интервале, особенно в случае отсутствия выдержанных углистых прослоев и слабой дифференцированности кривых ПС, ГК и др.

Формационный метод особо эффективен применительно к сейсмическим данным, тем не менее его можно использовать и в скважинном варианте, так как для его применения достаточно иметь только карты глубин (или времен) по изучаемым интервалам разреза. Точность и достоверность прогноза определяется точностью и достоверностью структурных планов, рассчитанных по тонким целевым интервалам разреза, имеющим статус осадочной формации. Другим физическим ограничением сейсмоформационного метода служит необходимость суживать соседние граничные значения различных формационных зон до шага дискретизации, что возможно лишь при высокой разрешенности, плотности и кинематико-динамической достоверности сейсмических данных.

Данные скважин использовать в сейсмоформационном методе отнюдь не обязательно. Они необходимы лишь на этапе обоснования граничных значений при выделении различных формационных зон и содержащихся в них нефтегазоносных и нефтегазоперспективных объектов.

Для геолого-формационного изучения юрского НТК Айтор-Каменно-Сеульской НГЗ Фроловской НТО были использованы отражающие горизонты: Б, Ю1С, Т, Ть Т2, Тз, А. На разных скважинах динамическая выразительность и точность стратиграфической привязки этих горизонтов к данным ГИС оказывалась различной. Но с соблюдением известных лито-и секвенс-стратиграфических принципов расчленения [1, 18] юрские сейсмокомплексы «А-Т3», «Тз-Т2», «Т2-Т1», «ТгТ», «Т-Ю1с», «Ю1с-Б» Айтор-Каменно-Сеульской НГЗ удалось с высокой степенью надежности отождествить с базально-, нижне-, средне-, верхне-заводоуковскими и нижне-среднеполудинскими формациями [15]. Эти осадочные формации включают в себя пласты: Юм, Ю7-9, Ю4-6, Ю2-з, К>12~\ Ю,0-1, Ю0 и соответствуют закономерной смене условий осадконакопления от субконтинентально-мелководных (ЬЭТ) в ранней-средней юре до прибрежно-морской и глубоководной обстановки наступающего моря (ТЭТ) в позднеюрское время.

Такие условия характерны для среднеюрских пластов Ю2-9 всего Широтного Приобья, где детальное расчленение и корреляция проницаемых пород-коллекторов, по данным ГИС, как правило, сопровождается значительной неоднозначностью. Для Айтор-Каменно-Сеульской НГЗ только благодаря привлечению детальных сейсморазведочных данных удалось установить, что заводоуковские формации «А-Тз», «Т3-Т2», «Т2-Т1», «ТгТ» действительно отделены друг от друга тонкими глинистыми перемычками, а выделенные сейсмокомплексы включают в себя устойчиво прослеживаемые совокупности песчано-глинистых фаций, разделенных реперными глинистыми покровами.

О том, что заводоуковские «А-Т» и полудинские «Т-Б» сейсмоформации имеют различную тектоно-седиментационную характеристику, убедительно свидетельствуют и коэффициенты взаимной корреляции структурных планов: Б, Т, Ть Т2, А, построенных по подошве реперных глин. В соответствии со статистическими данными (таблица №3) можно утверждать, что на протяжении всего юрского периода Фроловская область Западной Сибири имела устойчивую тенденцию к поэтапному погружению и постепенному выполаживанию структурных планов [12, 15, 18]. Поскольку в субконтинентальных условиях, в целом характерных для отложений заводоуковской серии, ожидать широкого развития выдержанных глинистых покровов не приходится, то их существование следует, вероятнее всего, связывать с эпизодическими морскими ингрессиями, т.е. с существенными нарушениями фациального ряда Головкинского-Вальтера,

Количественные характеристики четырех тектоно-седиментационных

режимов юрского периода. _Таблица №3.

Тектоно-седиментационный режим(ТСР) Осадочная формация Коэффициенты

выполаживания углубления корреляции

Юрский TCP (Jih-J3v), LST-осадочный мегакомплекс «А-Б», в том числе: ао-з = 0,489 Ьо-з = 971 ро-з = 0,955

Нижне-среднеполудинский TCPftc-^v), LST-осадочная формация «Т-Б» а0 = 0,867 Ъ0 = 243 р0 = 0,988

Верхнезаводоуковский TCP (J2bt-c), LST-осадочная формация «Ti-T» а/ = 0,875 Ъ, = 231 Pi = 0,977

Среднезаводоуковский TCP (J^b-bt), LST-осадочная формация «T2-Ti» аз = 0,757 Ь2 = 475 Р2 = 0,971

Базально-нижнезаводоуковский TCP (Jih-J2b), LST-осадочная мегаформация «А-Т2» а3 = 0,707 Ь3 = 595 рз = 0,971

Резюмируя вышесказанное, можно утверждать, что выделенные юрские сейсмокомплексы следует соотносить именно с осадочными формациями (в классическом

определении этого термина), а различные типы разрезов (вскрываемых глубокими скважинами) - с их естественной внутриформационной зональностью. Поскольку здесь выделение формаций и выявление природной зональности песчано-глинистых фаций проводится с опорой на сейсморазведочные данные, то детализируемые далее объекты следует ранжировать как сейсмоформации (комплексы фаций) и сейсмоформационные зоны (типы разрезов).

5.3. Сейсмоформащонная модель надугопъной пачки Ю ¡'~2 Ариголъско-Вахской зоны Васюганской нефтегазоносной области [1, 19, 44, 47].

Метод сейсмоформационного моделирования особо эффективен при наличии ЗО-сейсмических данных, так как в этом случае граничные значения соседних зон могут быть сокращены до шага дискретизации сейсмической записи. Такой подход был применен нами при изучении Аригольско-Вахской межструктурной зоны Васюганской НТО. Здесь для пласта Ю|1"2 на участке ЗБ-съемки в составе среднеполудинской формации Ю°1-Б выделено двенадцать сейсмоформационных зон (таблица №4), группирующихся в направлении с запада на восток в три седименто-генетические последовательности - Охтеурскую волноприбойную приливно-отливную, Вахскую авандельтовую и Криволуцкую аллювиально-русловую формационные зоны (ФЗ).

Отличительной особенностью Васюганской НТО является широкое разнообразие обстановок осадконакопления от береговых отмелей и старичных берегов до устьевых и вдольбереговых баров, в которых размещаются основные запасы нефти верхнеюрского НТК. Среднеполудинский пласт К>1 2 имеет сильную литологическую неоднородность (эффективные мощности коллектора изменяются от 0 до 20 м и более), а вышезалегающие отложения георгиевской и баженовской свит практически не обнаруживают никакой значительной физико-геологической изменчивости. Зоны отсутствия коллекторов, гидродинамических экранов с запирающим типом разреза пласта Ю/"2 оказываются приуроченными к фациям прибрежных и береговых отмелей. Именно в зоне устойчивого развития этих субконтинентальных фаций фиксируется зона перехода васюганской свиты в наунакскую.

К неблагоприятным составляющим верхневасюганского разреза, запирающим пласт Ю11"2 на неполную мощность, можно отнести фации забаровых отмелей, береговых и прирусловых валов. Вскрытие мозаичных зон забаровых отмелей, обращенных в сторону наунакского побережья, существенно изменило прежние представления об однородном строении васюганских баровых построек. Выяснилось, что на их тыловых забаровых склонах также, как и в субконтинентальных условиях прирусловых и береговых валов, могут развиваться глинистые фации пород-неколлекторов, которые оказывают значительное влияние на размещение нефтяных залежей. В ряде скважин здесь притоки воды получают с гипсометрических уровней, расположенных выше принятых абсолютных отметок ВНК по основной баровой залежи пласта Ю|'"2.

За пределами протяженно-выдержанных зон литолого-фациальных ограничений Аригольско-Вахских залежей (кроме устьевых и вдольбереговых баров) размещаются также фации приливно-отливных, береговых и дельтовых склонов. Целенаправленное опоискование этих типов разреза позволило установить нефтенасыщенный характер и высокие эффективные мощности соответствующих сейсмоформационных зон.

Главным достижением построенной сейсмоформационной модели стало признание того факта, что ранее вскрытые бурением зоны отсутствия коллекторов носят здесь узко локализованный (фактически эксклюзивный) характер развития, фактически не препятствующего масштабно-мозаичному распространению нефтяных залежей.

Различные типы разрезов и критерии выделения сейсмоформационных зон пласта Ю/'2 Аригольско-Вахской площади. __Таблица №4.

Критерии выделения сейсмоформационных зон Криволуцкая аллювиально-русловая равнина Вахская авандельта Охтеурское приливно-отливное побережье

Эрозионный тип

Stf> 2мс, At0< 31мс Прибрежные возвышенности Прибрежные отмели Скв.335 Береговые барьеры

&о>2 мс, 31мс<4/0<33мс Прибрежные склоны Скв.104 Прибрежные склоны Прибрежные склоны

#о>2мс, 33мс<4?0<35мс Старичные озера и протоки Старичные берега Старичные валы

Эрозионно-транзиентный тип

Омс<<55,о<2мс, Л/|)<31мс - Береговые отмели Береговые отмели сквЮЗ

Omc<iS'o<2mc, Э1мс<И?о<ЗЗмс Пойма, русловые косы Береговые склоны Скв.142, 260 Береговые склоны

0мс<й'о<2мс, 33мс</4?б<35мс Прирусловые валы Скв.35 Береговые валы Скв.136 Вдольбереговые валы

Омс<Ао<2мс, Л/о>35мс - Предваловые склоны Предваловые склоны

Аккумулятивно-транзиентный тип

-2мс<й'о<Омс, 31мс<лг0<33мс - Приливно-отливные протоки Скв.141 Приливно-отливные отмели

-2mc<<So<Omc, 33mc<z1/o<35mc Русло, канал, стрежень стрежневые косы Устьсвые косы Скв.264,265 и др. Приливно-отливные склоны Скв. 192,198 и др.

-2мс<#о<0мс, /4fo>35mc - Забаровые отмели Скв.233 Забаровые отмели Скв. 145

Аккумулятивный тип

&о<-2мс, 33мс</1?0<35мс - Дельтовые склоны Скв.242, 243 Забаровые склоны С кв.209, 232

&о<-1ис, z)/o>35mc Русловые и устьевые ложбины Устьевые бары и предбаровые ложбины Экспл. фонд скв. Вдольбереговые бары, предбаровые склоны, шельф Скв. 134

На основе трехмерной сейсмогеологической модели Аригольского месторождения при изучении добывных возможностей пласта Ю]1"2 развивались также и новые методы учета сложнонапряженного состояния подземных резервуаров и математического моделирования различных флюидогеодинамических параметров. Основные принципы флюидогеодинамического моделирования (ФГМ) сводились к следующему:

1.Связь между скалярной функцией пластового давления P(x,y,z) и горными напряжениями, которых в модели трехмерной среды существует шесть (гтзх, <т>у, c2Z, пху, ауъ с«), определяется в общем случае довольно сложной математической зависимостью. Однако очевидно, что пластовые флюиды будут накапливаться именно в тех замкнутых областях пористых резервуаров, где наблюдается минимум горного давления.

2.Выделяемые таким методом области могут служить своеобразными флюидогеодинамическими ловушками (ФГЛ), в которых углеводороды (УВ) будут накапливаться не по структурному (z = const), а по геодинамическому фактору (cr = const).

З.Для выделения и оконтуривания ФГЛ особо информативны карты горизонтальных градиентов горного давления grad (Р), которые позволяют:

• выявить сходящиеся (стоковые) и расходящиеся (оттоковые) градиенты давлений;

• разбить изучаемый резервуар на ряд изолированных областей стока, отделенных друг от друга геометрией оттоковых линий (флюидогеодинамическими барьерами-ФГБ);

• выявить все возможные флюидогеодинамические ловушки как в структурных, так и в неструктурных условиях.

Верхнеюрский песчаный резервуар Аригольского месторождения по данным глубокого бурения и ЗО-сейсморазведки характеризуется широким развитием зон литологических замещений и тектонических нарушений. По данным геолого-промысловых испытаний, здесь наблюдаются различные абсолютные отметки водонефтяного контакта (ВНК), которые противоречат принятой пластово-сводовой модели этого резервуара. На основе сопоставления карт горных давлений и горизонтальных градиентов, совмещенных со структурной картой и тектоническими нарушениями, единый верхнеюрский резервуар удалось разбить на девять обособленных флюидогеодинамических ловушек, что полностью объяснило парадоксальное поведение абсолютных отметок водонефтяного контакта (ВНК).

На основе анализа карт интенсивности касательных напряжений х(х, у, z) и возможной ориентации трещин (разломов) ¡р(х, у, z), вызванных напряженным состоянием среды, были сделаны следующие выводы:

• выделенные по ЭИ-сейсмическим данным тектонические нарушения соответствуют локальным аномалиям касательных напряжений;

• наблюдаемые несоответствия связаны, по-видимому, с отличием современных геодинамических нагрузок от напряженного состояния, существовавшего на время заложения тектонических нарушений;

• получение притоков воды с различных абсолютных отметок в скв. 134, 136, 139 обусловлено их размещением в различных флюидогеодинамических зонах.

Главным ограничением метода флюидогеодинамического моделирования является то обстоятельство, что он может дать одинаковые количественные характеристики напряженного состояния как в нефте- и водонасыщенных коллекторах, так и в сухих породах. Поэтому этот метод в обязательном порядке следует комплексировать с другими методами сейсмогеологического моделирования и прогнозирования геологического разреза.

5.4.Методика и результаты сейсмоформационного картографирования полифациалъных песчаных тел верхнеюрского горизонта Ю/ Крапивинско-Двуреченской зоны нефтенакопления Кайиысовской НТО [1, 15, 35, 40, 42]. Сейсмогеологическая модель продуктивного пласта является одним из важных компонентов трехмерной геолого-технологической модели нефтяного резервуара. Положительный опыт обнаружения природной сейсмоформационной зональности (СФЗ) и выделения в объеме резервуара различных сейсмофациальных комплексов (СФК) нами был получен при изучении верхнеюрских отложений южной части Каймысовского свода. С этой целью использовалось более 70 разрезов поисковых и разведочных скважин и около 5000 пог. км профилей 2D-MOrT.

По результатам этих исследований были выделены следующие устойчиво развитые литофациальные зоны: фация островной и прибрежной суши с береговыми барьерами и отмелями; фация тыловых и фронтальных пляжей — надугольная песчано-глинистая пачка IOi'*2; фации забаровых лагун, маршей и штормовых заплесков — глинисто-углистая пачка Ю]М; фации береговых баров, островных и подводных банок — подугольная песчано-глинистая пачка Ю]3"4; фации верхних и нижних предфронтальных зон пляжей; фации забаровых склонов, дюнных гряд и эоловых террас (пласт K)i3a), предбаровых и приливно-отливных склонов береговых баров (пласт Ю] ); фации подводных частей береговых и

шельфовых склонов — песчано-алевритистые пласты К>13* и Ю]4; фации шельфа — нижневасюганская глинистая пачка Ю] .

В верхнеюрское время барьерные острова Каймысовского архипелага омывались интенсивными межостровными течениями. Сочетание близкого источника сноса и мощного гидродинамического фактора привело к формированию «сахарных» береговых линий и песчаных (кварц-аренитовых) коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Однако их мощности, по сравнению с баровыми песчаниками, значительно меньше, а площадное развитие— мозаично. Тем не менее их гидродинамическое значение для природного и техногенного переформирования залежей УВ огромно, так как пористость этих прослоев может превышать 20 %, а проницаемость 2+5Д. В Каймысовской НТО такой суперколлектор выявлен в верхней части подугольной пачки горизонта Ю, Крапивинского и Двуреченского месторождений. В скв. 208 Крапивинской и скв. 10 Двуреченской дебит нефти превышает 300 и 500 т/сут соответственно.

Наряду с гидродинамически активными обстановками «сахарных» береговых линий широкое развитие получили обстановки крутых «мусорных» берегов и эрозионных барьеров «клифового» типа. В область развития «мусорных» береговых линий попали практически все южные, восточные и северные склоны Моисеевского к.п. Фрагменты таких линий выявлены на Карандашовской, Восточно-Карандашовской, Крапивинской, Тагайской, Моисеевской и других локальных поднятиях. Наличие таких узких зон литофациальных замещений, выступающих в дальнейшем в виде гидродинамических барьеров, стало очевидным после детального сопоставления результатов испытаний с сейсмоформационной картой.

Таким образом, в южной части Каймысовского свода были выделены следующие типы разреза продуктивного верхневасюганского горизонта:

• зоны уменьшенных толщин Карандашовско-Моисеевского типа. Формирование этого типа разреза связано с фациями островной и прибрежной суши (скв. 1 и 3 Карандашовские) с вдольбереговыми песчаными грядами и отмелями (скв. 11 Двуреченская и скважины 20,21,22, 24 Западно-Моисеевские).

• зоны средних и увеличенных толщин с уменьшенной скоростью осадконакопления Крапивинско-Двуреченского типа. Формирование этого типа разреза связано с фациями вдольбереговых баров, песчаных пляжей, дюнных и эоловых террас, песчаных гряд межостровных, разрывных и вдольбереговых течений (скв. 10 Двуреченская, скважины 202, 208, 214, 224 Крапивинские). Верхняя надводная часть береговых и островных баров сложена, как правило, наиболее крупнозернистым песчаным материалом, формирующих эоловые террасы, дюны и «сахарные» песчаные пляжи. К этой надводной части баровой фации (скв. 10 Двуреченская) приурочены коллекторы с наиболее высокими ФЕС.

• зоны средних толщин с увеличенной скоростью осадконакопления Тагайско-Моисеевского типа. Формирование этого типа разреза связано с береговыми линиями мусорного и «клифового» типа, осложненных разрывными промоинами, вдольбереговыми барьерами и отмелями. Именно этот тип разреза служит основным гидродинамическим барьером на путях миграции УВ в структурно-литологические ловушки юга Каймысовского свода (барьерная фация: скв. 15 Восточно-Каранда-шовская, скв. 25 Мелимовская и др.)

• зоны увеличенных толщин Западно-Крапивинского типа. Формирование этого верхнеюрского разреза связано с фациями береговых и шельфовых склонов, омываемых вдольбереговыми и разрывными течениями, подводных частей предбаровых и забаровых склонов, подводных валов и банок (скв. 12, 13 Двуреченские и др.)

Приведенная выше типизация разреза продуктивного горизонта позволила установить, что разведанные запасы нефти размещены всего в трех типах седиментационных песчаных тел: Крапивинско-Двуреченского типа — фации направленных течений и баровых

склонов; Западно-Крапивинского типа— фации береговых и шельфовых склонов; Карандашовско-Моисеевского типа — фации барьерных островов. В качестве промыслообразующих месторождений следует рассматривать залежи Крапивинско-Двуреченского и Западно-Крапивинского типов. Залежи первого типа отличаются повышенной продуктивностью и сильной латеральной изменчивостью ФЕС, в результате чего риск разведочного и эксплуатационного бурения становится значительным. Залежи второго типа имеют не столь высокую продуктивность и ФЕС, но отличаются более выдержанным их распределением в плане. Залежи Карандашовско-Моисеевского типа имеют вспомогательное значение, как объекты второй очереди промышленного освоения.

5.5.Эффективность трехмерной сейсморазведки ЗИ-МОГТ на этапе уточнения запасов, оптимизации разведочного и эксплуатационнного бурения Полуденно-Мохтиковской зоны нефтенакопления Среднеобской НТО [1, 13, 15, 38].

Количественную оценку экономической эффективности применения ЗО-сейсморазведки можно получить, рассматривая следующие группы факторов:

• прирост извлекаемых запасов категории С; и Сг — соответственно Ql, Q2 (т) и оптимальное размещение дополнительного числа эксплуатационных и разведочных скважин — NI и N2 (ед.);

• списание запасов категории С/ — 2» и сокращение затрат на бурение непродуктивных и экономически нерентабельных скважин — Но;

• изменение представлений о текущем состоянии запасов по категориям Л+В+С/ и перепроектирование технологических операций в добывающих и нагнетательных скважинах с целью увеличения добычи —

Таким образом, ожидаемый экономический эффект Э (дол.) от проведения ЗО-сейсморазведочных работ с последующим построением трехмерной геолого-технологической модели можно оценить по следующей формуле:

э = (к, 2-02 + Ко, -2; + 42—<2о)Р + ф -Ыо+ 4?; -и, — (г2£2 + —зТ—5»л

где К/2 и К01 — фактически достигнутые коэффициенты перевода запасов из категории Сг в С; и из категории С; в экономически рентабельные категории; Р — чистая прибыль от реализации одной тонны нефти, дол./м; X, и Х2 — средняя глубина проходки эксплуатационного и разведочного бурения, м; Я/, ^ — удельные затраты на бурение и освоение эксплуатационных и разведочных скважин, дол./м; ЛБ— удельные затраты по обустройству месторождения в расчете на одну скважину, дол./ед.; 8ЗВ, — фактические затраты на проведение сейсморазведочных работ и последующие технологические операции по интенсификации добычи, дол.; А{2— добыча, полученная за счет постсейсморазведочных технологических операций на скважинах, т.

Одним из объектов, изученных автором с позиций геолого-экономической оценки эффективности 30/20 сейсморазведки на разрабатываемых месторождениях, является Полуденно-Мохтиковская зона нефтегазонакопления, расположенная в пределах Зайцевского вала (юго-восточная часть Нижневартовского свода).

Здесь полученные на основе сейсмогеологического моделирования [13, 15, 38] результаты сводятся к следующему:

• На основе секвенс-стратиграфических подходов и детального анализа данных разработки установлена приуроченность Полуденных нефтяных залежей к монофациальным песчаным телам: в пласте К>1 — к фации берегового бара, в пласте Аг — к фации максимального водотока (стрежень), в пласте А1 — к осередкам устьевых баров.

• Разведанные залежи следует относить к так называемому Крапивинско-Двуреченскому типу, в которых фациальная принадлежность коллекторов оказывает определяющее влияние не только на их фильтрационно-емкостные свойства, но и на характер

флюидонасыщения; обеспечивая тем самым «гипсометрически аномальное» распределение нефтяных залежей в плане и разрезе.

• На основе уточнения структурного плана и фациальной принадлежности продуктивных пластов Ai и Аг существенно (по сравнению с утвержденными в ГКЗ) изменились объемы и структура запасов Полуденного месторождения. Так, например, площадь нефтеносности пласта А2 существенно сократилась (почти в два раза), но за счет увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин суммарные запасы нефти остались примерно на том же уровне. Площадь нефтеносности пласта А]3 также сокращается почти в 1,5 раза, но при этом эффективные нефтенасыщенные толщины остаются на уровне принятых в ГКЗ значений. В результате чего суммарные запасы нефти сокращаются весьма значительно.

• По оценкам специалистов НГДУ «Стрежевойнефть», подтверждаемость сейсмофациалъных карт, построенных по данным ЗО-сейсморазведки и разведочного бурения, с целью выявления некондиционно подготовленных к эксплуатационному бурению участков, составила около 70%. Это позволило оперативно использовать материалы ЗД-сейсморазведки для максимального сокращения в 1998 г. непроизводительных затрат на бурение заведомо непродуктивных скважин.

• На основе такого комплексного геолого-экономического подхода с учетом оперативно " выявленного сокращения запасов категории С], в НГДУ «Стрежевойнефть» были выданы

и в 1998 г. частично осуществлены рекомендации по оптимизации проектного фонда: от дальнейшего бурения на пласт Ai3 в южной части Западно-Полуденной площади было рекомендовано отказаться, а в северо-западной части — продолжить. Таким образом, только за счет сокращения затрат на бурение в южной внутриконтурной части залежи заведомо непродуктивных (по данным ЗО-сейсморазведки — 50 ед.) скважин достигнутую экономию капвложений следует оценить не менее, чем в Юмлн. дол.

На основе регионального сопоставления изложенных в пятой главе результатов детальных сейсмоформационных построений сделаны следующие обобщающие выводы:

1.В юрский период на территории Широтного Приобья происходило выполаживание рельефа (а<1) и углубление (Ъ>0) бассейна седиментации. Если в раннеюрское время большая часть этой территории представляла собой эрозионно-денудационную сушу (базальнозаводоуковские отложения присутствуют только в крупных депрессионных зонах первого и второго порядков), то в среднеюрское - эта территория превратилась в денудационно-аккумулятивную прибрежную равнину с более чем вдвое сокращенной площадью эрозионно-денудационной суши. В позднеюрское время в результате келловейского, а затем и оксфорд-кимериджского подъема уровня моря полностью были затоплены все внутренние острова Фроловского, Каймысовского, Среднеобского и Васюганского архипелагов и процессы аккумуляции псаммитовых осадков на месте их бывших побережий сменились пелитовой и карбонатно-пелитовой седиментацией.

2.Существование различных тектоно-седиментационных режимов (TCP) юрского периода, начинающихся с подъема уровня моря и заканчивающихся регрессией или стабилизацией береговых линий, в геологическом разрезе фиксировалось соответствующим развитием реперных глинистых покровов и полифациальных песчано-глинистых комплексов. На большей территории Широтного Приобья можно выделить от двух до шести различных TCP с разными коэффициентами парной корреляции структурных планов (а, Ь) и соответствующих тектоно-фациальных комплексов: заводоуковско-полудинских формаций.

З.Образование заводоуковских LST-формаций со сходным литофациальным составом сопровождалось поэтапным снижением темпа углубления и выполаживания структурных планов, а нижнеполудинской — увеличением темпа углубления и несколько большим выполаживанием рельефа: bj> ¿2> bi< bg и а) < aj < а; > ао. В среднеполудинское время тектоно-седиментационный режим компенсированного углубления (LST-IO1.12: а<1, Ь>0) сменяется некомпенсируемым углублением (TST-IOo-i: а>1, Ь<0), продолжившимся в

начале верхнеполудинского времени (ТЭТ-Ач: а>1, Ъ<0), а затем закономерно сменившимся компенсируемым обмелением (ШТ-Б: а<1, Ь<0), в целом характерным для высокого уровня неокомского моря. Таким образом, полудинская серия «Т-Б-Н» Широтного Приобья представляет собой классический пример осадочного комплекса, в кровле и подошве ограниченного зонально-полихронными несогласиями (иЭТ) и включающего в себя три (ЬЭТ-ТЗТ-ШТ) формации (тракты) с низким, трансгрессирующим и высоким уровнем моря.

4.В результате геолого-промыслового анализа результатов сейсмоформационного моделирования было установлено, что подавляющее большинство глубоких скважин, вскрывших нефтенасыщенные пласты-коллекторы юрского НТК, расположены в формационных зонах аккумулятивного типа. По данным сейсмоформационного прогноза, эти песчаные тела представляют собой мозаичную серию залегающих друг над другом структурно-литологических ловушек, которые вверх по восстанию (а иногда также и вниз по падению) содержат зоны замещения породами-неколлекторами. На основе анализа подсчетных планов этих неструктурных ловушек можно сделать вывод, что новая сейсмоформационная модель позволяет увеличить ресурсную базу юрского НТК не менее чем в 1,5 -2 раза, а также провести детальную переоценку структуры разведанных и предварительно оцененных запасов.

В шестой заключительной главе изложены новые материалы по региональному сейсмогеологическому изучению юрско-меловых отложений нефтегазоконденсатных месторождений Болынехетской зоны северо-востока Западной Сибири, систематизированные автором на основе развиваемых структурно-формационных методов.

Изучаемая территория расположена в пределах Енисей-Тазовского междуречья, охватывающего северо-восточную часть Западной Сибири с продолжением на сопредельное площади Красноярского края. К настоящему времени эта территория покрыта системой региональных профилей, отработанных в 1978 — 1986гг., и площадными съемками 20 МОГТ более 80 сейсмопартий. В результате проведенных геофизических исследований на территории Енисей-Тазовского междуречья был выделен северо-восточный депоцентр Западно-Сибирского бассейна - Болыпехетская депрессионная зона (БХЗ), на наиболее погруженных участках которой мощность мезозойско-кайнозойского осадочного чехла превышала 10-15км, а мощность нефтегазоперспективных юрско-меловых отложений оценивалась на уровне 8-9км. Глубокое бурение в БХЗ началось со строительства в 1972г. скв.41 на Находкинской площади. К настоящему времени на 10 площадях БХЗ: Находкинской, Салекаптской, Южно-Мессояхской, Средне-Мессояхской, Пякяхинской, Перекатной, Российской, Хальмерпаютинской, Западно-Хальмерпаютинской и Северо-Хальмерпаютинской - пробурено 66 поисково-разведочных скважин. На семи из перечисленных площадей в меловых отложениях открыты месторождения УВ.

После 2000г. на лицензионных участках компании "ЛУКОЙЛ" - на Пякяхинском, Южно-Мессояхском и Находкинском месторождениях были проведены сейсмодоразведочные работы ЗО-МОГТ. Сопредельные месторождения других недропользователей: Тазовское, Русско-Реченское, Восточно-Мессояхское и другие, находящиеся на южном и северном структурных обрамлениях БХЗ, также изучены детальными работами 2Э и ЗС МОГТ. В результате проведенных компанией «ЛУКОЙЛ» геологоразведочных работ были уточнены существовавшие представления о том, что выявленные и перспективные объекты Болыпехетской зоны имеют определенные отличия от других Западно-Сибирских месторождений.

Во-первых, накопление мощных осадочных толщ здесь началось уже в раннем триасе, в результате чего триас-юрские разрезы Болыпехетской зоны, по сравнению с другими Западно-Сибирскими районами, отличаются наибольшей стратиграфической полнотой и мощностью. Мезозойская обстановка некомпенсированного морского осадконакоплеиия, наступившая на большей части Западно-Сибирского бассейна на границе юрского и мелового периодов, в рассматриваемом районе началась уже в конце среднеюрского

времени. Боковое наращивание морской позднеюрско-ранненеокомской некомпенсированной (в фондоформной части - глинистой) толщи осуществлялось преимущественно с востока на запад; с севера оно было ограничено Мессояхским порогом, с юга - Русско-Реченской, Тазовской и Северо-Уренгойской группами поднятий.

Во-вторых, нельзя не отметить тектоническую приуроченность поистине золотого пояса самых крупных антиклинальных структур Болыпехетской депрессиоиной зоны -Находкинской, Южно-Мессояхской, Пякяхинской и Хальмерпаютинской, к ее синклинальной шарнирной субширотно ориентированной части. В сочетании с большими мощностями и глубинами погружения нижнемезозойских глинистых отложений это создает благоприятные условия для развития обширных зон аномально высоких пластовых и поровых давлений (АВПД и АВПоД) с низкой минерализацией пластовых вод и локальных участков повышенной пластичности с низкими упруго-деформационными характеристиками: объемной плотностью и сейсмоакустической скоростью. В депоцентральных областях это могло приводить и к развитию локальных глинисто-диапировых пликативно-дизъюнктивных деформаций в юрском и возможно в меловом нефтегазоносных комплексах (НГК).

В-третьих, под нефтегазоносными и перспективными нижнемеловыми поднятиями на временных сейсмических разрезах в БХЗ практически в повсеместном порядке выделяются локальные аномалии в виде инверсионных юрских синклиналей (погребенных кольцевых депрессий) с увеличивающейся вниз по разрезу амплитудой. Такие необычные антиклинальные поднятия с погребенными кольцевыми депрессиями (ПКД) Н.М.Сазонов (1992) назвал «инверсионными кольцевыми структурами-ИКС». Происхождение таких структур до сих пор остро дискуссионно. В частности, распространены альтернативные представления о том, что ПКД могут оказаться либо глубокими конседиментационными воронками над вершинами древних раннепалеозойских поднятий (Гиршгорн, 1985), либо ложными сейсмоструктурными формами, связанными с понижением сейсмических скоростей при пересечении крупных залежей углеводородов в нижней части неокома и верхней юре (Бочкарев, Дещеня, 1998), либо локальными глинисто-диапировыми формами с аномально-низкой упругой (сейсмоскоростной) характеристикой (Глебов, Сокол, 2006).

В-четвертых, в структуре ресурсной базы БХЗ доминирующее положение занимает газоконденсатная составляющая, материнским источником которой, по заключению Н.В.Лопатина (2006), вероятнее всего, является не баженовские волжские отложения в средней части яновстанской свиты, а средне-нижнеюрский комплекс конденсированных осадков.

Современный этап геолого-геофизического изучения БХЗ ознаменовался массированным покрытием разведанных месторождений ЗО-съемкой и обобщающим сейсмоформационным анализом на основе каркасной сети региональных сейсмических 2В-профилей и опорных скважин. Для построения региональной сейсмоформационной модели БХЗ использовалось более 2тыс.км сейсмических профилей 60 площадных и 6 региональных сейсмопартий ОАО «Ямалгеофизика». Работы с конечным целевым назначением выделения перспективных объектов и переоценки ресурсной базы проводились по заказу ТПП «Ямалнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» совместным коллективом Центра моделирования «ЛУКОЙЛ», «Ямалгеофизика» и «СибНАЦ» с непосредственным участием автора на основе разработанной методики сейсмоформационной интерпретации.

Построение региональной сейсмоформационной модели основных продуктивных и перспективных пластов Болыпехетской зоны осуществлялось с использованием отражающих горизонтов Ф, А, Т, Б, Н, М, Г, С. Сложная задача идентификации отражающих горизонтов и геологических реперов (табл.№5) решалась на основе совмещения в едином масштабе сейсмической и скважинной информации с построением девяти опорных схем межплощадной корреляции по каркасной сети профилей и эталонных скважин.

Схема региональной сейсмостратиграфической и нефтегазопромысловой индексации мезозойских отложений Западной Сибири _Таблица №5.

Нефтегазоносный комплекс Опорный репер и отражающий сейсмогоризонт Сейсмо- формационный комплекс Сейсмо- формационный индекс Пласт

Турон-сенонский Кузнецовский Г] Нижнедербышинский С-Г Т

Апт- сеноманский Покурский Г Викуловский М] Покурский Верхнесаргатский Г-М1 м,-м ПКмо

Неоком-аптский Кошайский М быстринский Но10 приобский Но20 ямбургский Но30 Пимский Н100 правдинский Н110 Средне- нижнесаргатский М-Н(Н2) Амо

Неокомский Сармановский Н200 находкинский Н210 чеускинский Н220 покачевский Нг30 тт 40 перекатный Нг Асомкинский Нз00 урьевский Нз10 мессояхский Нз20 Самотлорский Н400 заполярный Н410 тт 20 тагринскии Н4 бахиловский Н430 Коликъеганский Н500 Тарский Н600 Куломзинский Ач Верхне- среднеполудинский: Асомкинский Самотлорский Коликъеганский Надачимовский Ачимовский Н-Б Н2-Нз Нз-Н4 Н4-Н5 н5-н6 Нб-Ач-Б Б1.20 АчБ

Верхнеюрский Баженовский Бо Георгиевский Б1 Васюганский Бг Средне- нижнеполудинский Б-Т Юо-1

Среднеюрский Малышевский Т Леонтьевский Т1 Лайдинско-вымский Тг Верхне-, средне-, нижне-большехетские (заводоуковские) т -т, т,-т2 Т2-Тз Ю2-з Ю4.б Ю7.9

Нижнеюрский Джангодский Тз Левинский Т4 Зимний Т5 Базально- большехетские (заводоуковские) Тз-А Ющ.20

Триасовый НГГЗК Тампейский А Зоны контакта Ф Верхне-, средне-, нижне-тампейские А-Ф

Построение эффективной глубинно-скоростной, а затем сейсмоформационной модели было нацелено на выявление внутренней неоднородности сейсмогеологических комплексов с максимально возможным повышением точности их гипсометрического картографирования и тектоно-седиментационной диагностики содержащихся в них нефтегазоносных и нефтегазоперспективных объектов. Профильные графики и карты общих и вариационных толщин основных осадочных комплексов и формаций [1,2, 15, 18,37, 40] позволили сделать адекватные нефтегеологические выводы об их структуре и истории развития.

Сейсмоформационный анализ юрско-меловых отложений Большехетской зоны проводился на основе выделения секвенсных и соответствующих им сейсмо-стратиграфических подразделений, включая автономные осадочные комплексы и осадочные системы различного ранга. В Сидоровском НГР, охватывающем основную недоизученную глубоким бурением часть Большехетской зоны, выделяется не менее пяти регионально выдержанных секвенс-стратиграфических (осадочных) мегакомплексов и комплексов (ССК), представленных осадками одноименных серий:

• Тампейско-Большехетский ССК «Ф-А-Т» представлен субконтинентальными и мелководно-морскими отложениями тампейской серии триаса и большехетской серии нижней-средней юры; болыпехетская серия в отличие от заводоуковской имеет более мористый характер и значительную мощность; сверху вниз это отложения малышевской, леонтьевской, вымской, лайдинской, джангодской, левинской и зимней свит;

• Полудинский ССК «Т-Б-Н» представлен прибрежно-морскими и морскими келловей-неокомскими отложениями точинской, сиговской, яновстанской, нижнехетской и суходудинской свит;

• Саргатский ССК «Н-М-М1» представлен морскими, мелководно-морскими и аллювиально-русловыми неоком-аптскими отложениями малохетской и яковлевской свит;

• Покурский ССК «МрГ» представлен субконтинентальными альб-сеноманскими отложениями долгановской свиты;

• Дербышинский ССК «Г-С-К» представлен морскими верхнемеловыми отложениями дорожковской, насоновской, салпадинской и танамской свит.

Соотношение свит Сидоровского НГР с литолого-стратиграфическими подразделениями других НГР устанавливается стратиграфическими решениями 1990г. (МРСС-90 в г.Тюмени). Перечисленные выше мезозойские секвенс-стратиграфические мегакомплексы формировались в течение циклов второго порядка глобальных изменений уровня моря (10 -80 млн.лет) и включают в себя осадочные комплексы (секвенсы) и осадочные формации, образовавшиеся в течение циклов третьего - четвертого порядков и характеризующиеся обособленным (автономным) строением с характеристическим набором осадочных литофаций.

В Большехетской зоне классическая трехкомпонентная (ЬБТ-, ТБТ-, НЭТ- системно-трактовая) структура ССК наиболее четко выражена для Полудинского, Саргатского и Дербышинского осадочных комплексов, в средней части которых повсеместно выделяются глубоководно-морские пачки баженовских (Баж), кошайских (Кош) и славгородско-ипатовских (Слн) конденсированных осадков. К этим низкоскоростным (в акустическом отношении) пачкам приурочены реперные отражающие горизонты Б(Баж), М(Кош), С(Слн), позволяющие провести надежную сейсмостратиграфическую идентификацию среднеполудинского, среднесаргатского и среднедербышинского системных трактов трансгрессирующего уровня моря (ТвТ-осадочных формаций).

Тампейско-Большехетский (триас-среднеюрский) ЬвТ-мегакомплекс «Ф-А-Т» сложен преимущественно прибрежно-континентальными отложениями, однозначно расчленить которые на выдержанные осадочные комплексы (секвенсы) и формации (тракты) не удается ввиду недостаточной изученности глубоким бурением этого интервала разреза Большехетской зоны. Хотя методическая возможность более дробного разделения этого мегасеквенса несомненно имеется по результатам изучения относительных колебаний моря в нижне-среднеюрское время на сопредельных к Большехетской зоне территориях. На возможность корректного решения этой задачи указывает и сходный литофациальный состав ЬЭТ-отложений заводоуковской и большехетской серии. В дальнейшем по мере увеличения объемов скважинной информации выделение базально-, нижне-, средне- и верхне-болыпехетских ССК станет необходимым условием для адекватной оценки нефтегазоносного потенциала нижне-среднеюрских отложений БХЗ.

Характеристической особенностью LST-формаций верхнеболыпехетского (малышевского) и нижнебольшехетского (вымского) секвенсов, в отличие от нижнеполудинских, нижнесаргатских и покурских LST-отложений, является широкое присутствие углистых литофаций, которые соответствуют застойно-лагунным условиям осадконакопления, в плане и в разрезе соседствующими с эрозионными размываемыми участками. Наличие большого числа скрытых локальных несогласий в обстановке наступающего волноприбойного побережья оказывало большое влияние на перераспределение песчаного материала в течение всего юрского периода. Поэтому при детальной корреляции нижне-среднеюрских разрезов основное внимание следует уделять геофизическим и геохимическим методам выделения тонких глинистых реперных прослоев озерно-морского происхождения.

Нижиеполудинский келловей-оксфордский (точинско-сиговский) TST-системпый тракт (мегаформация) сформировался в течение соответствующего глобального цикла колебаний моря Ш порядка: 7 - 10 млн.лет [1,2]. Точинско-сиговская мегаформация, относительно своего васюганского секвенс-стратиграфического аналога, имеет увеличенные общие толщины (до 180 - 200м и более), обусловленные близостью восточных и северо-восточных источников сноса в режиме некомпенсированного накопления осадков в Большехетской северо-восточной части Западно-Сибирского бассейна. Келловей-верхнеюрское осадконакопление было обусловлено продолжающимся погружением Западно-Сибирского моря, при котором преимущественно субконтинентальный, переходный от континентального к морскому, большехетский режим седиментации ранне- и среднеюрской эпох сменился в келловее на стабильный морской полудинский режим на большей части Западной Сибири. Комплекс состоит из двух осадочных формаций: точинской (нижневасюганской) морской глинистой и сиговской (верхневасюганской) прибрежно-морской песчано-глинистой, представляющих собой полный регрессивный литофациальный ряд осадков терригенной береговой линии, сдерживающей наступление Западно-Сибирского моря.

Среднеполудинский кимеридж-волжский (яновстанский) TST-системный тракт (мегаформация) сформировался в условиях продолжающегося погружения дна бассейна [1,2], приведшего к образованию гигантской Западно-Сибирской котловины с площадью более 2 млн. км2. Ее глубина достигала более 800 м. В ее северо-восточной части располагалась Болыпехетская глубоководная впадина, отделенная от Бореального океана Мессояхским порогом. Некомпенсированный режим осадконакопления в сочетании с близостью восточных и северо-восточных источников сноса предопределил ярко выраженную клиноформную проградационно-циклическую структуру яновстанской свиты значительной общей мощности (свыше 500 м). Кимеридж-волжско-берриасский яновстанский комплекс Большехетской впадины состоит из трех осадочных формаций: нижнеяновстанской (георгиевской) мелководно-морской небитуминозно-глинистой (общей мощности свыше 100 м); среднеяновстанской (суббаженовской) глубоководно-морской битуминозно-глинистой (общей мощности свыше 100-120м) и верхнеяновстанской (ачимовской) склоново-морской небитуминозно-глинистой (общей мощности свыше 300 м), представляющих собой литофациальный ряд проградационного заполнения осадками дна Западно-Сибирского моря.

Общепризнанно, что проградационная ачимовская толща, маркирующая акваторию Западно-Сибирского окраинного моря, имеет омолаживающийся к центру бассейна неокомский возраст. Однако по новым данным, отнесение ачимовских клиноформ Хальмерпаютинской площади к верхнеюрскому отделу по находкам поздневолжских аммонитов в скв.2099 явно указывает на существование этого моря уже в кимериджское время. Получение более представительных данных по другим периферийным площадям ЗСП позволит уточнить позднекимеридж-ранневолжский возраст максимального углубления (заводнения) Западно-Сибирского бассейна, а битуминозные отложения баженовского

горизонта в его центральных областях седименто-генетически связать с конденсированными дистально-фондоформными частями ачимовских клиноформ.

С позиций секвенс-стратиграфии конденсированные в различной степени битуминозные осадки позднеюрско-ранненеокомского морского дна (отражающие горизонты группы Б) являются доминантными нефтегазоматеринскими пачками в большинстве мезозойских осадочных бассейнов. В перекрывающих их неокомских (пласты группы Б) и подстилающих верхнеюрских резервуарах (пласты группы Ю0-Ю1) содержатся основные объемы доказанных запасов нефти. В Аравийско-Персидском и ЗападноСибирском нефтегазоносных бассейнах это давно установленный факт. В Средне-Каспийском бассейне это подтверждено открытием в 2006г. крупной нефтяной залежи неокома на месторождении им. В.Филановского. В Большехетском суббассейне на северо-востоке Западной Сибири разведанные к настоящему времени запасы УВ в неокомских отложениях также занимают доминирующую долю, по это соотношение может быть существенно изменено ожидаемыми открытиями в среднеюрских пластах большехетской серии (пласты группы Ю2-Ю9).

Верхнеполудинский нсокомский НЭТ-мегакомплекс сформировался в условиях закономерной смены глубокодно-морского режима лавинным продвижением дельтовых платформ во внутренние районы Западно-Сибирского моря. На морских склонах и подножиях дельтовых платформ формировались некомпенсированные отложения ачимовской толщи (отражающие горизонты группы Ач), которые в зонах разгрузки турбидитных мутьевых потоков представляли собой переотложенный материал с шельфовой кромки (пласты группы АчБ), а в дистальных фондоформных частях накапливался преимущественно пелитовый материал, в большинстве районов обогащенный органическим веществом. Заполнение Большехетской акватории неокомскими осадками происходило выдвигающимися с востока на запад седиментационными потоками, формирующими системы клиноформ, цикличная природа которых была обусловлена колебаниями уровня Западно-Сибирского окраинного моря [2], на северо-востоке ограниченного Большехетской глубоководной впадиной и Мессояхским порогом. На границах регрессирующего моря режим некомпенсированной седиментации сменялся компенсированным накоплением мелководно-морских и аллювиально-русловых осадков саргатской серии.

В пределах Большехетской зоны неокомский верхнеполудинский НЭТ-мегакомплекс [1,2] настоящими исследованиями разделен на три мегасеквенса (табл.10): коликъеганский (Н5-Н4), самотлорский (Н4-Н3), асомкинский (Н3-Н2), соответствующих одноименным клиноформных мегасеквенсам. Надо отметить, что на территории Большехетской зоны в полной литофациальной последовательности, фиксирующейся в разрезе появлением выдержанных глинистых морских покровов фиксируются лишь залолярно-самотлорский, мессояхско-урьевский, перекатно-покачевский и частично чеускинско-находкинский секвенсы. Остальные секвенсы, начиная с сармановского, представлены преимущественно ундаформными частями с развитием мелководно-морских и аллювиально-русловых песчано-алевритовых пластов.

Саргатский неоком-аптский НвТ-мегакомплекс формировался • в условиях закономерной смены мелководно-морского режима дельтовой платформы прибрежно-морскими и субконтинентальными обстановками аллювиальной равнины [1,2]. При этом сложное чередование трансгрессивных и регрессивных этапов неокомского развития Болыпехетского суббассейна не позволило сформироваться регионально выдержанной поверхности несогласия, хроностратиграфически разделяющей отложения полудинской и саргатской серий, вследствии чего решениями МРСС-90 нижнемеловые отложения полудинской и саргатской серий были объединены в состав единого зареченского надгоризонта.

Однако наличие полудинско-саргатского скрытого несогласия было признано нефтяными геологами уже на первых стадиях изучения Западной Сибири (МРСС-67) и в

Болыпехетской зоне сохранено до нашего времени в виде разделения суходудинской и малохетской свит (продуктивных пластов группы СД и МХ, БТ и АТ) шоколадными глинами сармановской пачки.

Особую актуальность скрытые несогласия приобретают в связи секвенс-стратиграфическими и сейсмостратиграфическими методами изучения осадочных бассейнов. В Болыпехетской зоне к разряду скрыто-несогласных границ и соответствующих им отражающих сейсмогоризонтов, не совпадающих ни с литологически выдержанными пачками (Б, М, С), ни с угловыми несогласиями (Ф, Г), относятся горизонты Т (верхи болыпехетской серии), Нг (низы саргатской серии), М( (низы покурской серии). Именно эти границы отождествляются нами с подошвами полудинского, саргатского и покурского секвенс-стратиграфических мегакомплексов (ССК).

В раннем апте саргатский этап формирования нижнемеловых толщ был ознаменован довольно резким опусканием дна моря и образованием кошайской пачки глин (Кош) на большей части Западной Сибири, включая Болыпехетскую впадину. Трансгрессивный тектоно-седиментационный режим (ТЭТ) сменился в позднеаптское время резким обмелением моря и формированием викуловского (нижнепокурского) ПЭТ-комплекса яковлевской свиты, который на большей части Западной Сибири (подобно ачимовскому, но с существенно меньшими углами наклона) обнаруживает черты полого клиноформного строения.

Покурский апт-ссноманский ЬЭТ-иегакомплекс формировался в условиях мелкого моря и обширнейшей озерно-аллювиальной равнины [1,2]. К началу альбского века во время образования ханты-мансийского (нижнепокурского) секвенса нижнедолгановской подсвиты вся территория Большехетской впадины представляла собой озерно-аллювиальную равнину с долинами палеорек Таз и Мессояха, К концу альба Западно-Сибирское море периодически проникает на Болыпехетскую территорию, формируя прибрежную равнину. В сеномане во время образования уватского (средне-верхнепокурского) секвенса верхнедолгановской подсвиты на территории Мессояхско-Тазовской палеогубы существовала громадная дельтовая равнина, которую в начале турона трансгрессивно перекрыли отложения кузнецовского горизонта (дорожковской свиты дербышинской серии), в верхней своей части содержащие продуктивные отложения газсалинской пачки (пласт Т). По данным детального изучения мощностей этих отложений эксплуатационным бурением на сеноманскую залежь Находкинского месторождения было установлено, что в турон-сенонское время произошла тектоническая активизация Большехетской зоны с образованием бескорневых дизъюнктивных элементов сбросо-оползневой и вершинно грабеновой (наддиапировой нагнетательной) тектоники. Наличие элементов тектоно-седиментационных несогласий между покурскими и кузнецовскими отложениями (отражающий горизонт Г) отмечалось нами и ранее во внутренних районах Западно-Сибирского региона [12,16,17]. В целом, покурский апт-сеноманский мегасеквенс характеризуется высокой автономностью и специфичностью внутреннего строения, по секвенс-стратиграфической характеристике сходной лишь с верхами большехетской серии.

Дербышинский верхнемеловой мегакомплекс формировался в условиях крупнейшей в мезозойской истории трансгрессии, начавшейся с резкого опускания дна Западно-Сибирского моря в туронское время, приведшего к образованию регионального флюидоупора - кузнецовской глинистой пачки, экранирующей главный газовый резервуар Западной Сибири — сеноманские отложения покурской серии. На восток отложения кузнецовской и газсалинской пачек постепенно опесчаниваются, совершенные флюидоупорные свойства первой утрачиваются, а коллекторские свойства второй — увеличиваются. Роль регионального флюидоупора начинают играть отложения ипатовско-славгородского горизонта (насоновская и салпадинская свиты). Все это позволяет рассматривать газсалинскую пачку как третью по значимости (после большехетского и

саргатского ССК) группу перспективных объектов Болынехетской зоны, требующих детального доизучения и опоискования.

Основные результаты и выводы.

Переоценке существующих представлений о геологическом строении и возможном ресурсном потенциале невыявленных нефтегазоперспективных объектов Болынехетской зоны, прежде всего, способствовали региональные секвенс-стратиграфические и сейсмоформационные методы обобщения детальных данных ЗБ-сейсморазведки и глубокого бурения, увязанных по разным площадям каркасной сетью региональных 2Б-профилей. По результатам обобщающей переинтерпретации ниже излагаются основные особенности тектоно-седиментационного развития Болыпехетского осадочного суббассейна, его нефтегазоносные системы сопоставляются с другими частями Западно-Сибирского бассейна:

1.В пермо-триасе глобальные процессы постгерцинской магматической активизации и раннемезозойской эрозии Болыпехетскую депрессионную зону практически не охватывали. Поэтому в отличие от большей части Западно-Сибирского бассейна эрозионная кровля фундамента (Ф) здесь не столь ярко выражена и перекрыта мощными субгоризонтально залегающими толщами триас-юрских осадков, завершающихся мелководными прибрежно-морскими отложениями малышевской свиты. С кровлей малышевской свиты болынехетской серии связан опорный отражающий горизонт Т. По данным сейсморазведки кровля эрозионно-тектонических выступов фундамента (ЭТВ) - опорный горизонт Ф фиксируется на временах, превышающих 4.5с.

2.В триас-юрский период Ф-Т здесь могло накапливаться от 3000м до 6000м и более терригенных осадков. По данным сейсмоформационного анализа тектоно-седиментационный режим тампейской серии триаса и болынехетской серии нижней-средней юры диагностируется как низкое стояние моря, т.е. как ЬвТ-системный тракт компенсируемого углубления (а<1, Ь>0), при котором нижние горизонты выклиниваются, налегая на выступающие склоны фундамента, а более верхние образуют покровные комплексы со слабой унаследованностью морфологии выступа. В условиях отсутствия глубоких скважин, вскрывших юрский комплекс на полную мощность, однозначно отличить кровлю триасовых отложений - А от нижне-среднеюрских комплексов Т1.3 только по сейсмическим критериям невозможно. Поэтому отражающий горизонт А в пределах Болынехетской зоны был условно определен как подошва покровного мегакомплекса, согласно перекрывающая вершины всех Болыпехетских ЭТВ палеозойского фундамента. Отражающие горизонты Т1.3 также условно идентифицировались как поверхности покровных комплексов с различным рисунком сейсмической записи. В сейсмоформационном отношении интервал между опорными горизонтами Ф и Т следует рассматривать как единый осадочный ЬЭТ-мегакомплекс (Большехетско-Тампейский ОМК).

3.Среднеюрское время накопления болынехетской серии компенсированных осадков заканчивается переходом Большехетской депрессионной зоны в тектоно- седиментационный режим некомпенсированного углубления, при котором накопление осадков полудинской серии сопровождается их проградационным прилеганием к кровле Болыпехетского ЬЭТ-мегакомплекса (опорному сейсмогоризонту Т) с явно выраженными элементами полого клиноформного строения. Отложения малышевской свиты, датируемые батским ярусом и венчающие болыпехетскую серию, вскрыты уже достаточно представительным числом скважин: №№320ТВ, 2099Х, 11В, 720РР и др. Они практически повсеместно перекрыты выдержанными келловейскими глинами. Достоверно доказанный бурением мелководный прибрежно-морской генезис среднеюрских осадков позволяет отнести всю болыпехетскую серию к нефтегазоперспективному комплексу с высокой вероятностью обнаружения песчаных коллекторов и глинистых покрышек с самостоятельным генерационным УВ-потенциалом.

4.В келловей-оксфордское время накапливались отложения нижнеполудинской формации, представленные на большей части Большехетской зоны осадками точинской и

сиговской свит. В хроностратиграфическом отношении эти ЬЭТ-отложения сопоставляются с нижневасюганской (глинистой) и верхневасюганской (опесчаненной) подсвитами Пурпейско-Васюганского района. Однако в силу их принадлежности другой структурно-фациальной зоне отличаются от последних более низкими фильтрационно-емкостными свойствами, не позволяющими рассчитывать на открытие в них промышленно значимых залежей УВ. Возрастающая с запада на восток общая мощность келловей-оксфордских осадков позволяет отождествлять клиноформные сейсмические горизонты Бг и Бз с кровлей сиговской и точинской свит.

5.В кимеридж-берриасское время на большей части Болыпехетской зоны накапливались отложения яновстанской свиты клиноформного строения, по сейсмическим данным фиксируемого группой отражающих горизонтов Ач, Бо, Б] и Бг. По данным акустического и гамма каротажа (АК, ГК) в среднеяновстанской пачке Бо-Б] фиксируются повышенные значения интервальных времен и радиоактивности. В сочетании с данными литолого-геохимического анализа керна, отобранного из этого интервала, среднеяновстанскую пачку следует диагностировать как нефтематеринскую суббаженовскую с невысокими удельными содержаниями Сорг, но значительной мощности 100-120м и потому достаточно высокого генерационного потенциала. Исходя из общепринятой датировки баженовских отложений волжским ярусом, среднюю слабобитуминозную Б0-Б1 и нижнюю небитуминозную Б1-Б2 пачки яновстанской свиты следует отнести к среднеполудинской формации, соответствующей максимальному углублению (заводнению) Западно-Сибирского бассейна, и условно (до появления достоверных палеонтологических данных) датировать эти пачки волжским и кимериджским ярусом соответственно.

6.В позднеюрское время в депоцентральных областях Западно-Сибирского бассейна стали накапливаться осадочные формации некомпенсированного углубления (а>1, Ь<0), соответствующие трансгрессирующему уровню моря, т.е. ТЭТ-системному тракту. Начало позднеюрского этапа максимального заводнения в Западно-Сибирском бассейне ознаменовалось крупным тектоническим событием — завершилось формирование Мессояхского порога, отделившего Большехетскую котловину Западно-Сибирского моря от Ямало-Гыданского залива Бореального океана. В литофациальном отношении это событие фиксируется закономерным замещением на север отложений яновстанской, сиговской и точинской свит Болыпехетской котловины (Сидоровский НГР) на глинистые небитуминозные осадки гольчихинской свиты Гыданского залива (Мессовский НГР). Фактически это зональное тектоно-седиментационное событие имело глобальную причину: мелководное межостровное Срединно-Евразийское море, простиравшееся в юрский период от Северной Сибири до Южного Каспия, стало превращаться в систему глубоких окраинных морей, что привело к бурному развитию и доминированию богатой окраинно-морской органики. При этом внутренние источники сноса - вулканогенно-орогенные постройки пермотриаса, активно поставляющие обломочный материал в ранне-среднеюрское время, были окончательно разрушены и затоплены, а внешние источники обнаружили некомпенсированный дефициентный режим поставки терригенного материала.

7.0бщей тектоно-седиментационной особенностью Срединно-Евразийского осадочного мегабассейна является герцинская консолидация фундамента и глубокая раннемезозойская эрозия, которая в значительной мере переработала масштабные проявления пермотриасовой магматической активизации с формированием обширного и мощного ЬБТ-покрова нижне-среднеюрских отложений, компенсирующего прогибы и выступы доюрского комплекса. В осадочных отложениях доюрского вулканогенно-орогенного комплекса от Сибири до Каспия зачастую вскрываются переотложенные туфогенные разности с обломками интрузивных и эффузивных пород, а выступы фундамента оказываются представленными палеозойскими породами, прорванными магматическими образованиями от основного до кислого состава. По качественным материалам ЗЭ-съемки, морфология доюрских выступов в ряде Западно-Сибирских районов достаточно надежно

диагностируется как эрозионные останцы полигенных вулканических построек линейно-гнездового или вершинно-радиального типа [12].

Главной тектоно-седиментационной общностью Срединно-Евразийской системы мезозойских морей является то обстоятельство, что максимального заводнения они достигали на границе юры и мела, когда клиноформные толщи неокома от внешних источников сноса стали проградационно заполнять его терригенным материалом по всей периферии. Срединно-Евразийский мегабассейн вступил в режим компенсированного обмеления (а<1, Ь<0), соответствующего НЭТ-системному тракту.

8.В неокоме самоэволюционирующая система шельфовых террас, склонов и подножий замкнутых окраинно-морских бассейнов развивалась по принципу архимедовой трансгрессии, когда после поступления значительных объемов терригенного материала происходило перекрытие мелководных аккумулятивных террас глубоководными глинистыми покровами, надежно фиксируемыми в разрезе по данным индукционного каротажа (ИК) и высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС). Наличие таких покровов позволяет оценить количество таких неокомских трансгрессий и построить их межрегиональную секвенс- стратиграфическую шкалу с выделением клиноциклитов первого, второго и более высокого ранга. Для индексации трансгрессивных глинистых пачек и соответствующих им отражающих горизонтов была принята общепринятая для Ямало-Ненецкого региона трехцифровая неокомская номенклатура: нД в которой первый нижний индекс означает порядковый номер клиноциклита первого регионального ранга, второй верхний - порядковый номер второго зонального ранга, третий верхний - более высокого локального ранга.

Всего в Западной Сибири насчитывается не менее пяти неокомских трансгрессий I-ого ранга и соответствующих им покровных глинистых горизонтов: Н100- Пимский, Н200-Сармановский, Н300- Асомкинский, Н400- Самотлорский и Н500- Коликъеганский. В конце раннего апта произошла заключительная (для Западно-Сибирского тектоно-седиментационного режима компенсированного обмеления) трансгрессия 1-ого ранга. В геологическом разрезе ее присутствие фиксируется нижнеаптскими глинами кошайской пачки и отражающим горизонтом М=Но00. В составе каждой неокомской трансгрессии 1-ого ранга насчитывается не менее двух-четырех зональных трансгрессий П-ого и Ш-его рангов. В Болыпехетском суббассейне настоящими исследованиями, по аналогии с районами Широтного Приобья, в составе верхнеполудинской НЭТ-мегаформации было выделено три крупных клиноциклита первого ранга: Асомкинский, Самотлорский и Коликъеганский, в подошве ограниченных отражающими горизонтами Н300, Щ и Н500. Вверх по разрезу Асомкинский клиноциклит Н200-Н300 перекрывается неоком-аптскими отложениями М1-Н200 Саргатского комплекса компенсированного обмеления (а<1, Ь<0), соответствующего НБТ-системному тракту.

9.Выдержанные шельфовые пласты группы Б накапливались в пределах дельтовых платформ. В зоне сочленения дельтовой платформы с морским склоном формировались пласты передового шельфа и его кромко-шельфовой части. У подножий морских склонов накапливались турбидитные осадки глубоководных конусов выноса - ачимовский комплекс. Отложения ачимовского комплекса (пласты АчБ) представляют собой нижние (дистальные) части подводных склонов дельт, сложенных продуктами разгрузки передового шельфа. При наличии на передовом шельфе больших объемов хорошо отсортированного песчаного материала в подножных и кромковых частях аккумулятивной шельфовой террасы формируются коллекторы с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), что например имеет место в районах Широтного Приобья.

Если достаточный объем сортированных песчаников на передовом шельфе отсутствует, то в его подножных и кромко-шельфовых частях накапливается несортированный мусорный глинистый материал, аналогичный отложениям морского склона. По данным глубокого бурения в Большехетской зоне основные объемы песчаного

материала оказываются сосредоточенными не в кромко-шельфовых, а в выше залегающих по разрезу покровных комплексах тылового шельфа. Закономерное уменьшение ФЕС с глубиной, снижение минерализации пластовых вод при аномально высоких пластовых и поровых давлениях (АВПД и АВПоД), увеличение гамма-активности и глинизации здесь отмечается в большинстве разрезов глубоких скважин начиная со средней части покровно залегающих неклиноформных комплексов. Это указывает на то, что в Болыпехетской зоне сортированный песчаный материал не достигал кромки шельфа и останавливался (в виду естественного снижения с глубиной гидродинамической активности) примерно в середине аккумулятивной шельфовой террасы, а отложения ачимовской толщи и передового шельфа, вероятнее всего, оказывались сложенными преимущественно глинистым материалом.

В связи с вышеизложенным, выделяемые в большом количестве по данным сейсморазведки структурно-литологические объекты в низах неокомского разреза Болыпехетской зоны не могут, по аналогии с районами Северного и Широтного Приобья, паспортизоваться по категории Сз в связи с недоказанностью бурением здесь обширных зон развития песчаных коллекторов. По результатам проведенных обобщающих исследований, учет ресурсов этих объектов предлагается проводить по категории Дш, нацеливая геологоразведочные работы на дальнейшее изучение их специфической природы и выявления наиболее перспективных узко локализованных склоново-шельфовых объектов каналово-веерной морфологии. Принципиальную геологическую возможность существования таких нижненеокомских объектов, конечно, нельзя отрицать, но если бы такие объекты получили не единичное, а широкое развитие, то они, несомненно бы, участвовали в выравнивании низкой минерализации и аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в юрско-неокомских отложениях с двухкратного до гидростатического.

По нашей интерпретации имеющихся немногочисленных данных бурения, ачимовский комплекс Болыпехетской зоны имеет аномальное строение с геофлюидодинамическими характеристиками (давление, температура, минерализация), свойственными глинистым диапировым комплексам. Широко развитые в этом интервале разреза инверсионные кольцевые структуры (ИКС), вероятнее всего, и представляют локальные зоны интенсивных диапировых деформаций, приведших Болынехетские меловые структуры к дополнительному тектоническому росту и дизъюнктивным нарушениям. В этой связи наибольшие перспективы обнаружения новых залежей УВ мы связываем не с ачимовским (диапировым), а с подциапировым (болыпехетским) нефтегазоносным комплексом нижней-средней юры и неструктурными ловушками в наддиапировых отложениях верхнеполудинского, саргатского, покурского и нижнедербышинского комплексов.

Ю.Согласно МРСС-90 песчано-глинистые отложения М-Н(-Ач-Б, сформированные в неоком-аптской НЭТ-обстановке компенсированного обмеления Западно-Сибирского моря, объединены в состав единого зареченского надгоризонта. Согласно МРСС-67 отложениям этого надгоризонта соответствовали осадки саргатской серии и верхней части полудинской. Это решение представляется более обоснованным с нефтегазопромысловой и секвенс-стратиграфической точек зрения, т.к. позволяет разделить морские (Полудинские) и мелководно-прибрежные (Саргатские) резервуары по характерным особенностям нефтегазогеологического строения и литофациальной принадлежности. Очевидно, что граница между Полудинским (келловей-неокомским) осадочным комплексом (пласты группы Юь Б) и Саргатским (неоком-аптским) ШТ-мегакомплексом (пласты группы Б, А, ВК, ПК) носит разновременной фациальный характер, сложно выявляемый по литолого-стратиграфическим данным. По сейсмостратиграфическим данным эта граница носит несогласный (к региональным сейсмическим горизонтам) характер и, как правило, определяется локально выдержанным отражающим горизонтом Н, устанавливаемым зонально по максимально верхней границе закономерного фациального перехода неокомских клиноформных комплексов в согласно-покровные в соответствии с законом

Головкинского-Вальтера. В Болыпехетском суббассейне в качестве такой зональной границы может рассматриваться отражающий горизонт Н200 (подошва сармановской пачки шоколадных глин - кровля пласта БТо).

11.Другое кажущееся противоречие между утвержденными МРСС литолого-стратиграфическими и новыми секвенс-сейсмостратиграфическими данными является отнесение нижних пластов покурской серии (викуловского горизонта) в состав верхней НЭТ-формации Саргатского (неоком-аптского) осадочного комплекса. Дело в том, что в условиях ярко выраженного размыва нижнеаптского (кошайского) глинистого покрова, его в согласной системно-трактовой последовательности должны перекрывать проградационные НЭТ-отложения обмелевающего моря. По сейсмическим данным выше отражающего горизонта М (в нижней части покурской серии) выделяется опорный горизонт Мь Он по своей динамической выразительности и прослеживаемости, зачастую, превосходит горизонт М и обнаруживает черты межрегионального секвенсного репера между НЭТ-прибрежными (пласты группы ВК) и ЬЭТ-субконтинентальными отложениями покурской серии (пласты группы ПК). Исходя из этого в [15] было предложено кровлю Саргатского неоком-аптского НЭТ-мегакомплекса и подошву Покурского апт-сеноманского ЬБТ-мегакомплекса компенсируемого углубления (а<1, Ь>0) определять отражающим горизонтом М|, стратиграфически приуроченного, как правило, к границе викуловского и ханты-мансийского горизонтов покурской серии. Очевидно, что такое отнесение носит дискуссионный характер, для окончательного принятия которого необходим более представительный геологический материал по различным Западно-Сибирским районам. В этой связи заметим, что автор к этому заключению пришел по результатам обнаружения нижнепокурских пологих клиноформ по данным эксплуатационного бурения на Полуденном, Советском и Самотлорском месторождениях Нижневартовского НГР [1,13,14]. Вверх по разрезу Покурский ЬЭТ-мегакомплекс компенсируемого углубления (а<1, Ь>0) М[-Г перекрывается турон-палеоценовыми отложениями Г-С-К Дербышинского трехтрактового осадочного комплекса (ЬЭТ-ТЭТ-НЭТ). Различное литофациальное наполнение Покурского и Болыпехетского комплексов, а также Дербышинского и Полудинского, связано с различием внешних и внутренних источников сноса в обстановке открытого залива и моря, закрытого островными грядами, архипелагами и субконтинентальными порогами. Секвенс-стратиграфическая архитектура этих двух пар осадочных комплексов во многом аналогична.

12.С режимом компенсированного углубления Дербышинского тектоно-седиментационного этапа связан второй (после Полудинского) постгерцинский эпизод тектонической активизации с масштабным проявлением локальных дизъюнктивно-блоковых дислокаций, региональной перестройкой структурной позиции Западно- Сибирского бассейна и возможного переформирования существующих углеводородных залежей. Явные следы раннедербышинской тектонической активизации достоверно доказаны по данным ЗИ-сейсморазведки и эксплуатационного бурения на Находкинском куполовидном поднятии БХЗ. Аналогичные им дизъюнктивные дислокации отмечаются на Мессояхской, Тазовской, Усть-Пурпейской группе поднятий, структурах Красноленинского, Каймысовского и других сводов [16,17]. Инверсионные структуры обрушения типа вершинных грабенов, бескорневых раздвигов, сдвигов, эскарпов, как правило, развивались над сводами юрских поднятий. По сейсмическим данным, максимальные амплитуды обрушения наблюдаются в покурских отложениях. В Полудинском и Дербышинском комплексах амплитуды разломов затухают или совсем исчезают, что позволяет диагностировать их как бескорневые тектонические нарушения. Эти узко локализованные по площади и разрезу разломы имели раздвиго-сдвиговую природу и практически не затрагивали фундамент, но верхнюю и средние части осадочного чехла вспарывали на десятки метров, обеспечивая тем самым возможную гидродинамическую сообщаемость нижнемеловых А-Б-Ач, верхнемеловых ПК-ВК, а иногда и юрских резервуаров Юо-12.

13.Литолого-фациальная (седименто-генетическая) принадлежность коллекторов к определенному тектоно-седиментационному типу осадочной формации оказывает определяющее влияние на морфологию природного резервуара, формирует тип гидродинамической связи углеводородных залежей с законтурной областью.

Назальный ЬЭТ-тип нефтегазоносных резервуаров характерен для зоны контакта (НГГЗК) осадочного чехла с эрозионно-тектоническими выступами фундамента. Кроме элювиальных отложений коры выветривания (КВ), в Западной Сибири получили базальные резервуары шеркалинского (Ю) и вогулкинского (ПЮ) типов, которые представляют собой ограниченные по площади линзовидные песчаные шлейфы от многочисленных, но ограниченных по объему, внутренних источников сноса. Общим для этих резервуаров является также выклинивание коллекторов по восстанию и замещение их по падению несортированными низкопроницаемыми разностями. Главное различие состоит в морфологической приуроченности шеркалинских резервуаров Ю к структурным ложбинам, а вогулкинского типа ГПО — к кольцеобразной оторочке эрозионных выступов. Преобладающий тип залежей - структурно-литологический с высокой расчлененностью и затрудненной гидродинамической связью с законтурной областью.

Покровный ЬЭТ-тип нефтегазоносных резервуаров характерен для Покурского комплекса М1-Г, который на севере Западно-Сибирского бассейна и в Болыпехетской зоне, в частности, является базисным объектом промышленной разработки. Этот продуктивный комплекс покурской серии М1-Г является полным секвенс-стратиграфическим аналогом покровных нижне-среднеюрских ЬБТ-комплексов болыпехетской серии А-Т, которые в настоящее время являются основными недоизученными и сложнопостроенными объектами нефтегазопоисковых работ в Западной Сибири. Эти природные резервуары отличаются неоднородными фильтрационно-емкостными свойствами, отсутствием выдержанных внутрирезервуарных перемычек и большими эффективными толщинами, превышающими 100м. В их кровельной части характерно присутствие следов слабых стратиграфических несогласий, постседиментационных изменений или эрозионной переработки. Преобладающий тип залежей - массивный с активным подошвенным водонапорным режимом.

В Полудинском осадочном комплексе Т-Б-Н морские фации терригенных коллекторов: группы К>1 - волноприбойной береговой линии с барьерно-лагунными и авандельтовыми обстановками; группы Б - проградирующих шельфовых террас и группы АчБ - глубоководных склоновых подножий; при детальном изучении, как правило, обнаруживают многозалежный, не пластово-сводовый характер с элементами полого слоистого строения и гидродинамической изолированности зонально выдержанных линзовидных песчаных тел с разными уровнями водонефтяного контакта (ВНК). Преобладающий тип залежей - структурно-литологический с элементами гипсометрически аномального распределения чисто нефтяных и переходных водонефтяных зон (ЧНЗ и ВИЗ).

В Саргатском ШТ-мегакомплексе Н-М1 достаточно широко распространены флюидоупорные и затрудненно-застойные зоны литологических замещений авандельтовых, баровых, косовых, каналовых и русловых фаций. Преобладающий тип залежей - пластово-сводовый с большим количеством внутрирезервуарных литологических замещений и межрезервуарных гидродинамических барьеров. Показательным примером Саргатских нефтегазоносных резервуаров являются баррем-нижнеаптские пласты Аи наступающего на сушу побережья и верхнеаптские (нижнепокурские) пласты викуловского горизонта ВКю (ПК18.22), сформированные в условиях отступающего побережья. Для баррем-нижнеаптских пластов Аи характер закономерный межформационный переход пойменных и аллювиально-русловых отложений (пласт Аг) к фациям проксимальной (пласт А13), медиальной (пласт А12) и дистальной (пласт А]1) авандельты, завершающийся глинистыми (кошайскими) отложениями продельтовой части.

Начиная с турон-сенонского времени миграция полифациальных песчано-глинистых тел происходила, главным образом, за счет эвстатических колебаний уровня ЗападноСибирского моря, так как в отличие от юрско-раннемелового периода в результате постпокурской трансгрессии оно приорело совершенную связь с океаническими бассейнами и постепенно превращалось в морской залив (Дербышинский осадочный комплекс), а затем и в субконтинентальное побережье (Называевский, Некрасовский, Бурлинский ЬвТ-мегакомплексы). С базальным кузнецовским горизонтом Дербышинской трансгрессии связаны залежи УВ в туронских отложениях газсалинской пачки - пласта Т, который по своей секвенс-стратиграфической позиции является аналогом верхневасюганского горизонта Ю] полудинской серии.

Таким образом, накопленное к настоящему времени в Болыпехетской зоне достаточно большое количество детальных геологических моделей позволило на основе интегрированной сейсмоформационной интерпретации геолого-геофизической и нефтепромысловой информации [1] уточнить по каркасной сети взаимоувязанных сейсмических и скважинных данных региональную Западно-Сибирскую секвенс-стратиграфическую модель нефтегазоносных систем [2] для ее северо-восточных слабоизученных районов.

Заключение

С момента производственного становления сейсморазведочных методов исследования, развитию теоретических основ и практических приемов количественной интерпретации сейсмических параметров всегда уделялось особо пристальное внимание. Однако, только в связи с массовым применением сейсморазведки 2Б/ЗЭ МОГТ на разрабатываемых месторождениях; внедрением пространственных, многоволповых, многокомпонентных и повторных сейсмических наблюдений стало очевидным, что класс интерпретационных моделей нуждается в существенном расширении и необходим переход от слоистых изотропных 2Л моделей к трехмерно- неоднородным ЗЭ, анизотропным ЗС и нестанционарным 4Э моделям.

В нефтяной сейсморазведке МОГТ такой переход особо актуален в связи с тем, что сложность геологического строения разрабатываемых залежей и выявляемых резервуаров-спутников зачастую находится за пределами вертикальной разрешающей способности (ВРС) сейсмического метода. В этой связи кроме кинематических параметров, определяющих главным образом ВРС метода, следует привлекать методы повышения горизонтальной разрешающей способности (ГРС), основанные на более плотных системах наблюдений и совместном использовании кинематических и динамических параметров сейсмических волн.

При использовании сейсмических данных для построения трехмерной геологической модели резервуара УВ основными факторами, снижающими точность и достоверность сейсмогеологического моделирования (кроме постоянно присутствующих геолого-технических факторов: неоднородность и межсезонная изменчивость ВЧР, погрешности навигационной привязки, разнородная обработка неоднотипных данных и др.) являются:

• неединственность математического пересчета кинематических параметров временных разрезов МОГТ в структурно-скоростные параметры, требующая привлечения оптимизационных методов подбора модели среды;

• неединственность разложения кинематико- динамических параметров на глубинные и поверхностные факторные составляющие, требующая привлечения многомерных кросс-плотов, регрессионного анализа скважинных и сейсмических данных, параметризации аддитивных и мульпликативных мешающих факторов в виде полиномиальных зависимостей, индивидуальных для каждого 2Б профиля или ЗБ полевого сезона;

• неединственность разложения волнового поля на кинематические и динамические параметры интерферирующих регулярных сейсмических волн, требующая привлечения

методов сингулярного разложения возникающих систем линейных уравнений на собственные вектора и собственные значения; • анизотропия и квазианизотропия сейсмических параметров, требующая совместного использования динамических поляризационных и кинематических характеристик сейсмических волн разных типов, расширения интерпретационных моделей анизотропными средами.

С целью обеспечения максимальной информативности и однородности сейсмических данных с максимально глубоким подавлением мешающих факторов в нефтегазовой сейсморазведке МОГТ необходимо целенаправленно осуществлять переход от традиционных систем наблюдений 2D/3D к методам трехмерной многоволновой сейсморазведки, многокомпонентных ЗС и повторных 4D сейсмических наблюдений с комплексным использованием импульсных и вибрационных источников.

По мере наращивания разведочного и эксплуатационного фонда скважин требования к точности и достоверности совместной интерпретации кинематических и динамических параметров непрерывно увеличиваются. При наращивании добычи и воспроизводстве запасов УВ избежать непроизводительных затрат оказывается возможным лишь на основе достоверных сейсмогеологических сведений как о современном структурном плане, так и об исходной природной зональности различных типов разреза продуктивных пластов -формационных зон (ФЗ) и фациальных комплексов (ФК), отличающихся друг от друга эффективными толщинами, фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и добывными возможностями.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Глебов А.Ф. Геолого-математическое моделирование нефтяного резервуара. -М: Научный мир, 2006. -344с.

2. Нестеров В.Н., Харахинов В.В., Семянов A.A., Шленкин С.И., Глебов А.Ф. Геологическая доразведка нефтяных месторождений Нижневартовского Приобья. -М: Научный мир, 2006. -192с.

3. Система кинематической интерпретации волн / Сост.: Судварг Д.И., Киселева Л.Г., Глебов А.Ф. и др. -Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1987. -232с.

4. Глебов А.Ф. Об одном классе оптимизационных алгоритмов решения обратных кинематических задач // Математические проблемы интерпретации данных сейсморазведки. -Новосибирск: Наука, 1988. - с.69-82.

5. Базылев А.П., Глебов А.Ф., Сургучева В.Н. О связи количественных характеристик продуктивного пласта с интервальными сейсмическими

. параметрами на примере Верх-Тарского месторождения Западной Сибири И Исследования по многоволновому каротажу и сейсмомоделированию. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1990. - с.97-105.

6. Глебов А.Ф., Максимов В.П. Способ определения скорости поперечной волны. Патент 5008508 ПО «Сибнефтегеофизика», Россия, 08.08.1991.

7. Глебов А.Ф. Способ сейсмических исследований упругих материалов. Патент „ 93032584 ПО «Сибнефтегеофизика», Россия, 22.06.1993.

%Л Глебов А.Ф. Поляризация квазипродольных и квазипоперечных волн в

анизотропных средах //Геология и геофизика, 1994, N2.-с. И 7-128. 9. Глебов А.Ф. Поляризация и скорости упругих волн в средах со стресс-индуцированной анизотропией // Прикладная математика и техническая физика, 1994, N2.-с. 102-106.

ТЮГлебов А.Ф. Площадная увязка сейсмических параметров, полученных по системе произвольно - расположенных профилей // Геология и геофизика, 1995, №9.-с.117-128.

(11J Глебов А.Ф. Площадное сглаживание сейсмических параметров, полученных по системе произвольно-расположенных профилей//Геология и геофизика, 1995, №10. - с.97-105. ■

■» 12. Глебов А.Ф., Карапузов Н.И., Кривошеее Э.В. и др. Новые ЗД- сейсморазведочные данные о доюрском фундаменте юго-восточной части Западной Сибири // Геофизика, 1999, №2. -с.27-40.

h 13. Глебов А.Ф., Кошовкин И.Н., Максимов В.П. и др. Эффективность трехмерной сейсморазведки ЗД-МОГТ на этапе уточнения запасов и оптимизации эксплуатационного бурения // Нефтяное хозяйство, 1999, №5. -с.22-26. »14, Глебов А.Ф., Зверинский К.Н. Сингулярная фильтрация геофизических полей -эффективный метод построения трехмерных сейсмогеологических моделей // Геофизика, 2001, № 5. - с.29-33.

- .»15. Глебов А.Ф., Кошовкин И.Н., Зверинский К.Н. Кинематические и динамические параметры МОГТ - основа сейсмогеологического моделирования нефтяных и газовых резервуаров // Геофизика, 2001, Специальный выпуск «30 лет Сибнефтегеофизике». -с.55-66.

« 16. Глебов А.Ф., Калгин В.П., Фирсова Т.К., Чеканов В.И. Сейсмофациальное изучение верхневасюганского горизонта IOi северо-западной части Каймысовского свода // Геофизика, 2001, Специальный выпуск «30 лет Сибнефтегеофизике». -с.120-123. if 17. Глебов А.Ф., Алелюхин Н.П., Асан-Джалалов А.Г., Мехед Л.П. Вибрационная сейсморазведка в Западной Сибири: технико-экологические и геолого-экономические аспекты // Геофизический вестник, 2001, №7. -с.10-17. ■у 18. Глебов А.Ф., Мулявин К.М., Евдокимова Т.И. Сейсмоформационное изучение юрского нефтегазоносного комплекса Ханты-Мансийского и Томского Приобья// Геофизика,

®2002, «Технологии сейсморазведки -1». -с.41-53.

Сибиряков Б.П., Сибиряков Е.Б., Глебов А.Ф., Нестеров В.Н., Соколов Е.П. Прогноз напряженного состояния и элементов гидродинамики флюида по данным многоволновой сейсморазведки//Геология и геофизика, 2004, №45.-с. 117-128. 9 20. Глебов А.Ф. Алгоритмы параметризации сложнопостроенных сред // Материалы XXII ВНСК. Геология. -Новосибирск: НГУ, 1983. - с.79-84.

21. Глебов А.Ф. Производные поля времен по структурно-скоростным параметрам среды //Материалы XXII ВНСК. Геология. Новосибирск: НГУ, 1984. - с.53-61.

22. Гольдин С.В., В.С.Черняк, Д.И.Судварг, А.Ф.Глебов и др. Совместная обработка данных разных типов волн // Тезисы докладов Всесоюзного совещания «Многоволновая сейсморазведка». - Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1985. - с.133-134.

23. Глебов А.Ф. Оптимизационные алгоритмы расширенной кинематической интерпретации данных сейсморазведки в изотропных и анизотропных средах // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. -Новосибирск, ОИГГиМ СО АН СССР, 1991. - 16с.

24. Глебов А.Ф., Максимов В.П. Новый подход к решениям обратных кинематических задач в анизотропных средах // Тезисы Международной геофиз. выставки SEG/Moscow'92. - с.462-463.

25. Glebov A.F, Maximov V.P. A Quasi-Isotropic Approach to Solution of Inverse Kinematic problems in Anisotropic Media // Abstracts of Russian-Norwegian Oil Exploration Workshop 11. Voss(Bergen), 1992. Paper no.43.

26. Глебов А.Ф., Максимов В.П. Скоростной анализ с учетом амплитуд и поляризации.// М.,Деп.ВИНИТИ, 1527/В93.07.06.1993 .-12с.

27. Глебов А.Ф., Максимов В.П., Афонасин B.B. Определение скорости поперечных волн на основе совместного использования поляризационных и кинематических характеристик (PVO - методика) // Тезисы международной геофизической конференции и выставки SEG-EATO/Moscow'93.

28. Glebov A.F, Sverinsky K.N., Krotov M.E., Maximov V.P., Afonasin V.V., Galimov T.R. ^ 2D Technology of Dynamic Analysis of CDP Sections // Expanded Abstracts of Russian-

Norwegian Oil Exploration Workshop 111. LakeBaikal, 1993. Paperno.12. ^ 29. Глебов А.Ф. Использование амплитудно-временной томографии с целью псевдокаротажной трансформации сейсмических данных МОГТ // Тезисы докладов Международной геофизической конференции и выставки SEG/EATO/Санкт-Петербург-95,1995, Т.З. № 13.4. \j 30. Глебов А.Ф., Кочнев В.А., Максимов В.П. Результаты псевдоакустической трансформации сейсмических данных на Верхне-Чонском нефтегазовом месторождении // Тезисы докладов Международной геофизической конференции и выставки SEG/EАГО/Санкт-Петербург-95, 1995, Т.З. № 13.07. \J 31. Глебов А.Ф., Шапоренко С.Н., Гладилин С.А. Результаты комплексной интерпретации сейсмической и промыслово-геофизической информации на Игольско-Таловом месторождении ОАО "Томскнефтъ" ВНК с использованием программного обеспечения Schlumberger - GeoQuest и пакета программ "ПсевдоЛогСейс" // Перспективы внедрения научно-технических достижений и новых технологий при разведке и разработке месторождений. Тезисы научно-практической конференции. — ч/ Томск: ТомскНИПИнефть, 1996.-с.7-8.

32. Глебов А.Ф., Шапоренко С.Н., Никольский A.A., Бесходарнов В.В. Методика учета скоростных неоднородностей верхней части разреза (ВЧР) для повышения точности и детальности структурных построений по данным сейсморазведки МОГТ // Перспективы внедрения научно-технических достижений и новых технологий при разведке и разработке месторождений. Тезисы научно-практической конференции. -Томск: ТомскНИПИнефть, 1996. -с.25.

33. Мангазеев В.П., Городников М.А., Кривошеев Э.В., Кошовкин И.Н., Глебов А.Ф. Формирование постоянно действующих сейсмических моделей нефтяных и газовых месторождений Восточной Нефтяной Компании // Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. Тезисы Всероссийской конференции. - Красноярск:

j КНИИГиМС, Красноярскгеолком, 1996. -с.72-73. \J 34. Кочнев В.А., Гоз И.В., Глебов А.Ф. Результаты решения обратных динамических задач по сейсмическим данным Верхне-Чонского нефтегазового месторождения // Труды Международного семинара «Обратные задачи геофизики». - Новосибирск, 1996.

35. Мангазеев В.П., Городников М.А., Растроган А.А, Глебов А.Ф., Пудовкин A.A. Применение ЗД сейсмической съемки - новый уровень доразведки Крапивинского месторождения Томской области// Тезисы докладов Международной геофизической конференции и выставки EAGE/MocKBa'97, 1997. № М1.5.

¡36. Глебов А.Ф., Бычков A.B., Максимов В.П. Использование площадной винеровской ^ фильтрации при автоматизации выравнивания амплитудно-частотного состава 2Д и ЗД сейсмических данных и учете природной изменчивости ВЧР при 4Д - сейсморазведке // Тезисы докладов Международной геофизической конференции и выставки EAGE/MocKBa'97, 1997. № А4.8.

37. Глебов А.Ф., Кужелев В.Г., Максимов В.П. Методика и результаты сейсморазведочного изучения геологической истории развития нефтеносных площадей на основе линейной теории однородных тектоно- седиментационных процессов. // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири. Материалы научной конференции, т.2. - Томск: ТГУ, 1998. -с.47-51.

38. Глебов А.Ф. Результаты применения ЗД-сейсморазведки на Западно-Полуденном месторождении Ханты-Мансийского автономного округа // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Сборник докладов научно-практической конференции - Ханты-Мансийск, 1998. - с.142-149.

39. Глебов А.Ф., Городников М.А., Кошовкин И.Н., Максимов В.П., Матухнов С.И., Мангазеев В.П., Карапузов Н.И. Эффективность трехмерной сейсморазведки 3D-МОГТ на этапе уточнения запасов и оптимизации эксплуатационного бурения // Тезисы Международной геофизической конференции «300 лет горно-геологической

■ ' службы России». -Санкт-Петербург: ВИРГ- Рудгеофизика, 2000. - с.468 -469.

40. Глебов А.Ф., Городников М.А., Максимов В.П., Кривошеев Э.В. Методика и результаты сейсмоформационного картографирования полифациальных песчаных тел верхнеюрского горизонта Ю[ южной части Каймысовского свода // Тезисы Всероссийского съезда геологов и научно-практической конференции «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века». - Санкт-Петербург: ВСЕГЕИ, 2000, книга 4. - с.47-50.

41. Глебов А.Ф., Кошовкин И.Н., Кривошеев Э.В. и др. Уточнение геологического строения Томских месторождений // Вестник Инжинирингового Центра ЮКОС, 2001, №1. -с.27-32.

42. Глебов А.Ф. Сейсморазведочные работы должны кончаться схемой оптимального размещения эксплуатационных и разведочных скважин // Нефть и капитал, 2001, №10. -с.83-86.

43. Глебов А.Ф., Кулагин С.И., Растегин A.A. Новые представления о нефтегазоперспективных объектах Верхнечонского месторождения по результатам региональных сейсморазведочных работ МОГТ // Проблемы региональной геофизики. -Новосибирск: «Типография Сибири», 2001. -с.32-33.

44. Нестеров В.Н., Семянов A.A., Осипчук Ф.Г., Глебов А.Ф. и др. Применение 3D-сейсмической съемки на этапе разведочного и эксплуатационного бурения - основа форсированного освоения запасов и наращивания добычи (на примере Аригольского месторождения, расположенного в Охтеурско-Вахской межструктурной зоне) // Тезисы докладов пятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». - Ханты-Мансийск, 2001. - с.125-129.

,45. Глебов А.Ф., Калгин В.П., Фирсова Т.К., Чеканов В.И. Новые данные по V сейсмофациальному изучению верхневасюганского горизонта K>i северо-западной части Каймысовского свода как важный фактор для переоценки его ресурсного потенциала // Тезисы докладов пятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». - Ханты-Мансийск, 2001. - с.24-26.

V/ 46. Глебов А.Ф., Варламов С.Н., Ухлова Г.Д., Константинова О.Л., Пономарева Л.Н., Чернышева Т.И. Сейсмогеологическое моделирование юрско-неокомских отложений Мегионского Приобья. // Материалы Международной Геофизической Конференции и Выставки EATO/SEG/EAGE-Москва, «Поиск и разведка углеводородов», 2003. -№ OS19-33.

47. Сибиряков Б.П., Глебов А.Ф., Сибиряков Е.Б., Нестеров В.Н. Гео- и гидродинамическая модель нефтяного месторождения по данным многоволновой сейсморазведки. // Материалы Международной Геофизической Конференции и Выставки EATO/SEG/EAGE-Москва, «Геофизика и геодинамика», 2003. -№ OS13-36.

\/ 48. Семянов А.А., Гузеев В.В., Горецкий С.Н., Глебов А.Ф., Симонов А.Н., Хромова И.Ю. Оптимизация размещения эксплуатационных и разведочных скважин на основе трехмерных сейсмогеологических моделей // Труды международного симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. -с.249 -253. •у 49. Керусов И.Н., Мирошниченко Д.Е., Страхов П.Н., Глебов А.Ф. и др. Исследование группы пластов БВ6 Нонг-Еганского месторождения сейсмическими методами // Сборник докладов восьмой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». - Ханты-Мансийск, 2005. - с.133-141.

\ 50. Глебов А.Ф., Филина С.И. Уточнение региональной индексации продуктивных пластов нижнего мела - необходимый этап для адекватной переоценки ресурсной базы месторождений ООО «Лукойл - Западная Сибирь» в Широтном Приобье // Сборник докладов девятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». - Ханты-Мансийск, 2006. - с.24-26.

51. Хромова И.Ю. Глебов А.Ф., Горецкий С.Н., Семянов А.А., Цыганова Н.Р., Мотрук В.Д., Якубовский С.Ю. Сейсмогеологическое изучение и уточнение структуры запасов нефтяных месторождений Ненецкого автономного округа // Труды пятого международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006. -с.244-253.

52. Khromova I.Y., Glebov A.F., Tsyganova N.R. Geological Interprétation of Acoustic Inversion for the Complex Frasnian Carbonates (Inzyreiskoye Field in North Russia) // Extended Abstracts of 68th Conférence & Exibition. European Association of Geoscientists & Engeneers. Vienna, 2006. Seismic Interprétation. Paper № F001.

53. Глебов А.Ф., Гузеев B.B., Закревский K.E., Семянов А.А. Пути повышения точности и достоверности цифровых геологических моделей // Труды пятого международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи», - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006.- с.254-260.

Издательство ООО «ГЕОИНФОРММАРК»

Подписано в печать 10.10.2006г. Формат 60x84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура «Тайме». Офсетная печать. Печ.л. ЗД.Тираж 120 экз. Заказ №99.

Издательство ООО «Геоинформмарк». 115172, Москва, ул. Гончарная, 38. Тел.: (495) 915-67-29

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Глебов, Алексей Федорович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСНОВЫ ГЕОСТАТИСТИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ТОЧНОСТИ

И ДОСТОВЕРНОСТИ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ.

1.1. Математические основы статистической оценки геолого-геофизических параметров многокомпонентных сред.

1.1.1. Статистические методы оценки компонентного состава и петрофизических свойств.

1.1.2. Дисперсия - точность, смещенность - достоверность, некорректность - устойчивость математических преобразований геолого-геофизических параметров.

1.1.3. Дисперсия и смещенность МНК-оценок геолого-геофизических параметров.

1.1.4. Возможности и ограничения линейных статистических методов при повышении подобия экспериментальных данных и геолого-математических моделей.

1.2. Увязка геолого-геофизических параметров, полученных по системе произвольно расположенных профилей.

1.2.1. Минимизация невязок (N-сглаживание).'

1.2.2. Одномерно-двумерное сглаживание (1,50-сглаживание).

1.2.3. Сглаживание геолого-геофизических параметров при наличии разломов

R- и 2,50-сглаживание).

1.3. Анализ основных факторов, обуславливающих невязки геофизических параметров на пересечениях профилей.

1.3.1. Квазианизотропия интегральных параметров.

1.3.2. Анизотропия эффективных скоростей.

1.3.3. Неоднозначность разложения остаточных временных сдвигов на статические (источник/приемник) и кинематические структурно-скоростные) факторы.

2. ТЕОРЕТИКО-ЭМПИРИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СЕЙСМОСТРУКТУРНОГО

И СЕЙСМОСКОРОСТНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ.

2.1. Основные особенности сейсмогеологической характеристики нефтяных и газовых резервуаров.

2.1.1. Кусочно-параболический характер вертикальных годографов проходящих волн и их учет при структурно-скоростных построениях.

2.1.2. Локально-гиперболический характер годографов регулярных отраженных волн и их использование при получении временных разрезов и повышении разрешенное™ сейсмических изображений.

2.2. Теоретические основы геометрической сейсмики анизотропных сред.

2.2.1. Фазовая и кажущаяся скорость. Тензор нормальных скоростей.

Уравнение поля времен.

2.2.2. Уравнения лучей. Лучевая скорость. Вектор рефракции. Начальные и граничные условия. Закон Снеллиуса в анизотропных средах.

2.2.3. Поля времен поверхностных, линейных и точечных источников в однородных эллиптически-анизотропных средах. Плоские, конические, цилиндрические и эллипсоидальные волны.

2.3. Дифференциальные параметры полей времен в эллиптически-анизотропных средах.

2.3.1. Поле времен и кинематические параметры отраженных волн в однородном эллиптически-анизотропном слое с плоскими границами.

2.3.2. Поле времен дифрагированных волн в однородных эллиптически-анизотропных средах.

2.3.3. Поле времен рефрагированных волн в вертикально-неоднородных средах.

2.4. Математические основы интерпретации дифференциальных и интегральных параметров полей времен.

2.4.1. Способы расчета дифференциальных параметров полей времен в слоистых средах и их использование при оптимизационном подборе структурно-скоростной модели.

2.4.2. Интегральные и дифференциальные параметры временных полей отраженных волн в слабонеоднородных средах.

2.4.3. Новые направления и резервы структурно-скоростной сейсморазведки.

3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДИНАМИЧЕСКОЙ СЕЙСМИКИ УПРУГИХ АНИЗОТРОПНЫХ СРЕД. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЕ И

ИНТЕГРАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВОЛНОВЫХ ПОЛЕЙ.

3.1. Основные уравнения векторных.волновых полей в линейно-упругих анизотропных средах.

3.1.1. Эффективные упругие постоянные тонкослоистых сред с изотропными и анизотропными прослоями.

3.1.2. Точные плосковолновые решения уравнений движения в однородных анизотропных средах. Фазовые скорости и поляризация квазипродольных и квазипоперечных волн.

3.1.3. Дифференциальные соотношения для поляризационно-кинематических параметров анизотропных сред.

3.2. Поля времен и амплитуд скалярных волновых полей в эллиптически-анизотропных средах.

3.2.1. Уравнение волнового, временного и амплитудного поля в эллиптически-анизотропной среде. Эффективное затухание, фазовая и волновая скорость.

3.2.2. Диссипация энергии и вектор Умова-Пойнтинга.

3.2.3. Уравнения переноса.

3.2.4.Система характеристических уравнений в вариациях.Теорема Лиувилля.

3.3. Геометрическое расхождение волновых полей.

3.3.1. Уравнение упругого переноса амплитуд нулевого приближения.

Геометрическое расхождение потока упругой энергии в лучевой трубке.

3.3.2. Геометрическое расхождение эллипсоидальных волн в однородных средах.

3.3.3. Геометрическое расхождение конических, цилиндрических и плоских волн.

3.3.4. Геометрическое расхождение сейсмических волн в вертикально-неоднородной среде.

3.4. Дифференциальные параметры полей амплитуд сейсмических волн.

3.4.1. Коэффициенты отражения-преломления плоских волн в изотропных средах.

3.4.2. Геометрическое расхождение и другие динамические факторы, влияющие на амплитуду сейсмических волн.

3.4.3. Определение скорости поперечных волн в верхнем слое по данным поляризационно-кинематических характеристик продольных волн.

3.5. Интегральные параметры полей амплитуд сейсмических волн.

3.5.1. Способы определения интегральных параметров полей амплитуд.

3.5.2. Энергетический анализ векторных волновых полей с учетом амплитуд и поляризации.

4. КИНЕМАТИЧЕСКИЕ И ДИНАМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ СЕЙСМИЧЕСКИХ ВОЛН В ТРЕХМЕРНЫХ НЕОДНОРОДНЫХ

АНИЗОТРОПНЫХ СРЕДАХ.

4.1. Дифференциальные параметры временных и поляризационных полей в анизотропных средах.

4.1.1. Характеристические уравнения для расчета векторов поляризации и рефракции сейсмических лучей, фазовая и лучевая скорости квазипродольных и квазипоперечных волн.

4.1.2. Расширенная система характеристических уравнений для расчета вторых производных временного поля и их связь с геометрическим расхождением сейсмических волн.

4.2. Полярюационно-кинематические характеристики квазипродольных и квазипоперечных волн в упруго-анизотропных средах.

4.2.1. Фазовые скорости, векторы поляризации и времена пробега квазипродольных и квазипоперечных волн в однородных слабоанизотропных средах.

4.2.2. Три класса упруго-анизотропных сред. «Квазиизотропные» и «квазипоперечно-изотропные» среды.*.

4.2.3. Решение задачи на собственные векторы и собственные значения методом возмущений.

4.3. Эффективные параметры сейсмических волн в однородных анизотропноупругих средах.

4.3.1. «Малоугловое» приближение для фазовых скоростей и векторов поляризации qP- и qS-волн.

4.3.2. Приближенные выражения фазовых скоростей и векторов поляризации qP- и qS-волн для больших углов.

4.3.3. Определение упругих модулей однородной анизотропной среды по данным поляризационно-кинематических параметров проходящих qP-, qSv-, qSh-волн.

4.3.4. Определение коэффициентов и экстремальных значений квадратичных форм.'.

4.4. Влияние сложнонапряженного состояния на анизотропию акустических свойств.

4.4.1. Основные уравнения теории распространения акустических волн в предварительно напряженных нелинейно-упругих анизотропных средах.

4.4.2. Скорости и векторы поляризации qP- и qS-волн в деформированных изотропных квадратично-нелинейных средах.

4.4.3. Оценка пьезоупругих констант при двуосном нагружении.

5. МЕТОДИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ ТРЕХМЕРНОГО СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ЮРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

5.1. Основы сейсмогеологического изучения вещественного состава и тектоно-седиментационной обстановки.

5.1.1. Основы сейсмоформационного и сейсмофациального моделирования: сейсмокомплексы, сейсмоформации и сейсмофации.

5.1.2. Эффективные параметры тектоно-седиментационных режимов и методы их сейсмоформационной диагностики.

5.2. Методика и результаты геолого-формационного моделирования юрских резервуаров Юо-п Айтор-Каменно-Сеульской зоны Фроловской нефтегазоносной области.

5.2.1. Детальное расчленение, корреляция и сейсмостратиграфическая привязка отражающих горизонтов.

5.2.2. Геометризация сейсмогеологических комплексов и секвенс-стратиграфическая диагностика.

5.2.3. Выделение формационных зон и геолого-формационная диагностика нефтеносных и нефтеперспективных объектов.

5.2.4. Статистическое обоснование геолого-формационной диагностики нефтеносных и нефтеперспективных объектов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Развитие математических методов трехмерного сейсмогеологического моделирования сложнопостроенных изотропных и анизотропных резервуаров нефти и газа"

Объектом исследований являются методы трехмерного сейсмогеологического моделирования природных резервуаров нефти и газа, основанные на экспериментальном и теоретическом изучении кинематических и динамических характеристик сейсмических волн в слоисто-неоднородных изотропных и анизотропных средах. По мере закономерного усложнения структуры не вовлеченных в разработку запасов и увеличения объемов буровых работ требования к точности и достоверности совместной интерпретации кинематических и динамических параметров непрерывно увеличиваются. Только при наличии адекватной трехмерной сейсмогеологической модели возможно избежать непроизводительных затрат при дальнейшем наращивании добычи и воспроизводстве запасов УВ.

Для решения этих задач, начиная с 60-х годов и по настоящее время в России (С.П.Перельман, А.К.Яновский, М.Б.Коростышевский, Г.Н.Боганик, Б.А.Вейцман, А.К.Урупов, Ф.М.Гольцман, С.В.Гольдин, Р.М.Бембель, В.М.Глоговский, Г.Н.Гогоненков, С.Н.Птецов, А.Г.Авербух, З.НЛозинский, ЕЛ.Козлов, И.А.Мушин, В.С.Черняк, С.А.Гриценко, Д.И.Судварг и др.) и за рубежом

SCHLUMBERGER-GeoQuest, CGG- Petrosystems, LANDMARK-Geographics, PARADIGM-Geophysical и др.) был разработан целый ряд комплексов программ расширенной кинематической интерпретации, которые позволили продвинуть вперед теорию и практику автоматизированных структурных построений, кинематико- динамического анализа и сейсмофациального прогноза.

Цель диссертационной работы - развитие математических методов и практических приемов построения трехмерных сейсмогеологических моделей природных резервуаров, основанных на совместной интерпретации кинематических и динамических характеристик сейсмических волн в слоисто-неоднородных изотропных и анизотропных средах, включающих в себя сейсмо-структурную, сейсмоформационную, сейсмофациальную компоненты и в комплексе с данными глубокого бурения обеспечивающих во внескважинном пространстве достоверную параметризацию эксплуатационных характеристик подземных резервуаров УВ. Для достижения указанной цели решались следующие основные задачи.

1 .В области развития математических методов структурно-скоростного моделирования:

• исследовать влияние сложно напряженного состояния упругих материалов на стресс- индуцированную анизотропию и получить необходимые соотношения для использования поляризационно-кинематических параметров при оценке пьезоупругих модулей и сложно напряженного состояния среды.

3. В области развития методов сейсмоформационного и сейсмофациального моделирования:

4.На основе новых вышеперечисленных программно-алгоритмических способов совместной интерпретации кинематико-динамических параметров и существующих компьютерных технологий геоло-. го-геофизической интерпретации разработать и опробовать на месторождениях Западной Сибири компьютерную технологию построения трехмерных сейсмогеологических моделей, которая включает в себя:

• сингулярную фильтрацию временных разрезов, обеспечивающую максимально возможное соотношение сигнал/помеха сейсмической записи и кинематико-динамических параметров с последующим многомерным анализом кросс- плотов сейсмических и скважинных параметров, построением сейсмофациальных карт, выделением однотипных природных кластеров и сейсмофа-циальных комплексов (СФК), характеризующихся устойчивыми корреляционными связями рисунка сейсмической записи (динамических параметров) с типом геологического разреза (промы-слово-геофизическими и геолого-промысловыми параметрами).

Фактический материал и методы исследований. Системно - теоретической основой исследований явились:

-методы интерференционных преобразований волновых полей и статистической интерпретации (Ф.М.Гольцман, С.А.Нахамкин, А.А.Никитин);

Достоверность полученных результатов подтверждается многовариантными теоретическими расчетами, геолого- математическим моделированием и опробованием на представительных сейс-могеологических материалах по нефтяным и газовым месторождениям Западно-Сибирских нефтегазоносных областей (НГО): Каймысовской НГО (Крапивинское, Двуреченское, Западно-Моисеевское, Игольско-Таловое месторождения); Васюганской НГО (Западно-Останинское, Мыльджинское, Южно- Черемшанское, Кошильское, Аригольское); Среднеобской НГО (Советское, Полуденное, Стре-жевское, Фобосское), Находкинское, Южно-Мессояхское и другие нефтегазоконденсатные месторождения Болыиехетской впадины.

В качестве исходных геолого-геофизических материалов использовались данные поисково-разведочного и эксплуатационного бурения «Томскнефть» (г.Стрежевой), «Томскнефтегазгеология» (г.Томск), «Мегионнефтегазгеология» (г.Мегион), данные 2D- и 3D- сейсморазведки, полученные Томским Геофизическим Трестом (г.Колпашево), «Томскнефтегеофизики» (г.Стрежевой), „«Сибнеф-тегеофизики» (г.Новосибирск), «Ямалгеофизики» (гЛабытнанги), «Башнефтегеофизики» (г.Уфа), СК «ПетроАльянс» (г.Москва) и др.

Научная новизна, полученных в работе результатов состоит в следующем:

1.Для решения задачи структурных построений по данным отраженных волн методом оптимизационного подбора математической модели впервые был разработан (1984г.) и реализован (1988г.) способ расчета производных поля времен не только по скоростным, но и по структурным параметрам, описывающим акустически контрастные геологические границы. На основе применения к временным полям теории характеристик Гамильтона-Якоби, дифференциальных следствий закона Снеллиуса и принципа Ферма способы вычисления производных поля времен по структурно-скоростным параметрам среды были распространены на произвольный класс слоисто-неоднородных упруго-анизотропных сложно-напряженных сред.

Научная новизна полученных результатов состояла в том, что теория характеристик и ее следствия впервые были применены к расширенному пространству переменных, в котором вектор пространственных декартовых координат дополнялся вектором структурно - скоростных параметров. Такой подход позволил для самого широкого класса сред в замкнутой математической форме получить аналитические и рекуррентные формулы для первых и вторых производных временного поля по расширенному пространству переменных, использовать их при оптимизационном подборе структурно-скоростной модели.

Для квазиизотропных и квазипоперечно-изотропных сред установлены аналитические уравнения, которым должны подчиняться их упругие модули. Квазиизотропная среда имеет 7.независимых упругих модулей с33, с44, с55, с66, с45, с46, с56:

С\\ = Сц=СЪЪ = Ci3+ 2С55= С23+ 2С44 = Ci2+2C66, С24 = С34 = Ci5 = С35 = Сц= с26 = с]4+2с56 = с25+2с46 = с36+2с45 = 0.

Характеристической чертой квазиизотропных сред является то обстоятельство, что продольные волны не реагируют на анизотропию, т.е. они имеют сферическую индикатрису, поляризованы в направлении распространения, зависят только от одного упругого модуля: и32 = с33, ~АЪ = Jc, где к орт к фронту волны. При этом индикатрисы фазовых скоростей поперечных волн имеют субсфероидальную форму, а их пространственная ориентировка и главные значения фазовых скоростей определены посредством собственных векторов и собственных значений некоторой симметричной положительно- определенной матрицы G}*3, имеющей шесть независимых упругих модулей: yj2 = (SpG-k'G£±^(SpG-k'Gk)2 -4det Gk'G~xk) /2.

G =

1-44 -C46

-C

-55

-c

-C

- С

-66

Векторы поляризации поперечных волн Л, 2 повернуты относительно векторов к{\ в плоскости, касательной к фронту волны, на угол поляризационного вырождения у: iB'GB . tg2у= ' к,1 Gk2L -к,1 GA-,

• многокомпонентные наблюдения с целью совместной интерпретации поляризационных и кинематических параметров волн непродольного типа должны проводится не в 2D профильной, а в 3D площадной модификации;

С целью совместной интерпретации поляризационно-кинематических параметров восходящих к земной поверхности продольных волн (кажущегося угла выхода сейсмической радиации е и кажущейся скорости VK) впервые был предложен способ определения скорости поперечной волны в верхнем слое (1991г.): Vs = VK Sin е!2 и показана принципиальная возможность ее определения. Реализация таких PVO-методов необходима не только при компенсации конверсионных эффектов наземных наблюдений продольных волн, но и при оценке влияния верхней части разреза ВЧР на динамические характеристики сейсмических отражений, изучаемых AVO-методом.

5.На основе линейного приближения к описанию тектоно-седиментационных режимов (TCP) получены необходимые соотношения, позволяющие классифицировать пространственно-однородные секвенс-стратиграфические системные тракты (LST: а<1, b>0; TST: а>1, b<0; HST: а<1, b<0; UST: а>1, Ь>0) и по остаточной (вариационной) составляющей TCP: SZ=Z2-aZl-b выделять квазиоднородные формационные зоны аккумулятивного или эрозионного типов с соответственно увеличенным (SZ<0) или уменьшенным (SZ>0) темпами осадконакопления относительно средней скорости по изучаемой площади (1998, 2001гг.). В качестве комплексного кинематического параметра, характеризующего различные сейсмоформационные зоны (СФЗ) с однотипной характеристикой TCP, предложено использовать различные соотношения вариационных и интервальных времен или мощностей: 8ZJAZ.

С использованием такого подхода для Айтор-Каменно-Сеульской зоны нефтенакопления показана возможность сейсмоформационного расчленения и представления юрских нефтеносных систем Ю0-9 сдвинутой вверх по восстанию серией структурно-литологических ловушек, мозаичное распространение которых контролируется формационными зонами аккумулятивного типа. Геолого-формационный контроль неструктурного размещения верхнеюрских нефтяных залежей по данным 2В/30-сейсморазведки также был установлен пластов Ю,3"4 подугольной пачки Крапивинско-Двуреченской зоны, Ю/"2 надугольной пачки Аригольского и Западно-Полуденного месторождений. Новые сейсмоформационные модели были подтверждены последующим разведочным и эксплуатационным бурением, использовались для переоценки разведанных и предварительно оцененных запасов.

6.По результатам регионального обобщения детальных сейсмоформационных моделей Западно-Сибирских месторождений от Крапивинско-Двуреченской группы на юго-востоке до Большехет-ской группы на северо-востоке, от Аригольского месторождения на востоке до Каменного на западе, диагностирована однотипная структурно-формационная характеристика юрско-меловых секвенс-стратиграфических (осадочных) комплексов (ССК), в кровле и подошве ограниченных опорными сейсмическими горизонтами: А - кровля доюрского комплекса, Т - верхи среднеюрских отложений заводоуковской серии (кровля малышевского горизонта), Б - кровля баженовского горизонта, Н -группа неокомских отражающих горизонтов в зоне перехода клиноформных комплексов в согласно-покровные, М - в средней части алымского (кошайского) горизонта, Mi - в нижней части покурской серии, Г - в кровле покурской серии, С и К - в средней и верхней частях дербышинской серии:

- Заводоуковский (Большехетский) нижне-среднеюрский ССК «А-Т» диагностируется как низкое стояние моря, т.е. как совокупность трех-пяти системных трактов LSTi1"3 компенсируемого углубления осадочного бассейна (а<1, Ь>0), при котором нижние горизонты выклиниваются, налегая на выступающие склоны фундамента, а более верхние образуют покровные комплексы с поэтапным снижением темпа углубления и выполаживания структурных планов: b/ > bf > b/ > 0 и а/ < а/ < а/< 1. Существование различных тектоно-седиментационных режимов (TCP) юрского периода, начинающихся с подъема уровня моря и заканчивающихся регрессией или стабилизацией береговых линий, в геологическом разрезе фиксировалось соответствующим развитием тонких глинистых покровов и песчано-глинисто-углистых LST-формаций со сходным литофациальным составом.

- Полудинский келловей-неокомский ССК «Т-Б-Н» представляет собой классический секвенс-стратиграфический трехтрактовый осадочный комплекс (LST2+TST2+HST2), в котором накопление осадков системных трактов низкого (LST2: ai<l, bi>0), трансгрессирующего (TST2: аг>1, bi<0) и высокого стояния уровня моря (HST2: а23<1, ^<0) было ознаменовано затоплением внутренних источников сноса (эрозионно-тектонических и вулканогенно-орогенных выступов доюрского комплекса) с последующим преобладанием внешних источников, приведших к формированию обширных песчаных террас аккумулятивного шельфа, береговых линий, проградационных ачимовских клино-форм и глинистых конденсированных покровов, включая нефтематеринские отложения баженовской свиты (Б) и реперные неокомские глины: пимские Hi00, сармановские Н200, асомкинские Н300, само-тлорские Н400 и коликъеганские Н500.

- Саргатский неоком-аптский ССК «Н-M-Mj» отделяется от Полудинского условной поверхностью несогласия UST2, контролируемой зонально выдержанным отражающим горизонтом группы Н по максимально верхней границе закономерного фациального перехода неокомских клиноформных комплексов в согласно-покровные в соответствии с законом Головкинского-Вальтера. Саргатский комплекс представлен, как правило, совокупностью системных трактов трансгрессирующего (TST3) и высокого стояния уровня моря (HST3) с подчиненным развитием субконтинентальных LST3-формаций.

- Покурский апт-сеноманский ССК «Mi-Г» отделяется от Саргатского регионально выдержанным отражающим горизонтом Mi, контролирующим внутри покурской серии закономерную зону смены мелководных надкошайских и викуловских осадков HST3 субконтинентальными покурскими отложениями LST4: 0а*~2<1, bi'2>0).

- Дербышинский турон-датский ССК «Г-С-К» представляет собой классический трехтрактовый осадочный комплекс (LST5+TST5+HST5), который ознаменовал второй (после Полудинского) постгер-цинский эпизод тектонической активизации с масштабным проявлением локальных дизъюнктивно-блоковых дислокаций, региональной перестройкой структурной позиции Западно- Сибирского бассейна и превращения его в морской залив Бореального океана.

Личный вклад. Сбор, анализ, интерпретация и обобщение, представленных в диссертации геолого-геофизических материалов, производились лично автором по результатам работ 19832006гг., выполненных с его непосредственным участием в институте «ТомскНИПИнефть» Восточной нефтяной компании, производственном предприятии «Сибнефтегеофизика» и Центре геолого-гидродинамического моделирования «ЛУКОЙЛ».

С 1995 по 2000гг. в институте «ТомскНИПИнефть» автор занимался развитием компьютерных методик сейсмогеологического моделирования и структурно-формационной оценки эффективных параметров тектоно-седиментационных процессов с целью построения региональных и детальных сейсмогеологических моделей нефтяных и газовых месторождений юго-востока Западной Сибири, являлся ответственным исполнителем работ по тематическим и производственным сейсморазве-дочным работам приоритетных месторождений Восточной нефтяной компании: Крапивинско-Двуреченского, Полуденного, Советского, Стрежевского и другим.

С 2003 по 2006гг. в должности начальника управления геологического моделирования «ЛУКОЙЛ» автор был одним из инициаторов регионального обобщения геолого-геофизических работ в Большехетской депрессионной зоне на северо-востоке Западной Сибири, непосредственно участвовал в выборе и оценке объектов геологоразведочных работ, уточнении методик структурно-скоростных построений и геолого-формационной диагностике нефтегазоносных и перспективных объектов Большехетской зоны.

На защиту выносятся следующие научные результаты.

1. Теоретические и программно-алгоритмические решения: • задачи вычисления в слоистых средах производных поля времен z(х/,х2,0) по структурно-скоростным параметрам среды в на основе дифференциальных следствий принципа Ферма, устанавливающим траекторию сейсмического луча соединяющего источник X] и приемник х2, исходя из экстремальности времени пробега: т(х,,х2,в)=тт$ T(xhx2, о Щхих2, %,в)/д%=0, dr/d6 = дГ/дв, c?T/d0 = дТ1д&-дТ1двд$0Т1д%)-] дТ/д^дв [1,21]; задачи вычисления первых и вторых производных поля времен Tr(xi,x2, в), поляризации А[(х,,х2, в), фазовых скоростей иг(х,к,в) и рефракции р/х,к,в)=к/о=дт/ск] сейсмических волн квазипродольного и квазипоперечного типов по структурно-скоростным параметрам анизотропных слоисто-неоднородных сред Cij,„m(x,y,z,e) [1,4] на основе уравнений Гамильтона-Якоби и интегрирования уравнений в вариациях для расширенного пространства переменных (х, у, z, в):

Г У ^.„„А'А'Иг дА' -у 1 у Х"-1: к Л-.Г ■ 90-йв^ 2 J it, SO P'PAAJt' se-ho!-o',,.k., Ю s*r задачи оценки устойчивости (точности arA и смещенности расчетов полей времен г и поляризации А к независимо варьируемым параметрам математической модели ar\dx/dd\ и d2t/d$\ сг^получения приближенных аналитических представлений поляризационно- кинематических параметров сейсмических волн в средах со слабой Q,„m «С» пт=Щ5пт+ц(5in5jm+Sm5jn) и стресс-индуцированной Су,ятя£?$,пт+С'ij.nm.kihi анизотропией [8,9], оценки эффективных параметров анизотропных сред [1,6,7,19-28], классификации упруго-анизотропных сред по поляризационному признаку наличия двух, одной и отсутствия чисто поперечных волн на квазиизотропные (AjS'=kAjS2=kj12, AiP=kj), квазипоперечно-изотропные (А/'фк/', Af2=kjL2, Af^kj) и собственно анизотропные (Af'i-kf, А^фк/2, А\фЦ среды [8]; задачи оценки дефекта и вычисления переменных вдоль /-ого профиля корректирующих попра-к, вок 7* при минимизации невязок сейсмических параметров Лу на пересечениях 1у произк=1 вольно расположенных 2D- профилей [3,10,11]:

Е», им к=1 (Ы

-» mm; л

• задачи линейного описания тектоно-седиментационной эволюции земного рельефа: dL/&= -aZ -Vx dL/dX - Vу dZ/oY + V2, включающей статистическую оценку эффективных параметров (a, Vx, Vy, V,J линейных пространственно-однородных тектоно-седиментационных режимов (TCP): Z2=aZl+b; формационную классификацию линейно-однородных секвенс-стратиграфических системных трактов (LST: а<1, b>0; TST: а>1, b<0; HST: а<1, b<0; UST: а>1, Ь>0) и выделение квазиоднородных формационных зон (ФЗ) с однотипной кинематической (тектоно-седиментационной) характеристикой по картам интервальных (AZ=Z1-Z2) и вариационных (5Z=Z2-aZl-b) мощностей [1,15,18,37].

2.Методика геолого-математического и сейсмогеологического моделирования нефтяных резервуаров [1-3], основанная на решении вышеперечисленных задач и существующих компьютерных технологиях геолого-геофизической интерпретации, разработанная и апробированная на ряде месторождений Среднеобской, Каймысовской, Васюганской и других Западно-Сибирских НГО [2, 5, 1219]. Важным компонентом разработанной технологии является проведение сейсмоструктурных, сейсмоформационных и сейсмофациальных построений, которые позволяют:

• выявить площадную неоднородность кинематико- динамических параметров опорных отражающих горизонтов, контролирующих кровлю и/или подошву исследуемых резервуаров (Z1,Z2) и разбить их на квазиоднородные зоны с однотипной кинематической (СФЗ) и динамической (СФК) характеристикой: (AL, SZ, А);

• в комплексе с данными бурения провести сейсмодетерминированную параметризацию внесква-жинного пространства на основе установления геостатистических связей между выявленными сейсмогеологическими зонами (СФЗ/СФК) и эксплуатационными характеристиками нефтяных и газовых резервуаров.

З.Результаты трехмерного сейсмогеологического моделирования [1, 2, 12-18, 29-53], включающие сейсмоструктурные, сейсмоформационные и сейсмофациальные карты с использованием которых было показано, что гипсометрически аномальный характер распределения нефтяных залежей Крапивинско-Двуреченской, Полуденно-Мохтиковской, Аригольско-Вахской, Айтор-Каменно-Сеульской площадей Западной Сибири обусловлен, прежде всего, наличием в пределах природного резервуара серии квазиоднородных сейсмогеологических зон (СФЗ/СФК) с однотипными литофаци-альными, промыслово-геофизическими (ПГИС), фильтрационно-емкостными (ФЕС) и др. характеристиками.

Многозалежный характер «структурных» ловушек с различными отметками водонефтяного контакта (ВНК) в разных частях одного и того же горизонта по данным геолого- промысловых и промыслово- геофизических исследований достоверно установлен уже на целом ряде сложно построенных месторождений Каймысовской, Среднеобской, Васюганской, Фроловской и других НГО Западной Сибири. Большей частью это привело к неэффективным буровым затратам и вскрытию в благоприятных структурных условиях обширных водонефтяных зон (ВНЗ) и «водяных коридоров» с общим перепадом отметок ВНК до 40-80м и более. Сейсмогеологическая диагностика и учет неструктурного характера стратиграфически единых, но гидродинамически обособленных нефтяных залежей является важным фактором эффективного планирования геологоразведочных работ и стратегическим резервом восполнения минерально-сырьевой базы на основе адекватного оконтуривания однородных тектоно-седиментационных (формационных) зон, представленных разными фациальны-ми комплексами с различной степенью пликативно- дизъюнктивной дислоцированности.

В наиболее полном объеме новая компьютерная технология построения трехмерных сейсмо-геологических моделей была развернута в научно-исследовательском проектном институте «Томск-НИПИнефть» [31], где программы совместной интерпретации в комплексе с зарубежными системами «ИНТЕГРАЛ+» и «СТРАТИМЭЙДЖИК» французской фирмы СЖЖ-Петросистемс использовались для формирования программ геологоразведочных работ на месторождениях «Томскнефть», «Томск-ПетролеумУндГаз», «ТомскГазпром», «Славнефть-Мегионнефтегазгеология».

Трехмерные сейсмогеологические модели месторождений Крапивинско- Двуреченской, По-луденно-Мохтиковской, Аригольско-Кошильской, Айтор-Каменно-Сеульской и других ЗападноСибирских зон нефтегазонакопления строились в рамках именно такой интегрированной технологии. Последующее планомерное осуществление сейсморазведочных рекомендаций по размещению разведочных и эксплуатационных скважин, принесло ощутимый геолого-экономический эффект [13-19], как за счет подтверждения выполненных сейсмоструктурных и сейсмофациальных построений, так и за счет сокращения затрат на бурение заведомо непродуктивных скважин.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы систематически докладывались на Международных геофизических конференциях, проводимых в России с 1992г. по 2006гг. (SEG/Moscow'92; SEG-EArO/Moscow'93; SEG/EAGE/E АГО/С-Петербург' 95;

SEG/EAGE/EArO/MocKBa'97; ЕАГС>/С-Петербург'2000; EArO/SEG/EAGE/ Москва'2003; ЕА-rO/SEG/EAGE/C-neTep6ypr'2006); заседаниях Межведомственной комиссии МПР и Минтопэнерго по программам ГРР 1995-2006гг. (гг.Москва, Томск, Ханты-Мансийск, Сургут); методических семинарах ЦКР Минтопэнерго; постоянно действующих семинарах Института Геофизики ОИГГиМ СО РАН, ученых советах "ТомскНИПИнефть", научно-технических советах "Сибнефтегеофизика", ЦКГиР "Томскнефть" и других нефтедобывающих предприятий; Всесоюзных семинарах, проводимых в системе Миннефтепрома с 1986 по 1990гг. (по цифровой интерпретации и ПГР в 1986,1987,1990гг., г.Туапсе; по комплексной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС в 1989г., г.Гомель); Всесоюзных и региональных научных конференциях с 1983 по 1986гг. (гг.Новосибирск, Саратов).

Основные результаты диссертационной работы также докладывались на Всесоюзном совещании по многоволновой сейсморазведке в 1985г. (г.Новосибирск), Всесоюзной ярмарке идей в 1988г. г.Бугульма), IV семинаре стран СЭВ по нефтяной геофизике в 1991г. (г.Москва); совещании Института методов обработки при Главном управлении геофизических работ Китая (г.Пекин, 1991г.); на II и III семинарах российско-норвежских семинарах в 1992-93гт. (гт.Берген, Иркутск); Всероссйской конференции Красноярскгеолкома в 1995г. (г.Красноярск); Международной геофизической конференции SEG/Denver'96; совещании специалистов Восточной Нефтяной Компании и Управления геологоразведочных работ Ирака в 1997г. (г.Багдад); на ежегодных совещаниях "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМ АО" в 1997, 2001, 2005, 2006гг. (г.Ханты-Мансийск); научной конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» в 1998г. (г.Томск); на 10 семинаре пользователей программного обеспечения CGG-Petrosystems в 1998г. (г.Париж); Всероссийском съезде геологов и региональной научно-практической геологической конференции, посвященных 300-летию Горно-геологической службы России в 2000г. (гг.С-Петербург, Томск); международных технологических симпозиумах Института нефтегазового бизнеса в 2004 и 2006гг. (г.Москва), 68-ой конференции Европейской ассоциации геологов и нефтяных инженеров EAGE/2006 (г.Вена), Российской нефтегазовой конференции SPE/2006 (г.Москва), научно-технических советах и ежегодных геологических совещаниях ОАО «ЛУКОЙЛ» в 2003-06гг.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на 434 страницах машинописного текста, содержит 33 рисунка, 26 таблиц. Список литературы содержит 272 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Глебов, Алексей Федорович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

С момента производственного становления сейсморазведочных методов исследования, развитию теоретических основ и практических приемов количественной интерпретации сейсмических параметров всегда уделялось особо пристальное внимание. Однако, только в связи с массовым применением сейсморазведки 2D/3D МОП на разрабатываемых месторождениях; внедрением пространственных, многоволновых, многокомпонентных и повторных сейсмических наблюдений стало очевидным, что класс интерпретационных моделей нуждается в существенном расширении и необходим переход от слоистых изотропных 2D моделей к трехмерно- неоднородным 3D, анизотропным ЗС и нестанционарным 4D моделям.

В нефтяной сейсморазведке МОП такой переход особо актуален в связи с тем, что сложность геологического строения разрабатываемых залежей и выявляемых резервуаров-спутников зачастую находится за пределами вертикальной разрешающей способности (ВРС) сейсмического метода. В этой связи кроме кинематических параметров, определяющих главным образом ВРС метода, следует привлекать методы повышения горизонтальной разрешающей способности (ГРС), основанные на более плотных системах наблюдений и совместном использовании кинематических и динамических параметров сейсмических волн.

• неединственность разложения кииематико- динамических параметров на глубинные и поверхностные факторные составляющие, требующая привлечения многомерных кросс- плотов, регрессионного анализа скважинных и сейсмических данных, параметризации аддитивных и мульплика-тивных мешающих факторов в виде полиномиальных зависимостей, индивидуальных для каждого 2D профиля или 3D полевого сезона;

• неединственность разложения волнового поля на кинематические и динамические параметры интерферирующих регулярных сейсмических волн, требующая привлечения методов сингулярного разложения возникающих систем линейных уравнений на собственные вектора и собственные значения;

• анизотропия и квазианизотропия сейсмических параметров, требующая совместного использования динамических поляризационных и кинематических характеристик сейсмических волн разных типов, расширения интерпретационных моделей анизотропными средами.

В этом случае решение обратной кинематической и динамической задачи (ОКЗ/ОДЗ) потребует привлечения класса анизотропных нестационарных нелинейных моделей сред, в котором однозначное решение может быть получено только при обязательном привлечении поляризационных параметров. К настоящему времени на основе аналитических и численных исследований поляризаци-онно-кинематических параметров анизотропных сред установлены приближенные теоретические соотношения, необходимые для совместной (поляризационно- кинематической) интерпретации данных разных типов волн, выявлены математически точные условия поляризационно-сейсмической классификации упругих анизотропных сред по признаку наличия двух, одной и отсутствия чисто поперечных волн (А.Ф.Глебов, 1994г.).

При обработке и интерпретации поляризационно-кинематических параметров наземных систем наблюдений с многократными перекрытиями, амплитуды сейсмических волн предварительно должны корректироваться не только за геометрическое расхождение, поверхностные неоднородности ВЧР, неидентичность амплитудно-частотного состава, условий возбуждения/приема, но и за конверсию сейсмических волн различной поляризации.

Величины амплитудных поправок, корректирующих поляризационно-конверсионные эффекты, зависят и от удаления источник-приемник и от величины скорости поперечной волны в верхнем слое. На основе теоретического рассмотрения плоско- волнового приближения для коэффициентов конверсии продольных волн в локально- однородной изотропной среде устанавливается, что кажущаяся скорость VK и кажущийся угол выхода е восходящих к земной поверхности продольных волн связаны со скоростью поперечных волн верхнего слоя Vs простой зависимостью: У, = VK Sin е/2. Эта зависимость открывает новые возможности совместного использования поляризационно-кинематических параметров продольных волн с целью оценки скорости поперечной волны в верхнем слое и коррекции на этой основе конверсионных эффектов. Такой подход позволяет существенно увеличить точность оценивания и достоверность совместной интерпретации кинематико-динамических параметров МОГТ.

При проведении сейсмоструктурных построений методом подбора структурно- скоростных параметров, минимизирующих невязку между расчетно-модельными и экспериментально- измеренными данными, целесообразно использовать производные поля времен не только по скоростным, но и по структурным параметрам, аппроксимирующих границы раздела в классе слоисто-неоднородных упруго- анизотропных сред. Работами автора 1984-87гг. показано, что:

• вычисление производных поля времен по структурным параметрам среды, также как и по скоростным, сводится к интегрированию расширенной системы характеристических уравнений и к трансформации производных на границах раздела;

При восстановлении структурно-скоростного строения среды методом оптимизационного подбора, решение по построению сейсмогеологической модели всегда будет получено, но оно не всегда будет единственно и устойчиво к мешающим факторам. Кроме привлечения дополнительного объема скважинных данных, в качестве основного резерва для получения единственного и помехоустойчивого решения служат методы расширенной кинематической интерпретации, ориентированные на использование не только кинематических, но и поляризационных динамических характеристик сейсмических волн. Особую актуальность совместная интерпретация кинематических и динамических параметров приобретает при изучении тонко слоистых латерально неоднородных резервуаров, когда отнюдь не все оси синфазности на сейсмических разрезах оказываются напрямую связанными с теми или иными пропластками продуктивного горизонта.

Фундаментальные понятия кинематических и динамических характеристик сейсмических волн неразрывно связаны со слоистой структурой осадочных бассейнов. По мере наращивания разведочного и эксплуатационного фонда скважин требования к точности и достоверности совместной интерпретации кинематических и динамических параметров непрерывно увеличиваются, так как избежать непроизводительных затрат при наращивании добычи и воспроизводстве запасов УВ оказывается возможным лишь на основе достоверных сейсмогеологических сведений как о современном структурном плане, так и об исходной природной зональности различных типов разреза продуктивных пластов - формационных зон (ФЗ) и фациальных комплексов (ФК), отличающихся друг от друга эффективными толщинами, фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и добывными возможностями.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Глебов, Алексей Федорович, Москва

1. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. М.: Гостоптехиздат, 1959.

2. Pirson S.J. Oil reservoir engineering. New-York-Toronto-London, McGRAW-HILL BOOK Co, Inc, 1

3. Пирсон Дж. Учение о нефтяном пласте. М.: Гос.науч.тех. изд-во неф. и гор.-топ. лит., 1961.

4. Амикс Дж., Басе Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962.

5. Гольцман Ф.М. Статистические модели интерпретации. М.: Наука, 1971.

6. Невский М.В. Квазианизотропия скоростей сейсмических волн. М.: Наука, 1974.

7. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1974.

8. Химмельблау Д. Прикладное нелинейное программирование. М.: Мир, 1975.

9. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. Под ред. В.И. Горояна, В.И. Петерсилье. М.: ВНИГНИ, 1978.

10. Хьюз Дж., Мичтом Дж. Структурный подход к программированию. М.: Мир, 1980.

11. Клаербоут Дж. Теоретические основы обработки геофизической информации с приложением к разведке нефти. М.: Недра, 1981.

12. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств ropjiMx пород при сейсморазведке. М.: Недра, 1982.

13. Троян В.Н. Статистические методы обработки сейсмической информации при исследовании сложных сред. М.: Недра, 1982.

14. Беклемишев Д.В. Дополнительные главы линейной алгебры. М.: Наука, 1983.

15. Глебов А.Ф. Алгоритмы параметризации сложнопостроенных сред// Материалы XXIВНСК. Геология. Новосибирск: НГУ, 1983. 79-84.

16. Глоговский В.М., Хачатрян А.Р., Трингауз Т.К. К оценке дефекта системы уравнений коррекции статических поправок Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВННИОЭНГ, 1983. 11. 1011.

17. Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник. Под ред. М.М. Ивановой. М.: Недра, 1983.

18. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства. М.; Недра, 1985.

19. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в нем компонентов: Справочник. Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана. М.: Недра, 1989.

20. Дембицкий С И Оценка и контроль качества геофизических измерений в скважинах. М.: Недра, 1991.

21. Глебов А.Ф. Площадное сглаживание сейсмических параметров, полученных по системе произвольно расположенных профилей Геология и геофизика. 1995. 10. 97-105.

23. Вендельщтейн Б.Ю. О модели «двойной воды» (к истории вопроса). М.: SPWLA, 1998.

24. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Тверь: ВПИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

25. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений. Геологические и фильтрационные модели. Под ред. Н.Н. Лисовского. М.: ВНИИОЭНГ, 2003.

26. Глебов А.Ф., Зверинский К.Н. Сингулярная фильтрация геофизических полей эффективный метод построения трехмерных сейсмогеологических моделей Геофизика. 2001. 5. 29-33. К 2-ой главе

27. Ризниченко Ю.В. Геометрическая сейсмика слоистых сред. М.: АН СССР, 1946.

28. Берзон И.С. О некоторых вопросах кинематики распространения дифрагированных сейсмических волн Труды геофиз. ин-та АН СССР. 1950. J 9. V

29. Durbaum Н. Zur Bestimmung von wellengeswindigkeiten aus reflextionseismischen messungen Geophysical prospecting. 1954. Vol.2. M 1. P.151-167. 30. Dix C.H. Seismic velocities from surface measurements Geophysics. 1955. Vol.20. 1. P.68-86.

30. Rubinowicz A. Die Bengungswelle in der Kirchhoffsehen Theorie der Bengung. Polska Acad. Nauk, 1957.

31. Пузырев Н.Н. Интерпретация данных сейсморазведки методом отраженных волн. М.: Гостоптехиздат, 1959.

32. Больших Ф. О приближенном представлении годографа отраженных волн в случае многослойной покрывающей среды Прикладная геофизика. М.: Недра, 1959. Вып.15. 3-14.

33. Гольдин С В Об изучении изменения средней скорости до опорного отражающего горизонта Прикладная геофизика. М.: Недра, 1961. Вып.ЗО. 50-62.

34. Урупов А.К. О пересчете эффективных скоростей в средне-пластовые в случае двухслойной среды Прикладная геофизика. М.: Недра, 1961. Вып.ЗО. 79-91.

35. Keller J.B. Geometrical Theory of Diffraction //1 Opt. Soc. Amer. 1962. Vol.52. 2.

36. Пузырев Н.Н. К теории интерпретации точечных сейсмических наблюдений Геология и геофизизика. 1963.№9. 66-82.

37. Урупов А.К. Изучение скоростей в сейсморазведке. М.: Недра, 1966.

39. Гольцмаи Ф.М., Киселев B.C. Оптимальный алгоритм совместной интерпретации систем годографов MOB для нескольких горизонтов Прикладная геофизика. М.: Недра, 1969. Вып.55. 1726.

41. Алексеев А.С., Лаврентьев М.М., Мухаметов Р.Г., Романов В.Г. Численный метод решения обратной кинематической задачи сейсмики Математические проблемы геофизики. Новосибирск. 1969. Вып. I e 179-201.

42. Лаврентьев М.М., Васильев В.Г., Романов В.Г. Многомерные обратные задачи для дифференциальных уравнений. Новосибирск: Наука, 1969.

43. Мешбей В.И. К определению скоростной модели среды по данным метода ОГТ Прикладная геофизика. М.: Недра, 1972. Вып.68. 45-52.

44. Мешбей В.И. Сейсморазведка методом обшей глубинной точки. М: Недра, 1973.

45. Цифровая обработка сейсмических данных. Е.А. Козлов, Г.Н. Гогоненков, Б.Л. Лернер и др. М: Недра, 1973.

46. Черняк B.C. Расчет эффективных скоростей в MOB и М О П для слоистых сред с наклонными и криволинейными границами //Прикладная геофизика. М.: Недра, 1973. Вып.71. 71-79.

47. Shah. Р. Use of wavefront curvature to relate seismic data with subsurface parameters Geophycs, 1973. Vol.38. P.812-825.

48. Гольдин C.B. Линейные преобразования сейсмических сигналов. М.: Недра, 1974.

49. Глотов O.K. Решение пространственных задач сейсморазведки способом центровых лучей ЭИ, Регион, развед. и промысл, геофизика. ВИЭМС. 1974. 9. 1-5.

50. Оболенцева И.Р. Численные способы решения прямых пространственных задач геометрической сейсмики для многослойных сред с границами произвольной формы Геология и геофизика. 1974. 9. 113-127.

51. Тапег М.Т., Kochler F., Al-Chalabi М. Estimation and correction of near surface time anomalies Geophysics. 1974. Vol.39. P.441-463.

52. Левин А.Н. Лучевой способ вычисления предельных значений эффективных скоростей в средах с криволинейными границами

53. Левин А.Н. Вычисление пластовых скоростей по данным сейсморазведки MOB Прикладная геофизика. М.: Недра, 1975. Вып.8О. 43-50.

54. Кгеу Th. Computation of interval velocities from common reflection point moveout times for n layer with arbitrary dips and curvature in three dimensions when assuming small shot-geophone distances Geophys. Prosp. 1976. Vol.24. P.92-111.

55. Левин А.Н. Предельная эффективная скорость при ОГТ для слоисто-однородных сред Прикладная геофизика. М.: Недра, 1977. Вып.86. 3-11.

57. Николаев И.В., Леонтьева Т.Н. Годограф центровых лучей для пространственной модели среды с плоскими границами

58. Глоговский В.М., Гогоненков Г.Н. Сходимость итеративного метода определения пластовых скоростей по сейсмическим данным Прикладная геофизика. М.: Недра, 1978. Вьт.92. 65-78.

59. Тимошин Ю.В. Импульсная сейсмическая голография. М.: Недра, 1978.

60. Пузырев Н.Н. Временные поля отраженных волн и метод эффективных параметров. Новосибирск: Наука, 1979.

61. Гольдин С В Интерпретация данных сейсмического метода отраженных волн. М.: Недра, 1979.

63. Гриценко А. К вычислению пластовых скоростей и их характеристик кривизн фронта волны в трехмерной слоисто-однородной среде Геология и геофизика. 1979. Х» 9. С98-102.

64. Hubral Р. А wave-front curvature approach to computing ray amplitudes in inhomogeneous media with curved interfaces Studia geoph. et geod. 1979. N2 23. P.104-114.

65. Гурвич И.И., Боганик Г.Н. Сейсмическая разведка. М.: Недра, 1980.

66. Петрашень Г.И. Распространение волн в анизотропных упругих средах. Л.: Наука, 1980.

67. Кравцов Ю.А., Орлов Ю.И. Геометрическая оптика неоднородных сред. М.: Наука, 1980.

68. Клем-Мусатов К.Д. Теория краевых волн в сейсмике и ее применение в сейсмике. Новосибирск: Наука, 1980.

69. Левин А.Н. Радиусы кривизны кажущихся фронтов отраженных волн при наблюдениях методом ОГТ Прикладная геофизика. М.: Недра, 1980. Вып.97. 23-36.

70. Судварг Д.И. Параметризация модели сейсмической среды, содержащей выклинивающиеся слои и примыкающие границы Геология и геофизика. 1980. Ш 9. 144-148.

71. Hubral Р. Wavefront curvatures in 3-D laterally inhomogeneous media with curved interfaces Geophysics. 1980. Vol.45. P.905-913.

72. Hubral P. Computation of the normal moveout velocity in 3-D laterally inhomogeneous media with curved interfaces Geophys. Prosp. 1980. Vol.28. P.221-239.

73. Hubral P., Krey Th. Interval velocities from seismic reflection time measurements. Houston, Texas. 1980.

74. Сейсморазведка. Справочник геофизика. М.: Недра, 1981.

75. Уотерс К. Отражательная сейсмология. М: Мир, 1981.

76. Левин А.Н. Обобщенная формула вычисления пластовых скоростей по данным ОГТ Прикладная геофизика. М.: Недра, 1981. Вып. 101. 11-24.

77. Яновский А.К., Боголюбский А.Д., Сорокин В.Я., Крылов Н.К. Точность вычисления пластовой скорости при построении глубинных разрезов Разведочная геофизика. М.: Недра, 1982. Вып.95. 20-29.

78. Lynn W.S., Claerbout J.F. Velocity estimation laterally varying media Geophysics. 1982. Vol.47. 6. P.884-897.

79. Тюриков Л.Г., Малик A.A. Вычисление эффективной скорости в методе ОГТ для изотропных сред с криволинейными границами

80. Тюриков Л.Г., Малик А.А. Рещение одной обратной кинематической задачи с использованием данных ОГТ Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Л.: Наука, 1982. Вып.22. 198-206.

81. Мущин И.А. Конструирование алгоритмов и графов обработки данных сейсморазведки. М.: Недра, 1983.

82. Курдюкова Т.В. Методы ускоренного рещения прямых кинематических задач для сложных сред Геология и геофизика. 1983. 4. 99-107.

83. Глебов А.Ф. Производные поля времен по структурно-скоростным параметрам среды Материалы XXIIВНСК. Геология. Новосибирск: НГУ, 1984. 53-61.

84. Гриценко А. Способы вычисления геометрических характеристик фронта волны в изотропных неоднородных средах Геология и геофизика. 1984. Х» 1. 84-90.

85. Гриценко А. Производные поля времен Геология и геофизика. 1984. Хе 4. 113-119.

86. Бляс Э.А., Гриценко А., Черняк B.C. Производные поля времен в слоистых средах Геология и геофизика. 1984. Я» 5. 75-81.

87. Система кинематической интерпретации волн (КИНГ). Составители: Судварг Д.И., Киселева Л.Г., Глебов А.Ф. и др. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1987.

88. Yilmaz Ozdogan. Seismic Data Processing. Tulsa, SEG. 1987.

89. Marple S.L.Jr. Digital spectral analysis with applications Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, 1987. P.364-380.

90. Проблемы нелинейной сейсмики. Под ред. А.В. Николаева. М.: Наука, 1987.

91. Глебов А.Ф. Об одном классе оптимизационных алгоритмов решения обратных кинематических задач Математические проблемы интерпретации данных сейсморазведки. Новосибирск: Наука, 1988.С.69-82.

92. Kovaljev V.P., Madatov A.G., Mitrofanov G.M. Complex convolution decomposition (CCD) and new possibilities at detail investigation of attenuation Abstract of papers EAGE 54-th meeting. Paris. 1992.

93. Шнеерсон М.Б., Жуков А.П., Ченборисова Р.З. Нелинейные и фазовые искажения вибрационных сигналов и способы их коррекции Геофизика. 1997. 3. 27-33.

94. Теория и практика наземной невзрывной сейсморазведки. Под ред. М.Б. Шнеерсона. М.: Недра, 1998.

95. Аронов В.И., Пороскун В.И. К вопросу о построении карт ошибок интерполяции Геофизика. 2002. 2. 39-40.

96. Глебов А.Ф., Алелюхин Н.П., Асан-Джалапов А.Г., Мехед Л.П. Вибрационная сейсморазведка в Западной Сибири: технико-экологические и геолого-экономические аспекты Геофизический вестник, 2001, JV27. -с.10-17. К 3-ей главе

97. Голицын Б.Б. Избранные труды. Т.

98. Сейсмология. М.: АН СССР, 1960. ЮЗ.Купрадзе В.Д. Методы потенциала в теории упругости. М.: Физматгиз, 1963.

99. Белоносова А.В., Таджимухамедова С, Алексеев А.С. К расчету годографов и геометрического расхождения лучей в неоднородных средах Некоторые методы и алгоритмы интерпретации геофизических данных. М.: Наука, 1967. 124-136. 1О

100. Саваренский Е.Ф. Сейсмические волны. М.: Недра, 1972. Юб.Красавин В.Г. Основные положения алгоритма расчета полей отраженных волн в трехмерных однородных средах с криволинейными границами

101. Берзон И.С. Сейсморазведка тонкослоистых сред. М.: Недра, 1976.

102. Cerveny V. Ray amplitudes in a three-dimensional inhomogeneous medium Studia geophys. et geod. 1976. Vol.20. P.401-406.

103. Levin F.K. The reflection, refraction and diffraction of waves in media with elliptical velocity dependence Geophysics. 1978. Vol.43. P.528-537.

104. Popov M.M., Psencik I. Computation of ray amplitudes in inhomogeneous media with curved interface Studia geoph. et geol. 1978. Vol.22. P.248-258. ПЗ.Азбель И.Я., Дмитриева Л.А., Яновская Т.Б. Методика расчета геометрического расхождения в трехмерно-неоднородной среде Методы и алгоритмы интерпретации сейсмических данных. М.: Наука, 1980. 113-123.

105. Шарафутдинов В.А. О геометрическом расхождении Методы интерпретации сейсмических данных. М.: Наука, 1980. 127-133.

106. Нефедкина Т.В., Кондакова Г.П., Олейник Л.В. Цифровая обработка обменных отраженных волн Геология и геофизика. 1980. М 4. 66-67. Пб.Нопов М.М., Тюриков Л.Г. О двух подходах к вычислению геометрического расхождения в неоднородной изотропной среде Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Л.: Наука, 1981. Вып.2О. 45-53. И

107. Тюриков Л.Г. Вычисление геометрического расхождения для вертикально-неоднородных сред и для сред со сферической или цилиндрической симметрией Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Л.: Наука, 1981. Вып.21. 69-73.

108. Нузырев Н.Н. Развитие методов поперечных и обменных волн в сейсмической разведке Развитие идей Г.А. Гамбурцева в геофизике. М.; Наука, 1982. 132-177.

109. Дьелесан Э., Руайе Д. Упругие волны в твердых телах. Применение для обработки сигналов. М.: Наука, 1982. 12О.Каштан Б.М. О вычислении геометрического расхождения в кусочно-однородных анизотропных средах Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Л.: Наука, 1982. ВЫП.22.С.14-23. 121.Вок S. Byun. Seismic parameters for media with elliptical velocity dependencies Geophysics. 1982. Vol.47. P.1621-1626.

110. Helbig K. Elliptical anisotropy its significance and meaning Geophysics. 1983. Vol.48. P.825-830. 123.Аки К., Ричарде П. Количественная сейсмология. Теория и методы. В 2 томах. М.: Мир, 1983.

111. Каштан Б.М., Петрашень Г.И. О вычислении геометрического расхождения в неоднородных анизотропных упругих средах Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Л.: Наука, 1983. Вып.23. 31-37. 125.Вок S. Byun. Seismic parameters for transversally isotropic media Geophysics. 1984. Vol.49. P.19081914.

112. Гольдин СВ., Глебов А.Ф., Курдюкова Т.В. и др. Совместная обработка даш1ых разных типов волн Тезисы докладов Всесоюзного совещания по многоволиовой сейсморазведке. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1985. 133-134.

113. Оболенцева И.Р., Горшкалсв В. Алгоритм

114. Никольский А.А. К вопросу об обработке PS- и SS-волн в анизотропных средах Алгоритмические проблемы обработки данных сейсморазведки. Новосибирск; ИГиГ СО АН СССР, 1987.

115. Многоволновые сейсмические исследования. Новосибирск: Наука, 1987.

116. Гогоненков Г.Н. Изучение детального строения осадочных толщ сейсморазведкой. М.: Недра, 1987.

117. Шериф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка. В 2 томах. М.: Мир, 1987.

118. Михальнев А.В., Мушин И.А., Погожев В. М. Обработка динамических параметров в сейсморазведке. М.: Недра, 1990.

119. Глебов А.Ф., Максимов В.Н. Способ определения скорости поперечной волны. Патент 5008508, ПО «Сибнефтегеофизика», Россия, 08.08.1991.

120. Глебов А.Ф., Максимов В.П. Скоростной анализ с учетом амплитуд и поляризации. М: Деп.ВИНИТИ, 1527/В93,07.06.1993. 12с.

121. Глебов А.Ф., Максимов В.П., Афонасин В.В. Определение скорости поперечных волн на основе совместного использования поляризационных и кинематических характеристик (PVO-методика) Тезисы международной геофизической конференции и выставки SEG-EArO/Moscow93.

122. Glebov A.F, Sverinsky K.N., Krotov M.E., Maximov V.P., Afonasin V.V., Galimov T.R. 2D-technology of dynamic analysis of CDP sections Expanded Abstracts of Russian-Norwegian Oil Exploration Workshop

125. Кочнев B.A., Гоз И.В., Глебов А.Ф. Результаты решения обратных динамических задач по сейсмическим данным Верхне-Чонского нефтегазового месторождения Труды Международного семинара «Обратные задачи геофизики». Новосибирск. 1996. К 4-ой главе

126. Backus G.E. Possible forms of seismic anisotropy of the uppermost mantle under oceans J. Geophys. Res. 1965. Vol.70. P.3429-3439. ИО.Гельчинский Б.Я. и др. Сейсмический алгоритм «несогласие» и «выклинивание» Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Д.: Наука, 1967. Т. 8. 93-95.

127. МаделунгЭ. Математический аппарат физики. Справочное руководство. М.: Наука, 1968.

128. Урупов А.К., Лапин С И Скорости сейсмических волн в анизотропных, слоисто-трещиноватых средах Прикладная геофизика. М.: Недра, 1972. Вып.67. 3-17.

129. Программы для интерпретации сейсмических наблюдений. Т. 2. Под ред. Н.Н. Матвеевой. Л. Наука, 1977. 190-199. 145.ЛОЗИНСКИЙ З.Н. Учет влияния слоистости покрывающей толщи при определении скоростной характеристики среды Прикладная геофизика. М.: Педра, 1977. Вып.86. 34-45.

130. Алексеев А.С., Бессонова Э.Н., Матвеева Н.Н. и др. Обратные кинематические задачи взрывной сейсмологии. М.: Недра, 1979.

131. Оболенцева И.Р. Рещение прямых кинематических задач сейсмики методами нелинейного программирования Геология и геофизика. 1980. 3. 123-132.

132. Hanyga А. The kinematic inverse problems for weakly laterally inhomogeneous anisotropic medium Tectonophysics. 1982. Vol.90. P.253-262. 149.БЛЯС Э.А. Годографы отраженных волн в слоистых средах с вертикально-неоднородными слоями и слабокриволинейными границами Геология и геофизика. 1983. 7. 107-114.. 15О.Бляс Э.А. Производные поля времен в неоднородной анизотропной среде Геология и геофизика. 1984. 6. 117-123.

133. Распространение объемных волн и методы расчета волновых полей в анизотропных упругих средах. Под ред. Г.И. Петращеня. Л.: Наука, 1984.

134. Fukao Y. Evidence from core-reflected S-waves for anisotropy in the Earths mantle Nature. 1984. Vol.309. P.695-698.

135. Урупов A.K., Левин A.H. Определение и интерпретация скоростей в методе отраженных волн. М.: Недра, 1985.

136. Сейсмическая разведка методом поперечных и обменных волн. Пузырев Н.Н., Тригубов А.В., Бродов Л.Ю. и др. М.: Недра, 1985.

137. Thomsen L. Weak elastic anisotropy Geophysics. 1986. Vol.51. 10. P.1954-1966.

138. Frasier C.W., Wienterstein D.r. Analysis of conventional and converted mode reflections at Putah Sink, California, using three-component data Proc. of the 56th Annual SEG Meeting. Houston, 1986. P.396400.

139. Оболенцева И.Р., Гречка В.Ю. Лучевой метод в анизотропной среде (алгоритмы, программы). Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1989.

140. Brodov L.Y. et al. Some results of the experiment stady of seismic anisotropy of sedimentary rocks using different types of waves Geophys. J. R. Astr. Soc. 1984. Vol.76. P.191-200.

141. Glebov A.F, Maximov V.P. A quasi-isotropic approach to solution of inverse kinematic problems in anisotropic media Abstracts of Russian-Norwegian Oil Exploration Workshop

143. Глебов А.Ф. Способ сейсмических исследований упругих материалов. Патент 93032584 ИО «Сибнефтегеофизика», Россия, 22.06.1993.

144. Глебов А.Ф. Поляризация квазипродольных и квазипоперечных волн в анизотропных средах Геология и геофизика. 1994. 2. 117-128.

145. Глебов А.Ф. Поляризация и скорости упругих волн в средах со стресс-индуцированной анизотропией Прикладная математика и техническая физика. 1994. К2 2. 102-106. К 5-ой главе

146. Rich S.L. Three critical environments of depositions and criteria for recognition of rocks deposited in each of them//Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. 1951. Vol.35. 9. P.1-20.

147. Карогодш1 Ю.Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра, 1980.

148. Сейсмическая стратиграфия. Под ред. Ч. Пейтона. М.: Мир, 1982.

149. Хэллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. М.: Мир, 1983.

150. Кондратович Н.В. Обнаружение и картирование неантиклинальных ловушек по данным сейсморазведки. М.: Обзор ВИЭМС, Серия «Разведочная геофизика», 1984.

151. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. ПО.Проблемы поисков залежей нефти и газа на севере Западной Сибири. М.: Обзор ВНИИОЭНГ, Серия «Нефтегазовая геология и геофизика», 1986. Вып.4.

152. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1987.

153. Прикладные вопросы ссйсмолитмологии. Новосибирск: Наука, 1987.

154. Давление пластовых флюидов. Гуревич А.Е., Крайчик М.С., Батыгина Н.Б. и др. Л.: Недра, 1987.

155. Тюнегин СП., Гидион В.Я., Задоенко А.Н. и др. Актуальные задачи поиска неантиклинальных ловушек в широтном Приобье сейсморазведкой. М.: Обзор ВНИИОЭНГ. Серия «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». 1988.

156. Ляховицкий Ф.М. Изучение напряженного состояния массивов горных пород Инженерная геофизика. М.: Недра, 1989. 152-157.

157. Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник. Под ред. И.П. Чоловского. М.: Недра, 1989.

158. Базылев А.П., Дорогиницкая Л.М. Количественный критерий нефтегазоносности продуктивньк пластов как показатель эффективности прямых поисков при сейсмических исследованиях Новые данные по петрофизике и промысловой геофизике нефтегазоносных провинций Сибири. Новосибирск: ИГГ, 1989. 59-69.

159. Потапов О.А. Изучение напряженного состояния массивов горных пород Интерпретация данных сейсморазведки. Справочник. Под ред. О.А.Потапова. М.: Недра, 1990. 293-294.

160. Мкртчян О.М., Гребнева И.Л., Игошкин В.П. и др. Сейсмогеологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья. М.: Наука, 1990.

161. Нежданов А.А. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа в Западной Сибири. М.: Обзор МГП «Геоинформмарк». Серия «Разведочная геофизика». 1992.4.1.

162. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Бабурин А.Н. и др. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек, залежей нефти и газа в Западной Сибири. М.: Обзор МГП «Геоинформмарк». Серия «Разведочная геофизика». 1992. Ч. П.

163. Салганик Р.Л., Афанасенко Г.В., Иофис И.М. Горное давление. М.: Недра, 1992.

164. Кулагин А.В., Мушин И.А., Павлова Т.Ю. Моделирование геологических процессов при интерпретациии геофизических данных. М.: Недра, 1994.

165. Мангазеев В.П., Славкин B.C., Гусейнов А.А., Архипов B.C. Новое направление геологоразведочных работ в Каймысовском нефтегазоносном районе Западной Сибири Геология нефти н газа. 1996. №З.С.5-11.

166. Глебов А.Ф., Кужелев В.Г., Максимов В.П. Методика и результаты сейсморазведочного изучения геологической истории развития нефтеносных площадей на основе линейной теории однородных тектоно-седиментационных процессов Актуальные вопросы геологии и географии Сибири. Томск: ТГУ, 1998. Т. 2. 47-51.

167. Глебов А.Ф., Городников М.А., Максимов В.П., Кривошеев Э.В. Методика и результаты сейсмоформационного картографирования полифациальных песчаных тел верхнеюрского горизонта Ю] южной части Каймысовского свода Тезисы Всероссийского съезда геологов и научнопрактической конференции «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века». СПб: ВСЕГЕИ, 2000. Кн. 4. 47-50.

168. Глебов А.Ф., Кулагин СИ., Растегин А.А. Новые представления о нефтегазоперспективных объектах Верхнечонского месторождения по результатам региональных сейсморазведочных работ МОГТ Проблемы региональной геофизики. Материалы геофизической конференции. Новосибирск: Типография Сибири, 2001. 32-33.

169. Глебов А.Ф., Кошовкин И.Н., Зверинский К.Н. Кинематические и динамические параметры МОГТ основа сейсмогеологического моделирования нефтяных и газовьгх резервуаров Геофизика. 2

170. Специальный выпуск «30 лет Сибнефтегеофизике». 55-66.

171. Материалы по тектонической терминологии. Под ред. Ю.А.Косыгина. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1961.

172. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Мелик-Пашаев B.C. и др. М.: Высшая школа, 1968.

173. Геология нефти и газа Западной Сибири. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. М.: Недра, 1975.

174. РедингХ., Коллисон Дж.Д. и др. Обстановки осадконакопления. М.: Недра, 1981.

175. Хатьянов Ф.И. Структурно-формациониая интерпретация данных сейсморазведки Нефтегазовая геология и геофизика. 1981. Вып.2О.

176. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. М.: Недра, 1984.

177. Бабадаглы В.А., Изотова Т.С., Карпенко И.В., Кучерук Е.В. Цитологическая интерпретация геофизических материалов при поисках нефти и газа. М.: Недра, 1988.

178. Современные геофизические методы при решении задач нефтяной геологии. М.: Наука, 1988.

179. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. М.: Недра, 1989.

180. Generation, accumulation, and production of Europe s hydrocarbons. Ed. by A.M. Spencer. EAPG, Oxford University Press, 1991.

181. Гурари Ф.Г. Клиноформы особый тип литостратонов Геология и геофизика. 1994. Т. 35. М 4

182. Сибиряков Б.П., Заикин А.Д. Многоволновая сейсморазведка и прикладная геодинамика в нефтегазоносных областях Геология и геофизика. 1994. Т. 35. J" 5. 49-55.

183. Sibiriakov В.Р. Prediction of stresses in hydrocarbon bearing structures using seismics EAGE 58* Conference. Amsterdam, 1996. P. 148-150.

184. Карогодин Ю.Н., Арментроут Д.М. Анализ основных понятий и терминов литмологии и секвенсстратиграфии Геология и геофизика. 1996. Т. 37. К» 7. 3-11.

185. Глебов А.Ф. Результаты применения ЗД-сейсморазведки на Западно-Полуденном месторождении Ханты-Мансийского автономного округа Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 1998. 142-149.

186. Mulholland J.W. Sequence stratigraphy: Basic elements, concepts, and terminology The Leading Edge, January, 1998. Vol.17. 1. P.37-40. 2O

187. William E. Galloway clastic depositional systems and sequences: Applications to reservoir prediction, delineation, and characterization The Leading Edge, February, 1998. Vol.17. 2. P.173-180.

188. Глебов А.Ф., Карапузов Н.И., Кривошеев Э.В. и др. Новые ЗД-сейсморазведочные данные о доюрском фундаменте юго-восточной части Западной Сибири Геофизика. 1999. 2. 27-40.

189. Глебов А.Ф., Кошовкин И.Н., Кривошеев Э.В. и др. Уточнение геологического строения Томских месторождений Вестник Инжинирингового Центра ЮКОС. 2001. Х 1. 27-32.

190. Глебов А.Ф., Калгин В.П., Фирсова Т.К., Чеканов В.И. Сейсмофациальное изучение верхневасюганского горизонта Ю) северо-западной части Каймысовского свода Геофизика. Специальный выпуск «30 лет Сибнефтегеофизике». 2001. 120-123.

191. Нестеров В.Н., Семянов А.А., Осипчук Ф.Г., Глебов А.Ф. и др. Применение ЗО-сейсмической съемки на этапе разведочного и эксплуатационного бурения основа форсированного освоения запасов и наращивания добычи (на примере Аригольского месторождения, расположенного в Охтеурско-Вахской межструктурной зоне) Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск: 2001. 125-129.

192. Глебов А.Ф., Варламов Н., Ухлова Г.Д., Константинова О.Л., Пономарева Л.Н., Чернышева Т.И. Сейсмогеологическое моделирование юрско-неокомских отложений Мегионского Приобья Материалы Международной геофизической конфереьшии и выставки ЕАГО/SEG/EAGE-MocKBa, «Поиск и разведка углеводородов», 2003. М OS19-33.

193. Семянов А.А., Гузеев В.В., Горецкий Н., Глебов А.Ф., Симонов А.П., Хромова И.Ю. Оптимизация размещения эксплуатационных и разведочных скважин на основе трехмерных сейсмогеологических моделей Повые технологии разработки нефтегазовых месторождений: Труды международного симпозиума. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. 249-253.

194. Сибиряков Б.П., Сибиряков Е.Б., Глебов А.Ф., Нестеров В.Н., Соколов Е.П. Прогноз напряженного состояния и элементов гидродинамики флюида по даш1ьш многоволновой сейсморазведки Геология и геофизика. 2004. 45. 117-128. Г К 6-ой главе

195. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э., Острый Г.Б. О роли дизъюнктивных нарушений в процессе формирования залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях Западно-Сибирской низменности Геология нефти и газа. 1966. JV» 2. 5-11.

196. Наумов А.Л. Оншцук Т.М. Биншток М.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тюмень, 1977. 39-46.

197. Нежданов А.А. Маркирующие горизонты в продуктивных и корреляция основных стратонов отложениях мезозоя Западной мезозоя Западной Сибири. Тю- Сибири Выделение мень: ЗапСибНИГНИ, 1984. 97-106.

198. КулахметовН.Х., Мишульский М.И. и др. Выделение и корреляция основных стратонов мезозоя Западной Сибири Стратиграфия верхнеюрских отложений Тазовского и Сидоровского нефтегазоносных районов. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1984. 25-31.

199. Гиршгорн Л.Ш. Экзогенные структуры в нижнемеловых отложениях севера Западной Сибири Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. 7-24.

200. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Жеро О.Г. Раннемезозойский рифтогенез и его влияние на структуру литосферы Западно-Сибирской плиты Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1987. 9. 3-11.

201. Tissot В.Р., Pelet R., Ungerer P. Thermal history of sedimentary basins, maturation indices, and kinetics of oil and gas generation AAPG Bull. 1987. v.71, .N"ol2. P.1450-1466.

202. Решения 5-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозой- ским отложениям Западно-Сибирской равнины. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991. 54с.

203. Demaison G., Huizinga B.I. Genetic classification of petroleum system AAPG Bulletin 75. 1992. P.1623-1643.

204. Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири Западно-Сибирский бассейн. Вып.

205. Новосибирск, 1994. 201с.

206. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system The Petroleum System from Source to Trap. AAPG Memoir

208. Фомин A.H. Катагенез и перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих мезозойских и палеозойских толщ Западно-Сибирской плиты Китайско-русский симпозиум по нефтегазоносности палеозоя и протерозоя. Пекин: Изд-во Китайской нефтяной корпорации, 1995. 137-157.

210. Sheriff R.E., Geldart L.P. Exploration seismology. Cambridge: Cambridge University Press, 1995. 592 P

211. Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь, 1996. 376с.

212. Глебов А.Ф., Шапоренко Н., Гладилин А. Результаты комплексной интерпретации сейсмической и промыслово-геофизической информации на Игольско-Таловом месторождении ОАО "Томскнефть" ВНК с использованием программного обеспечения Schlumberger GeoQuest и па213. Глебов А.Ф., Шапоренко Н., Никольский А.А., Бесходарнов В.В. Методика учета скоростных неоднородностей верхней части разреза (ВЧР) для повышения точности и детальности структурных построений по данным сейсморазведки МОГТ Перспективы внедрения научно- технических достижений и новых технологий при разведке и разработке месторождений. Тезисы научно-практической конференции. Томск: ТомскПИПИнефть, 1996. 25.

214. Мангазеев В.П., Городников М.А., Кривошеев Э.В., Кошовкин И.Н., Глебов А.Ф. Формирование постоянно действующих сейсмических моделей нефтяных и газовых месторождений Восточной Нефтяной Компании Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. Тезисы Всероссийской конференции. Красноярск: КНИИГиМС, Красноярскгеолком, 1996. 72-73.

215. Hunt I. Petroleum Geochemistry and Geology. New York, 1996. 742 p.

216. Lopatin, N.V., Galushkin, Yu.I., Makhous M. Evolution of sedimentary basins and petroleum formation Geodynamic evolution of sedimentary basins. TECHNIP, 1996. P.435-453.

217. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Гурари Ф.Г. и др. Динамика накопления мезозойско-кайнозойского осадочного слоя Западно-Сибирского бассейна Геология нефти и газа. 1997. т.38, J b 5. 919V 985.

218. Мангазеев В.П., Городников М.А., Растрогин А.А, Глебов А.Ф., Пудовкин А.А. Применение ЗД сейсмической съемки новый уровень доразведки Крапивинского месторождения Томской области Тезисы докладов Международной геофизической конференции и выставки EAGE/MocKBa97,1997. J o М1.5. V

219. Глебов А.Ф., Бычков А.В., Максимов В.П. Использование площадной винеровской фильтрации при автоматизации выравнивания амплитудно-частотного состава 2Д и ЗД сейсмических данных и учете природной изменчивости ВЧР при 4Д сейсморазведке Тезисы докладов Международной геофизической конференции и выставки EAGE/MocKBa97,1997. А4.8.

220. Makhous М., Galushkin Yu.I., Lopatin, N.V. Burial history and kinetic modelling for hydrocarbon generation Part I: The Galo model. AAPG Bull. 1997. v.81, №10. P.1660-1678.

221. Сурков B.C., Серебренникова O.B., Казаков A.M. и др. Нефтематеринские толщи в нижнесреднеюрском комплексе юга Западной Сибири (Томская область) Докл. РАН. 1998. т. 359, N« 5. 659-662. 222. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Ливщиц В.Р. и др. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения Геология нефти и газа. 1998. 9. 2-9.

223. Лопатин Н.В., Емец Т.П., Симоненкова О.И., Эрбен Ж.-П. Баженовская нефтяная генерационноаккумуляционная система на западе Хантейской антеклизы Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. №5. 2-28.

224. Beaumont Е., Foster N. Exploring for Oil and Gas Traps AAPG Treatise of Petroleum Geology. Tulsa, 1999.

225. Геология и полезные ископаемые России Западная Сибирь. Т.2. Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова. СПб.: ВСЕГЕИ, 2000.477 с.

227. Беляев Ю., Конторович А.Э., Красавчиков В.О. и др. Тектоника юрского комплекса мезозойско-кайнозойского осадочного чехла севера Западно-Сибирской плиты Общие вопросы тектоники. Тектоника России. М.: ГЕОС, 2000. 46-48. 25О.Шемин Г.Г., Бейзель А.Л., Левчук М.А. и др. Детальная корреляция нефтегазоносных ний келловея и верхней юры северных отложе- районов Западной Сибири Геология и геофизика. 2000. Т.41, №8. 1131-1144.

228. Фомин А.Н., Конторович А.Э., Дочкин Д.А., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа Тезисы докладов Всероссийской научной конференции «Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна». 4.

229. Тюмень: Вектор Бук, 2000. 6-10.

230. Брехунцов A.M., Бочкарев B.C., Бородкин, В.Н. и др. Методология и опыт выделения главных нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири на современном этапе освоения месторождений нефти и газа//Геология нефти и газа. 2001. 11-12. 1854-1863.

231. Бочкарев B.C., Бородкин В.Н., Брехунцов A.M., Дещеня Н.П. Тектоника фундамента, триасового рифтогенного комплекса и чехла Западно-Сибирской равнины Тектоника неогея: общие и региональные аспекты. Материалы совещания. Т.1. М.: ГЕОС, 2001. 69-72.

232. Конторович В.А., Беляев Ю., Конторович А.Э. и др. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое Геология и геофизика. 2001. т. 42, 11-12. 1832-1845.

233. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Гурари Ф.Г. и др. Нефтегазоносные комплексы нижней средней юры и клиноформ нижнего мела Западно-Сибирского бассейна Геология нефти и газа. 2001. т. 42, №11-12. 1864-1874.

234. Фомин А.Н., Конторович А.Э., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна Геология и геофизика. 2001. т. 42, 11-12. 1875-1887.

235. Глебов А.Ф., Калгин В.П., Фирсова Т.К., Чеканов В.И. Новые данные по сейсмофациальному изучению верхневасюганского горизонта Ю] северо-западной части Каймысовского свода как важный фактор для переоценки его ресурсного потенциала Тезисы докладов пятой научно236. Глебов А.Ф. Сейсморазведочные работы должны кончаться схемой оптимального размещения эксплуатационных и разведочных скважин Нефть и капитал. 2001. >Г210. 83-86.

237. Downey W., Threet J., Morgan W. Petroleum Provinces of the Twenty-first Century AAPG Memoir

239. Глебов А.Ф., Мулявин K.M., Евдокимова Т.И. Сейсмоформационное изучение юрского нефтегазоносного комплекса Ханты-Мансийского и Томского Приобья// Геофизика, «Технологии сейсморазведки -1». 2002. 41-53.

240. Агалаков Е., Брадучан Ю.В. Проблема корреляции верхнемеловых отложений (без сеномана) севера Западной Сибири Актуальные проблемы нефтегазоносных НГУ,2003.С.30-38.

241. КарогодинЮ.Н. Свита-стратон (прошлое, настоящее, будущее системный анализ)//Геобассейнов. Новосибирск: логия и геофизика. 2003. т.44, №7. 51-68.

244. Мкртчян О.М., Варущенко А.И., Потемкина СВ. Некоторые аспекты региональной геологической модели верхнеюрских отложений 30-35.

245. Керусов И.Н., Мирошниченко Д.Е., Страхов П.Н., Глебов А.Ф. и др. Исследование группы пластов БВб Нонг-Еганского месторождения сейсмическими методами Сборник докладов восьмой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск, 2005. 133-141.

246. Глебов А.Ф., Филина СИ. Уточнение региональной индексации продуктивных пластов нижнего мела необходимый этап для адекватной переоценки ресурсной базы месторождений 0 0 0 «Лукойл Западная Сибирь» в Широтном Приобье Сборник докладов девятой научнопрактической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО».ХантыМансийск, 2006. С24-26.

247. Хромова И.Ю. Глебов А.Ф., Горецкий СН., Семянов А.А., Цыганова Н.Р., Мотрук В.Д., Якубовский СЮ. Сейсмогеологическое изучение и уточнение структуры запасов нефтяных месторождений Ненецкого автономного округа Труды пятого международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006. 244-

248. Западной Сибири//Геология нефти и газа. 2005. №1.

250. Глебов А.Ф., Гузеев B.B., Закревский K.E., Семянов А.А. Пути повышения точности и достоверности цифровых геологических моделей Труды пятого международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006. 254-260.

251. Нестеров В.Н., Харахинов В.В., Семянов А.А., Шленкин СИ., Глебов А.Ф. Геологическая доразведка нефтяных месторождений Нижневартовского Приобья. М.: Научный мир, 2006. 192с.

252. Глебов А.Ф. Геолого-математическое моделирование нефтяного резервуара. М.: Научный мир, 2006. 344с.

Информация о работе

Глебов, Алексей Федорович
доктора геолого-минералогических наук
Москва, 2006
ВАК 25.00.10

Диссертация

Развитие математических методов трехмерного сейсмогеологического моделирования сложнопостроенных изотропных и анизотропных резервуаров нефти и газа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы