Теоретические обоснования и метод количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки

Копилевич, Ефим Абрамович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Теоретические обоснования и метод количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки
ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Теоретические обоснования и метод количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки"

ОД

\ О им

КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ГЕОЛОГИИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ НЕДР ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ РАЗВЕДКИ (ВНИИГеофизика)

На правах рукописи

ХОПИЛЕВИЧ ЕФИМ АБРАМОВИЧ

УДК 553.98.061.4:550.834.53

ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И МЕТОД КОЛИЧЕСТВЕННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛГ ЖТОРОВ В МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПО ДАНН1 " ЙСМОРАЗВЕДКИ

Специальность 04.00.12 - Геофизические методы поисков и

разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва, 1996

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

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

наук

Ковъщт В.. М.

доктор технических наук

Крылов Д.Н.

доктор геолого-минералогических наук

Фортунатова Н.К.

Ведущая организация: ВНИИгеосисгеи (Москва)

Защита состоится " " 1996 г .в

часов на заседании Специализированнного совета Д 071.06.01 при Всероссийском научно-исследовательском институте геофизических методов разведки (ВНИИГеофиэика) по адресу: 101000, г.Москва, ул. Покровка, 22

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГеофиэика

Автореферат разослан

1996 г.

Ученый секретарь

Специализированного совета

кандидат геолого- -->•

«инералогинеских наук Ерхов В.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Одним из основных вопросов- повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ является оптимизация размещения объемов разведочного бурения, повышение точности определения объема залежи и подсчета ее запасов. Важнейшим элементом оптимизации разведки является создание и непрерывное совершенствование в ее процессе емкостной модели залежи по минимально достаточному количеству разведочных скважин.

Как известно, емкостные свойства коллекторов характеризуются параметром эффективной удельной емкости (я), определенным по данным глубокого бурения и ГИС как произведение величины среднего'значения коэффициента пористости коллекторов (шк) на их суммарную эффективную толщину (1Ь9ф), т. е. Я=шк-1ЬЭф , или сумму произведений этих параметров для каждого отдельного пласта-коллектора -

1 = п

Ч = 2 шк1'ЬЭф1 1 = 1

Для решения перечисленных выше задач необходимо знать не только в отдельных точках разведочной площади, где расположены скважины, но и в мехсскважинном пространстве. Получение необходимой для такой оценки информации за счет бурения большого числа скважин экономически не оправдано и практически неосуществимо. Поэтому обычно в геологоразведочной практике применяются способы линейной или нелинейной интерполяции и экстраполяции значений q в меж- и заскважинном пространстве по площади месторождения при достаточно больших расстояниях между скважинами. •

Поскольку определить заранее максимально допустимое расстояние между скважинами для корректной интерполяции q в условиях, как правило, изменчивых коллекторских свойств продуктивных карбонатных и терригенных отложений (Багринцева К.И., 1977,1982; Каледа Г.А.,1985;Рединг Х,1990; Уилсон Д.Л.,1980), в большинстве случаев затруднительно, а часто и невозможно, возникают большие погрешности прй определении объемов, морфологии залежи, запасов УВ или все это приводит к увеличению количества скважин, т.е. значительному повышение стоимости разведки.

Сложное распределение физических свойств коллекторов в пространстве усиливает роль геофизических методов, особенно

ведущего - сейсмического - на стадии разведки и эксплуатации месторождений УВ при создании их емкостных моделей.

Для повышения геологической и экономической эффективности разведки месторождений'нефти и газа актуальным становится замена интерполяционных и экстраполяционных значений я в межи заскважинном пространстве на определенные по данным сейсморазведки, т.е. картирование параметра эффективной удельной емкости коллекторов (Копилевич Е.А.,1988).

Выполненная айтором диссертационная работа является обобщением его многолетних усилий по указанному направлению исследований .

Цель работы. Повышение геологической и экономической эффективности геологоразведочннх работ на нефть и газ на стадиях разведки и эксплуатации месторождений путем выявления зон распроЬтранения коллекторов с улучшенными емкостными свойствами на основе количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки- МОГУ продольными волнами.

Основные задачи исследований:

- теоретическое обоснование наилучшего отображения в вариациях сейсмических" параметров продольных отраженных волн изменения емкостных свойств коллекторов в виде их эффективной удельной емкости;

- разработка методики и технологии обработки сейсмораз-ведочных ■ данных МОГТ на ЭВМ и ПЭВМ для количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве;

- разработка методики и технологии количественного определения емкостных свойств ко/шекторов в межскважинном пространстве по результатам обработки данных сейсморазведки в комплексе с информацией ГИС;

- разработка методико-технологических приемов сейсмического прогнозирования литолого-фациальных типов разреза в межскважинном пространстве для лиголого-фациального контроля распределения емкостных свойств коллекторов в пространстве;

- анализ эффективности разработанных методики и технологии количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважиннон пространстве по данным сейсморазведки МОГТ в различных сейсмогеологичёских условиях;

- разработка емкостных моделей месторождений УВ в различных сейсмогеологических условиях.

Личный вклад и материалы. использованные автором в раз-

работке защищаемых положений диссертации: основные положения диссертационной работы сформулированы на основе выполненных автором или под его непосредственным руководством во ВНИГНИ исследований, обработки и интерпретации геолого-геофизических материалов, полученных "Центргеофизика", "Печорагеофизика", "Узстанефтегазгеология", "Оренбурггеология", "Енисейгеофизика" Тонским геофизическим трестом (ТГГ), "Красноярскнефтегазгео-логия", "Томскнефтегазгеология", "Томекнефть" в пределах Хо-рейверской впадины и Колвинского мегавала Тим&но-Печорской НГП, Астраханского свода, Соль-Илецкого выступа, центральной части Юрубчен-Тохомской зоны нефтегаэонакопления (ЮТЗ) на Ка-мовском своде в Восточной Сибири, Крапивинско-Моисеевской зоны на западном склоне Каймысовского свода в Западной Сибири.

Автором предложен и теоретически обоснован метод количественного определения эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве на основе ее отображения в вариациях ceйcмичecкиxJ параметров продольных отраженных волн (Д^ДУ); разработаны методика и технология обработки сейсмо-разведочных данных МОГТ на ЭВМ и ПЭВМ и количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве, реализующие новый метод; предложены методико-техно-логические решения сейсмо-литолого-фациального контроля количественного распределения емкостных свойств коллекторов; построены соответствующие графики, разрезы, карты параметра эффективной удельной емкости, даны рекомендации по дальнейшему ведению геологоразведочных работ.

По результатам проведенных исследований защищены на методической секции Ученого совета ВНИГНИ и НТС указанных выше организаций 15 отчетов, которые были использованы при написании диссертации. .

Научная новизна исследований:

- предложен и теоретически обоснован метод количественного определения эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве на основе ее отображения в вариациях сейсмических параметров продольных отраженных волн - Д1, ДУ;

- разработана методика и технология обработки и интерпретации сейсморазведочных данных МОГТ для количественного определения параметра эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве;

- предложены мегодико-технологические решения сейсмического прогнозирования литолого-фациальных типов разреза про-

дуктивных отложений в межскважинном пространстве для литоло-го-фациального контроля и обоснования распределения емкостных свойств коллекторов изучаемого объекта;

- установлены устойчивые корреляционные зависимости между сейсмическими параметрами продольных отраженных волн (Д^ Д\0 и эффективной удельной емкости коллекторов (я=тк-1ьэф) в различных сейсмогеэлогических условиях севера и юга Европейской части России, Восточной Сибири;

- установлены эффекты нелинейного распределения емкостных свойств коллекторов в различных геологических условиях Астраханского, Нагумановского, Баркнавтского и Верхневозейс-кого месторождений УВ.

Практическая значимость.

Выполненные исследования и полученные при этом результа-. ты позволяют более достоверно и экономично изучать емкостные свойства коллекторов, что является основанием для оптимизации процесса разведки и эксплуатации месторождений углеводородов (УВ).

Достаточная для этой цели точность количественного определения параметра эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки МОГТ на основе предложенного метода и разработанной технологии в пределах Астраханского, Нагумановского, Баркнавтского, Верхнево-зейского, Юрубчен-Тохомского месторождений УВ выявлена путем прямого сопоставления с данными последующего бурения и ГИС 84 скважин.

Новая информация о распределении эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве позволила установить 9 зон с улучшенными емкостными свойствами (максимум параметра) коллекторов, высоко перспективных для дальнейшего разведочного и эксплуатационного бурения: на Астраханском (2), Нагумановском (2), Верхневозейском (4) и Варкнавт-ском (1) месторождениях УВ.

Реализация работы в промышленности.

Методические рекомендации по количественному определению емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки и соответствующие результаты по разработке структурно-морфологической, емкостной и литолого-фаци-альной моделей продуктивных отложений переданы и приняты "Пе-чорагеофизика", "Центргеофизика", "Оренбурггеология", "Нижне-волжскгеология", "Ухтанефтегазгеология", "Енисейгеофизика", "Красноярскнефтегазгеология", Томским геофизическим трестом

(ТГТ), "Томскнефтегазгеология", "Томскнефть", Восточной нефтяной компанией (ВНК,г.Томск).

Составленные автором в соавторстве со Славкиным В;С. и другими исследователями ВНИГНИ карты, разрезы и графики использованы указанными выше организациями для проведения глубокого бурения и сейсморазведочных работ.

Апробация работы и публикации. Основные положения- диссертации изложены в докладах на отечественных и международных научных геолого-геофизических конференциях и совещаниях в г.г. Ташкенте (1983 г.), Геленджике' (1984 г.), Туапсе (1986,1988 г.), Чимкенте (1986,1988 г.), Париже (1992 г.), Москве (1993 г.), Ставангере (1993 г.), Вене (1994 г.), Глазго (1995); рассматривались на Ученых Советах ВНИГНИ, ВНИИГео-физика; обсуждались на научно-технических советах геологических и геофизических организаций - "Центргеофизика", "Печора-геофизика", "Архангельскгеология", "Оренбурггеология", "Крас-ноярскнефтегазгеология", "Енисейгеофизика", Томского геофизического треста (ТГТ), "Томскнефтегазгеология", "Томскнефть", Восточной нефтяной компании (ВНК, г.Томск).

Результаты проведенных исследований опубликованы в 1 монографии, 2 обзорах, 22 статьях, 7 тезисах докладов на международных геолого-геофизических конференциях, 3 методических руководствах и 15 отчетах по научно-тематическим работам.

Объем работы.

Диссертация содержит 120 страниц текста, состоит из 5 .глав. Введения и Заключения. Работа иллюстрирована 56 рисунками. Список использованной литературы включает 119 наименований.

* * *

Работа выполнена во ВНИГНИ, в рамках направления струк-турно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения, разрабатываемого под руководством В.С.Славкина, которому автор выражает глубокую признательность и благодарность за большую помощь в рабрте над диссертацией и ценные консультации.

В процессе проведения исследований автор сотрудничал с Арье А.Г.,Багринцевой К.И..Бандуриным С.И., Боголюбским А.Д., Гусейновым A.A.,Зиньковским В.Е.,Зубовым Н.И.,Островским М.И., Ростовщиковым В.в., Соколовым Е.П., Старобинцем А.Е., Шараповой Е.С., Шик Н.С., Шмаином М.М., которым выражает горячую благодарность и признательность.

Автор искренне благодарит руководство ВНИГНИ - Клещева К.А., Теплицкого В.А., Савинкина П.Т. - за неизменное внима-

ние, помощь в организации исследований и благожелательное отношение .

Автор признателен Золотову А.Н., Ильину В.Д., Фортунатовой Н.К., Потапову O.A. за инициативную поддержку, полезные творческие дискуссии и советы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе 1 рассмотрены различные подходы к изучению емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространств по данным сейсморазведки, разработанные в нашей стране и за рубежом.

Эти подходы базируются на известных теоретических результатах о'зависимости скорости распространения продольных и поперечных волн от пористости горных пород (Пузырев H.H., 195^; Гурвич И.И., 1962), а также

многочисленных данных петрофизического изучения керна и. сейсмического моделирования, подтверждающих экспериментально реальное существование этого теоретически обоснованного факта (Авербух А.Г-, 1976,1982 ; Грегори А.P.,1982; Hyp А.,1990; Berge P.Ar и др.,1995; Best A.I. и др.,1994; Campbell S.3-D. и др., 1995; Domenico S.N., 1984; Fontain J.M., 1987; Nan О., Nur A., Morgan F.D., 1986, Klimentos T., 1991; Kliaientos'T., McCann C., 1990; Neff D.B., 1993; Rafavich Р. и др.,1984; Schmöker 3.W., 1985; Shiyu X. , White R.E.,1995).

Широкое распространение на практике получило уравнение среднего времени, с помощью которого производится определение пористости по данным акустического каротажа и при сейсмомоде-лировании (Комаров С.Н.,1973; Hyp А.,1990; Крылов Д.Н.,19925.

В настоящее время разработаны и повсеместно применяются сейсмические способы прогноза емкостных свойств карбонатных и терригенных нефтегазоперспективных отложений на основе использования амплитуд сейсмической записи - "яркое пятно" (Стоун Ч.Б.,1980), AVO-amplitude-versus-offset (Allen 3.L. и др., 1993, Mazzotti A.., Ravagnan G.,1993, Castagna O.P., 1993, 1994; Fatti Z. и др., 1994) - либо псевдоакустических скоростей - ПАК, VELOG, РЕАМ (Гогоненков Г.H.,1981,1982,1984 ; Каплан С.А., Эпов А.Б.Ч 1989); жесткостей - ПАРМ и ПАРМ-КОЛ-ЛЕКТОР (Дубровский З.Д., 1985, 1988; Руденко Г.Е., Потопов O.A., Михальцев A.B.,Лопатникова O.A.,1990,1994); эффективных коэффициентов отражения - ЭКО-РЕАПАК, ЭПМ (Берилко В.И., Рудницкая Д.И. и др.,1985, Кондратьев O.K.,1985)-; а также раэра-

ботанныйв ГАНГе Рапопортом М.Б. способ, учитывающий эффекты поглощения отраженных волн и дисперсии скоростей - ПДС.

Широко известны также программно-методические комплексы прогнозирования .геологического разреза, в т.ч. и емкостных свойств горных пород, . использующие амплитудно-энергетические и скоростные параметры сейсмической записи в комплексе с геологической информацией - ИНТЕрСЕЙС, КИНТ, Залежь; спектрально-временной анализ - СВАН (Мушин И.А., Бродов Л.А., Козлов Е.А., Хатьянов <Р.И., 1987,1990; Макаров В.В., Мушин И.А., Ми-хальцев A.B.,1995)»методы распознавания образов (Галаган Е.А., Кузнецов O.A., Литвинов А.Я., ТальвирскийД.Б. ,1984) и способ псевдолитологического каротажа -• ПЛК (Крылов Д.Н.,1992).

Последними, современными разработками в этом направлении являются AVO, способ псевдолитологического каротажа - ПЛК, технология ПАРМ-КОЛЛЕКТОР и структурно-формационной интерпретация, основанная на спектрально-временном анализе - СВАН.

Способ AVO основан на изучении зависимости амплитуд волн • от расстояния источник-приемник колебаний. Эффекты AVO используются в том числе и для изучения петрофизических. свойств пород. Теоретические возможности применения AVO для получения данных об изменении физических свойств нефтегазоперспективных отложений основываются на том, что зависимости коэффициента отражения от наклона падающих на границу лучей определяются изменением скорости продольных и поперечных волн, а также плотности пород.

Аномалии AVO не позволяют получить абсолютные данные о ^скоростях волн и плотностях пород, но они используются для установления наличия коллекторов и УВ в разрезе, так как для данного значения скорости разница коэффициентов отражения будет больше для коллекторов и флюидонасыщенных отложений, чем для неколлекторов и водонасыщенных отложений.

Несмотря на ' го, что аномалии AVO являются качественным критерием и то, что подразумевается под .AVO, может им не быть и наоборот, применение этого способа прогнозирования коллекторов и УВ в межскважинном пространстве пс некоторым'источникам позволяет получить положительные результаты при последую-.щем бурении в 505$ случаях. Способ AVO широко применяется за рубежом и входит практически во все современные системы обработки сейсморазведочных данных МОГТ на рабочих станциях (Landmark, Promax и др).

Одним из способов количественной оценки емкостных ^ свойств коллекторов, теСких как пористость и глинистость по

данным сейсморазведки, является способ псевдолитологического йаротажа - ПЛК, который состоит в преобразовании трасс сейсмического временного разреза в кривые, характеризующие лито-логические и коллекторские свойства на основе данных ГИС. Способ ПЛК базируется на оптимизационном сейсмическом моделировании, суть которого сводится к корректировке предварительно оцененных значений параметров модели среды, определяющих форму сейсмического сигнала (импульса отраженной волны), путем многократного расчета синтетических сейсмотрасс и их сопоставления с реальной сейсмотрассой до достижения приемлемого сходства, и яа последующем пересчете полученных значений скорости в значения пористости и глинистости с помощью соответствующих корреляционных зависимостей.

Во ВНИИГеофизика разработана технология, ориентированная на определение акустических жесткостей и других характеристик, описыварщих коллекторские свойства пластов и их'подсчет-ные параметры. Эта технология включает в себя: методики прогнозирования тонкослоистых разрезов акустических жесткостей с использованием пакета программ ПАРИ и изучения емкостных свойств в межскважинном пространстве, базирующуюся на пакете программ ПА^М-КОЛЛЕКТОР.

Новая технология, позволяет на основании корреляционных связей между акустическими жесткостями (ПАРМ) и данными ГИС прогнозировать плотность, скорость, коэффициент пористости, эффективные толщины.

Технология прогнозирования емкостных свойств нефтегазо-

ч. ,

вых объектов на основе структурно-формационной интерпретации (СФИ) позволяет, используя1« спектрально-временной анализ (СВАН), определение ранговых частотных диапазонов, построение ранговых, многоранговых, параметрических и структурно-форма-ционных разрезов, получить совокупность отображений геологического разреза, дающих наиболее адекватное представление его внутренней структуры и фациальных обстановок. На основе найденных отображений могут быть определены интегральные оценки структурно-формационных параметров - и выделены геологически правдоподобные макротела, их седименгационно-тектонические границы, генезис, а следовательно и ли;гофациальные характеристики .

На основе полученной седиментационно-тектонической модели исследуемой толщи осуществляется построение седиментацион-но-емкостной подели и интегральная оценка распределения эффективных толщин коллектора.

Таким образок реализуется главный принцип СФИ - тесной связи структурных и лито-фациальных характеристик разреза.

Все перечисленные выше способы используются для прогноза емкостных свойств коллекторов либо на качественном уровне, т.е. для определения планового местоположения коллекторов на фоне вмещающих отложений или, что реже,' .коллекторов с улучшенными емкостными свойствами, либо расчитывается некое среднее значение пористости на основе экспериментально устанавливаемых корреляционных связей между акустическими скоростями (жесткостями) и пористостью..

При этом абсолютное большинство исследователей, как отечественных, так и зарубежных, хотя и отмечают в качестве основной причины изменения скоростей распространения упругих колебаний в толщах, содержащих коллектора - изменение пористости, в то же время указывают на неустойчивость таких реально выявленных зависимостей для различных типов геологического разреза и низкую точность прогноза пористости (Грегори А.Р., 1982; Hyp А.,1990; Славкин B.C.,1993,1995; Berge P.A., Bonner В.P., Berrymar Y.G.,1995; Best A.,McCapp C.,Sothcott D.,1994; Domenico S.N.,1984; Neff D.B., 1993; Rafavich F., 1984; Kli-mentos Т., McCann C., 1990).

Кроме того, величина средней пористости нефтегазоперс-пективной толщи и ее мощность хотя и характеризуют емкостные свойства изучаемых отложений, но не могут быть использованы для определения объема залежи и подсчета запасов УВ. Для этого необходимо знать пористость коллекторов - тк, и их эффективные толщины - h3 $.

В связи с изложенным выше, состояние проблемы таково, что актуальным становится выявление и теоретическое обоснование универсального метода нахождения устойчивых корреляционных связей между сейсмическими параметрами продольных отраженных волн, использование которых наиболее широко развито в мировой геологоразведочный практике, и емкостной характеристикой коллекторов для различных реальных типов геологического разреза, а также разработка методики и технологии, использующих этот метод для количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки.

В главе 2 приведено теоретическое обоснование наиболее значимых и универсальных корреляционных связей вариаций сейсмических параметров (At,ÄV) продольных отраженных волн с ем-

костными свойствами коллекторов в виде их эффективной удельной емкости.

Универсальный метод наилучшего отображения в вариациях сейсмических параметров продольных отраженных волн емкостных свойств коллекторов в виде параметра их эффективной удельной емкости предложен автором в 1987-88 г.

При изучении емкостных свойств нефтегазовых коллекторов в подавляющем большинстве случаев имеют дело не со сплошным однородным коллектором, а с продуктивной толщей, состоящей из коллекторов, характеризующихся способностью принимать и отдавать флюид, пористостью тк1, выше заданного порога, эффективной толщиной - а.также неколлекторов, не способных принимать и отдавать флюид, с пористостью тнк1, меньшей заданного порога по сравнению с тк (шН1С<тк). Суммарную эффективную толщину коллекторов 1=п

I 2 ьэФ1

1 = 1

- обозначим ЬЭф. Тогда суммарная толщина неколлекторов будет Н-ЬЭф, где Н - толщина всей продуктивной толщи, которую примем постоянной, • поскольку на практике Н если и меняется, то значительно в меньшей степени, чем . Так же, как в предшествующих работах для коллекторов (Гурвич И.И.,1962; Пузырев Н.Н.,1959) условимся о постоянстве минералогического состава продуктивных отложений, поскольку в реальной геологической среде это или песчаники, или карбонаты (известняки, доломиты), т.е. породы в минералогическом плане более или менее однородные .

Такая постановка задачи правомерна с геологических позиций и, к тому же соответствует разрешающей способности сред-нечастотной (<90 гц) сейсморазведки, поскольку отдельные' 'тонкие пласты коллекторов не могут .быть изучены, тогда как ■продуктивная толща, состоящая И5'коллекторов и неколлекторов/ при Н>15 к, что является вполне реальной геологической моделью, .доступна для разнообразной ее характеристики сейсмическим методом. . ,

Обоснованность и необходимость использования произведения m¿XhЭф=q, как универсального фактора, главным образом определяющего изменения скорости распространения продольных волн в продуктивных карбонатных и терригенных отложениях, следует, из преобразования известного уравнения, связывающего скорость распространения продольных волн в однородной, „ абсо-

лютно упругой, изотропной среде Vp с модулем Юнга Е, коэффициентом Пуассона б и плотностью р (Гурвич И.И.,1962):

г Е 1-6 Vp =---:---(1)

Р (1+б)(1-2б)

Это уравнение справедливо для большинства горных пород, если деформации и напряжения не слишком велики, т.е. чем меньше величина наблюдаемых деформаций, тем ближе реальная горная порода по своим сейсмическим свойствам к абсолютно упругому теду.

Будем считать, что на некотором реальном расстоянии от источника возбуждения упругих колебаний при проведении сейс-моразведочных работ по современным многократным системам наблюдений это условие выполняется.

Нефтегазоперспекгивныё. осадочные терригенные и карбонатные отложения от сплошной абсолютно,упругой изотропной среды отличаются прежде всего наличием пористости, которая занимает часть объема порбды.

Зерна породы, . независимо от их формы, соприкасаясь друг с другом, образуют минеральный скелет, для которого при указанном выше допущении о существующих реально слабых напряжениях и деформациях справедливо уравнение (1).

По определению, модуль Юнга Е = F/S, где F - растягивающая (сжимающая) сила, a S - поперечное сечение испытуемого образца.

Для пористой породы значение модуля Юнга запишем как Е0 = F/Sj, где Е0 - некоторое приведенное значение модуля Юнга, F - все та же сила, a St - площадь сечейия того же образца, занятая сплошной средой минерального скелета этой пористой породы. При этом очевидно, что Sj = S - S m, где S - поперечное сечение испытуемого образца, a m - пористость. Тогда

F = E0XSj = E0xs(l-m) (2)

Подставляя в Е = F/S значение F (уравнение 2), получаем: E0XS(l-m)-

Е = - = Е0(1-т-) (3)

Заменяя в уравнении (1) Ев соответствии с уравнением (3), получаем :

Е0 (1-п) 1-6

VP =------(4)

р (1+б)(1-2б) Для простоты дальнейшего изложения обозначим

- = Z (6 ) .

(1+6)(1-2б) Тогда уравнение (4) запишется в виде: 2 Е0 2(6) VP = ---(1-®) (5)

Очевидно, что в сплошной среде т=0, и, следовательно ЕП=Е, тогда уравнение (5) записывается в виде исходного уравнения (!)•

Полученное уравнение (5) показывает, что скорость распространения продольной волны определяется не только упругими свойствами пористой горной породы, но и ее общей пористостью.

Поскольку исходная геологическая модель продуктивных отложений предполагает постоянство их минералогического состава, т.е. неизменность скелета породы, характеризующие его компоненты первого множителя уравнения (5)-Е0, Z(6) и р -можно считать постоянными и тогда справедливо записать

E0xZ(6)

------- _ const = д.

Отсюда Vp2 = А (1 - т), (6)

Общая пористость продуктивных отложений - ш, входящая в уравнение (6) является некоторой усредненной величиной, которая может быть представлена как

m = - шц + (1 - --) mHK или

н н

• qx (Н-Ьэф) qx qHX qK + qHK

m = + ~ + - - -»

H H H H H

где qK - эффективная, удельная емкость коллектора

qHK - удельная емкость неколлектора. Или то же, но по другому:

1=п j=d

I ..тк1хьэф1 + I mHKxhj 1=1 0=1

m =

1 = 11 j = a

2 + I

1=1 .

где h-i - толщина 1-го пласта неколлектора. /

Инея в виду тот же смысл величин q и Н, запишем:

9к + Чнк

m --, (7)

В неколлекгоре вследствие малого размера пор, поровый флюид тесно связан поверхностными силами с поверхностью скелета. Это заставляет его колебаться под воздействием сейсмического возбуждения с частотой, близкой к частотам колебаний твердой фазы. Поэтому флюид, заполняющий поровое пространство неколлектора ведет себя аналогично твердому телу и не создает дополнительных препятствий для прохождения сейсмической волны (Арье А.Г.,1984).

Напротив, флюид в поровом пространстве коллекторов ведет себя как истинная жидкость или газ, что существенно влияет на волновое сопротивление в насыщенной им пористой среде. Следовательно, величина Vp зависит главным образом от qK , игнорируя qHK , что позволяет отнести последнюю к разряду констант.

Соответственно уравнение (7) запишем в виде:

qK + В

ш = -, ' (8)

где В - постоянная величина, равная qHK.

Подставляя уравнение (8) в уравнение (6) получим Чк + В Чк

Vp2 = А (1 - -) или Vp2 = А (1--- с) (9)

Н Н

где с - const = В/Н. Отсюда

= /А(.1 -.Чк/Н - с = Г (чк) (10)

Поскольку при геологической интерпретации сейсморазве-дочных данных абсолютные значения детальной скоррстной (Ур) (псевдоакустической) характеристики разреза особого значения не имеют, а важно знать ее изменения, т.е. ДУотносительно минимальных (Ут1п) или максимальных (Угаах) значений скоростей, которым соответствуют повышенные или пониженные емкостные свойства коллекторов, примем, что Ур° соответствует а = qк. Тогда

Ур - Ур° = М7р = 1/А(Г- Як/Н - с)~ - /А(Г"ч//н""с)

= >(Чк) - тк°) (И)

Уравнения (10) и (11) хороню объясняют выявленный автором экспериментально факт наилучшего отображения в сейсмичес-

ких параметрах - At.AV - не отдельно пористости или эффективных толщин коллекторов, а их произведения, т.е. параметра эффективной, удельной емкости.

При ЬЭф = Н, т.е. сплошном однородном коллекторе, что в геологической практике,.встречается■не так часто,

Vp = /мГ- mKxhü'7hü"-"^ =

(12)

= /А(1 - mK - с) = f(mK) Таким образом, сплошной однородный коллектор и в геологическом, и в аналитическом плане - частный случай рассматри-, ваемой геологической модели продуктивных'отложений, практически решенный Пузыревым H.H. в 1959 г.. Действительно, j этих условиях скорость рд-спростракения продольных волн есть функция пористости коллекторов. Когда коллектор не сплошной, а имеет место продуктивная толща, состоящая из коллекторов- и неколлекторов, скорость есть функция произведения пористости на эффективную толщину. I При этом, условие реальной применимости уравнений (10)- и (11) можно записать в виде: Aqk>/1, -где - некоторое Значение Aqk, при котором Avp>l,5-2n, где п -погрешность определения Avp.

' Очевидно, что учет эффективных толщин коллекторов (£h3_ ф]^) наряду с пористостью (шк), т.е. величины q = тк-2ьЭф, в наибольшей степени определяют вариации скорости (AV) распространения упругих колебаний в продуктивных отложениях, поскольку q является характеристикой пустотного пространства, т.е. наиболее емких и изменчивых интервалов нефтегазоперспек-тивных отложений (Багринцева К.И.,1977,1982; Комаров С.Н., 1973; Грегсги А.Р.,1982; Каледа Г.А.,1985). Скорости продольных волн могут уменьшаться как 'при увеличении коэффициента' пористости, так и при его стабильности, но увеличении эффективных толщин, или при одновременном увеличении и шк и .

Увеличение скоростей продольных отраженных волн может быть связано как с уменьшением тк, так и при его неизменности, но уменьшений . Характер изменения параметра At временного интервала сейсмической записи, соответствующего продуктивным отложениям, инверсен па отношению к скорости, но также зависит одновременно от тк и .

Принципиальная важность уравнений (10) и (11) заключается в том, что они достаточно строго с точки зрения теории распространения упругих колебаний и геологических понятий связывают изменения скорости распространения продольных волн

не со средней пористостью продуктивных отложений, а с величи-' ной, которая непосредственно используется при определении объема залежи УВ и подсчете запасов - эффективной удёльной емкостью коллекторов в виде q=mкXhЭф.

Это, в свою очередь, является теоретическим обоснованием методики и технологии определения емкостных свойств .коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки,' значительно повышающими достоверность емкостных моделей месторождений нефти и газа.

Однако, на практике возможно несоблюдение сделанных до-' пущений в процессе вывода уравнений (10) и (11), когда на скорость распространения продольных волн оказывают влияние другие факторы, главным образом изменение минералогического состава продуктивных отложений - карбонагизация, глинизация; либо изменение толщин пропластков с резко аномальными' физйг ческими свойствами - угля, глин, ангидритов.

В таком случае сделан вывод (В.С.Славкин, 1994) о том/. . что наблюдаемые вариации \;р являются суперпозицией' нескольких : компонент, обусловленных различными геологическими факторами Назовем вариации Ур, обусловленные изменениями эффективной• удельной емкости, емкостной, компонентой (сигналом) и обозначим ее через . Сумму остальных компонент вариаций: сейсми-* ческого динамического параметра будем считать помехой и обозначим ее через . Таким образом: • £ = + (13)

В тех случаях, когда помеха мала по сравнению с полезной компонентой, т.е. величина остаточной дисперсии сглаживания графика является приемлемой, обеспечивающей требуемое

сечение карты ц, ничто не мешает пользоваться для оценок емкости в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки уравнениями (10) и (11).

Тогда же, когда доля помехи в вариациях Ур велика, корреляционные связи практически разрушаются, что не позволяет оценивать эффективную удельную емкость с требуемой точностью.

В такой ситуации осуществление оценки эффективной удельной емкости производится на основе предварительного разделения .вариаций Ур на емкостную компоненту и помеху с последующим подавлением последней (Славкин В.е.,1994).

Для решения задачи разделения поля Ур на емкостную компоненту и помеху можно воспользоваться алгоритмами, хорошо зарекомендовавшими себя при разделении гравитационного поля (редукции Буге) на локальную и фоновую компоненты. Среди этих

алгоритмов можно выделить "Корреляционный метод разделения" (КОМР)(Жданов М.С., Шрайбман В.И.,1973) и "Квазидетерминиро-ванные функциональные связи" (КФС) (Славкин B.C., Беспроэван-ный П.А.,1978).

Такой подход к оценке емкости природного резервуара в условиях интенсивных, низкочастотных относительно более высокочастотного сигнала (£q) помех (£п), подчеркивает универсальность авторского принципа о наилучшем отображении в вариациях сейсмических параметров емкостных свойств коллекторов именно в виде эффективной удельной емкости, который и в условиях помех оказался эффективным.

К настоящему времени накоплен значительный положительный опыт использования корреляционных зависимостей Vp=f(q) для оценки емкости природного резервуара в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки.

Впервые в мировой геолого-геофизической практике такая зависимость была выявлена автором в середине 80-десятых годов при разведке крупнейшего Астраханского газоконденсатного месторождения и на ее основе построена карта q с количественным определением q в межскважинном пространстве (Копилевич Е.А., Славкин B.C..Шарапова Е.С.,1987,1988).

Впоследствии подобные зависимости были установлены в существенно других сейсмогеологических условиях - Соль-Илецкого выступа, Тимано-Печорской НГП, Камовском своде в Восточной Сибири, в Туркмении - и затем использовались для количественного определения q в межскважинном простраистве по данным сейсморазведки (Копилевич Е.А.,Славкин В.С.,Соколов Е.П.,Шарапова Е.С., 1989, 1992, 1993,1994). Имеются многочисленные подтверждения правильности определения q последующим бурением 84 скважин в пределах прогнозируемой точности (~2-20%) .

В работе Neff D.В.(1993) на основании большого объема сейсмического моделирования в различных сейсмогеологических условиях США, Мексики, Ближнего востока показано, что. ни пористость , ни эффективные толщины не определяются достаточно устойчиво по значениям сейсмических амплитуд, но произведение пористости на эффективные толщины, т.е. эффективная удельная емкость коллекторов, хорошо коррелируется с сейсмической амплитудой для всех изученных многочисленных типов разреза. Этот результат, полученный позже на 5 лет независимым путем, на других территориях подчеркивает универсальность предложенного автором подхода.

Глава 3 посвящена описанию методики и технологии обработки сейсмораэведочных данных М0ГТ для количественного определения параметра эффективной удельной емкости коллекторов.

Количественное определение емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки базируется на использовании сейсмических параметров - At,AV - характеризующих временной интервал записи, соответствующий продуктивным отложениям на различных результативных материалах обработки. Эти материалы образуют достаточную по составу и необходимому качеству совокупную информацию для решения следующих задач:

1. Количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве;

2. Сейсмического литолого-фациального районирования изучаемых объектов для обоснования и контроля распределения емкостных свойств коллекторов.

3. Определения пространственного положения изучаемых нефтегазоперспективных объектов с учетом тектонического фактора ;

Методика и технология обработки сейсмораэведочных данных М0ГТ на ЭВМ и ПЭВМ для решения указанных выше задач представлена в диссертации в виде обобщенного графа, т.е. состава и последовательности обрабатывающих процедур Предложенный обобщений граф обработки основывается на теоретических, и экспериментальных результатах, полученных отечественными - Козловым Е.А.,Гогоненковым Г-Н.,Михальцевым А.В:, Рапопортом М.Б., Мушиным И.А.,Потаповым O.A.,Табаковым Г.Г., Афанасенковым В.И., Эльмановичем С.С.,Коленковым Э.В.,Рудницкой Д.И.,Берилко В.И. и др.-, зарубежными - Шериффом Р., Гелдартом Л. и др.- исследователями .

Применительно к конкретным сейсмогеологическим условиям использованы авторская концепция формирования оптимального графа обработки сейсмораэведочных данных, исходя из априорной информации Об особенностях геологического строения и геолого-геофизической характеристики изучаемых нефтегазоперспективных объектов.

отличительные особенности предложенной методики и технологии обработки сейсмораэведочных данных МОГТ обусловлены сложностью решаемых задач при количественном определении емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве и заключаются в следующем:

•

- совместном использовании - преимуществ отечественных систем обработки и программных комплексов СЦС-З-ПГР (ЦГЭМНП); СОС ПС, ПАРМ, СФА (ВНИИгеофизика), РЕАПАК (СНИИГГиМС), ИНТЕГ-РАН (ВНИИгеосистем), Структурные построения (ГлавНИВЦ, ВНИГ-НИ) на ЭВМ ЕС, ПС-2000'И IBM PC/ÄT - 386,486;

- адаптации состава, последовательности и параметров,обрабатывающих процедур к изменяющимся в соответствии с априорными . моделями и получающимися промежуточным результатами сейсмореоло'гическим условиям;

- геолого-геофизинеской оценке .(наряду с. формализованной) всех промежуточны^ и окончательных этапов обработки;

- псевдоакустической (скорости, жесткости, эффективные коэффициенты отражения) и спектрально-временной характеристике целевого.интервала-записи.

Общая направленность обработки - 'достижение максимально возможных разрешенности сейсмической 'записи и соотношения сигнал/помеха, а также приемлемой когерентности'для выделения и прослеживания не только опорных, но.и промежуточных, приуроченных к кровле и подошве Продуктивных отложений или близко к этим границам, отражающих горизонтов и особенностей волно вого поля (сейсмофаций)-прёжде всего на главном, основополагающем результате обработки - временном разрезе.ОГТ.

Необходимость решения тонких задач для обеспечения количественного определения емкостных свойств коллекторов предопределяет применение большого числа процедур обработки с целью поэтапного улучшения качества временного разреза ОГТ без расчета на превалирующую роль какой-то одной или .даже нескольких, процедур. Хотя, конечно, в различных'сейсмогеологичеких условиях относительно больший вклад в получение желаемого результата вносят разные комбинации алгоритмов и программ, входящих в обобщенный граф обработки.

Все алгоритмы обработки обобщенного графа: для получения качественных временных разрезов можно разделить на 3 группы:- ДМО-преобраэовэние, .вычитание волн-помех, полосовые фильтрации сейсмограмм и суммарных трасс, коррекция кинематических, статических поправок и остаточных фазовых сдвигов, суммирование по ОГТ . - обеспечивают достижение необходимого энергетического соотношения сигнал-помеха, которое^в среднем вполне приемлемо при величине >5;

- минимально-фазовая деконволюция сейсмограмм; двойная, при необхбдимости, нуль-фазовая деконволюция суммарных трасс в сочетании с относительно высокочастотной, как правило, вто-

рой, полосовой фильтрацией временных разрезов дают возможность добиться максимально возможной разрешающей способности сейсмической записи и сигнала >30-40 гц;

- фазовые деконволюция и фильтрация в сочетании с фильтрацией Винера применяются для коррекции формы сейсмических сигналов.

Преобразование временных разрезов с повышенной разрешен-ностью в разрезы мгновенных фаз (РМФ), амплитуд и частот, а

также их псевдоакустические трансформации по различным алго-

■ , •

ритмам в разрезы. ПАК, эффективных коэффициентов отражения ЭКО-РЕАПАК и инпульсной деконволюции РИД-ИНТЕГРАН, псевдоакустических жесткостей - ПАЖ-ПАРМ, реальной акустической модели РЕАМ-ИНТЕГРАН в совокупности со спектрально-временным анализом (СВАН) позволяют вместо часто используемых многочисленных амплитудно-энергетических и комплексных параметров и поисков их связи с геологической ситуацией, реализовать другой, дифференциальный подход ' к обработке и интерпретации сейсморазведочных данных МОГТ, заключающийся в получении прямого отображения в сейсмическом волновом поле геолого-геофизических свойств продуктивных "отложений, имеющих,»как правило, тонкослоистую структуру и небольшие толщины.

Скорости ОГТ (\/огт) на горизонтальных спектрах скоростей, наряду с временами1 (Ъ0) целевых отражающих горизонтов на совокупности результативных сейсмических материалов - временник разрезах ОГТ,- РМФ, дополняющих информацию временных разрезов на участках неуверенной корреляции с пониженным прказа-телем когерентности; разрезах ЭКО, РИД и ПАЖ, которые, в силу их большей разрешенное™ содержат дополнительную информацию о промежуточных, слабых отражающих границах, приуроченных к изучаемым отложениям - являются исходными данными для определения скоростной характеристики (средних V и пластовых Упл скоростей), глубин залегания отражающих границ, получения временных разрезов с учетом сейсмического сноса и динамических . глубинных разрезов с пластовой миграцией.

Эти предусмотренные обобщенным графом процедуры обработки, направленные на определение пространственного положения продуктивных геологических объектов, базируются на использовании программно-методического средства "Структурные построения" , с помощью которого на ЭВМ и ПЭВМ реализуются комплексная автоматизированная кинематическая интерпретация (КАИ) сейсморазведочных данных МОГТ и бурения (Копилевич Е.А.,Бого-любский А.Д.,Бандурин С.И., Яновский А.К.,1982).

Отличительные особенности предложенной методики КАИ, являющиеся источником повышения точности определения скоростной характеристики отдельных литолого-стратиграфических комплексов отложений (У,УПл.) и глубин залегания отражающих границ (Н), заключаются в следующем:

- формализованном использовании априорной информации в детерминированном (точном) виде - и Н в ряде точек профиля - и приближенном - диапазоне изменения Н и ; окончательное определение целевых V и Н производится с учетом обоих видов информации, т.е. сейсмической , Уогт» и априорной; таким образом комплексность предложенной автоматизированной, кинематической интерпретации означает использование данных бурения (Н), СК-ВСП, АК (V,VПЛ ), других геофизических методов (Н) не только для сопоставления и сравнения, сколько и в основном, непосредственно в процессе решения обратной кинематической задачи сейсморазведки;

- адаптации параметров КАИ к изменяющимся сейсмогеологи-ческим условиям;

- подборе модели среды (промежуточных границ раздела для учета преломления) в зависимости от сейсмогеологических условий ;

- использовании полного объема исходной сейсмической информации и оценке ее качества;

- учете преломления на промежуточных границах раздела;

- полиномиальном сглаживании исходных, промежуточных и результативных данных для ослабления случайных помех;

- оценке погрешностей определяемых скоростей и глубин методом статистических испытаний (Монте-Карло);

- итеративности процесса КАИ.

Таким образом, предложенная методика и технология обработки сейсморазведочных данных МОГТ на ЭВМ и ПЭВМ позволяет получить исходную информацию для решения сформулированных выше задач, а именно:

- выделения и прослеживания целевых отражающих горизонтов, пластов и сейсмофаций соответственно ограничивающих, составляющих и характеризующих продуктивные отложения изучаемого геологического объекта с целью определения его скоростной характеристики и пространственного положения, т.е. разработки структурно-м,орфолокической модели;

- псевдоакустической параметризации временного интервала, соответствующего продуктивным отложениям, с целью уста-'""ыени" корреляционной зависимости между ней и емкостными

свойствами коллекторов в виде параметра эффективной удельной емкости, а затем пересчета.по этой зависимости псевдоакусти-чес;ких параметров в удельную емкость межскважинного пространства, т«е. разработки емкостной модели;

- спектрально-временной характеристики целевого временного интервала, для установления ее соответствия литолого-фа-циальным типам разреза продуктивных отложений в районе скважин и проведения сейсмического литолого-фациального картиро-вгния в межскважинном пространстве с цель» разработки литоло-го-фациальной модели, а также соответствующего обоснования и контроля распределения емкостных свойств коллекторов.

Предложенная в 'диссертации методика и технология обработки сейсморааведочных данных МОГГ на ЭВМ и ПЭВМ апробирована в самых разнообразных сейсмогеологическйх условиях России, ближнего и дальнего зарубежья^

- районах с развитой соляно-купольной тектоникой - восточная часть Астраханского свода (Астраханское газоконденсат-ное месторождение - АГКМ) в Прикаспии; Соль-Илецкий выступ (Нагумановское газоконденсатное месторождение); центральная часть Северо-Германской впадины (площади Шверин и Бодентайх в ФРГ); газоконденсатное месторождение Яшлар в Туркмении;

- Тимано-Печорской НГП на Варкнавтском-, Мусюршорском, Сандивейском, Северо-Баганск,ом, Чедгыйском и Верхневозейском нефтяных месторождениях, расположенных в Хорейверской впадине и на Колвинском мегавале;

- Западной Сибири на Крапивинском и Моисеевском нефтяных месторождениях и сопредельных площадях, расположенных на западном склоне Каймысовского свода;

- Восточной Сибири в центральной части Юрубчен-Тохомской зоны нефтегазонакопления в пределах Камовского свод?*.

Применение разработанной методики и технологии обработки сейсмической информации с учетом конкретной геолого-геофизической обстановки позволило во всех перечисленных случаях значительно повысить разрешенность сейсмической записи при сохранении приемлемой когерентности и на этой основе значительно улучшить прослеживаемость опорных отражающих горизонтов, выделить и проследить новые, неопорные, .отражающие горизонты, приуроченные к кровле и/или подошве продуктивных отложений, а также к внутренним их границам; получить скоростную, псевдожескостную, спектрально-временную, сейсмофациальную характеристики коллекторов и вмещающих пород, а также с высокой

точностью (<1-2%) определить пространственное положение исследуемых объектов.

Все ото является необходимой и достаточной сейсмической основой для количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве.

Для понимания значимости и эффективности предложенной методики и технологии обработки рассмотрим кратко некоторые принципиальные результаты, полученные в перечисленных выше разнообразных сейсмогеологических условиях.

На АГКМ (массивная залежь)в основном за счет ДМО-преоб-разован'ия сейсмограмм ОГТ, вычитания на них кратных волн, коррекции кинематических поправок с учетом их аномально высоких значений на участках склонов соляных куполов и низких на своде куполов, коррекции статических поправок и остаточных фазовых сдвигов, а также деконволюций и тщательно подобранных полосовых фильтров, достигнуто существенное повышение соотношения сигнал/помеха, разрешенное™ записи и сигнала, это позволило в 1.6 раза увеличить прослеживаемость отражающих горизонтов, приуроченных к кровле соли, что имеет большое значение для определения скоростей до подсолевых границ и глубин их'залегания, и подсолевым продуктивным известнякам башкирского яруса . среднего карбона, в основном, за счет участков развития соляных массивов и в зоне сочленения Астраханского свода с Северо-Астраханским прогибом. Получено сейсмическое отображение продуктивных отложений не\ ПАК-разрезах в виде относительно низкоскоростного пласта, с временной толщиной --, меняющейся в зависимости от емкостных свойств коллекторов, обратно пропорционально их скоростной акустической характеристике. Эта информация использована для построения .структурной карты поверхности продуктивных отложений - Сгв и карты йЬ - более помехоустойчивого параметра, чем изменение псевдоакустических скоростей в условиях сильного влияния вышележащей соли, с последующим пересчетом в параметр эффективной

удельной емкости.

Структурная и емкостная карты, представляющие собой структурно-морфологическую и емкостные модели АГКМ, были подтверждены с высокой точностью (<1-5%) последующим бурением и ГИС 59 скважин.

Помимо верхней, продуктивной части подсолевых каменноугольных отложений получено новое представление о строениц терригенного девона, благодаря выделению, прослеживанию' и отождествлению через разрыв в пределах * склона Астраханского

свода по значениям пластовых скоростей отражающих горизонтов ГД и ИД, приуроченных к кровле и подошве этих отло*ений.

На Нагумановском газоконденсатном месторождении (пластовая залежь), практически по тому же графу обработки, что и на АГКМ, только со своими параметрами обрабатывающих процедур, достигнуто значительное улучшение качества временных разрезов, за счет чего практически непрерывно в сложных сейсмогео-логических условиях .соляно-купольной тектоники выделены и прослежены отражающие горизонты, приуроченные к кровле продуктивных артинских карбонатов нижней Перми (P]art) и кровле нефтег.ерспективных башкирских карбонатов среднего карбона (с2в), а также проведен сейсмофациальный анализ с выделением и картированием рифовых сейсмофаций. В верхней части артинских карбонатов по данным АК, НГК, ПС, КС, результатов изучения керна и испытаний скважин и на ЭКО-разрезах выделен и прослежен пласт, с высокой точностью совпадающий с продуктивными артинскими карбонатами. ЭтСг пласт по данным ПАК в межс-кважинном пространстве охарактеризован псевдоакустическими скоростями, характер изменения которых по площади аналогичен вариациям акустических скоростей с КВК между ними >0.87. Выявлена зависимость этих скоростей от емкостных свойств пласта, с последующим построением карты параметра эффективной удельной емкости. Структурные построения по горизонтам Pjart и СгЕ подтверждены бурение« скважины 1-Наг. с погрешностью <1% от абсолютных глубин, а значение емкости подтверждено с точностью 1,8%. Абсолютные отметки поверхностей карбонатов P,art и Сгв по данным бурения скважины 1-Наг. -3952 п и -4710 м, а на соответствующих картах 1988 г. по данным сейсморазведки -3925 м (Дн=27 м, О.^Уо) и 4710 и (Лн=5 м, 0,1%). Толщина продуктивного пласта ь стечениях P4art по данным бурения и ГИС скважины 1-Наг состаита 74 м, а по данным сейсморазведки 78 м (ЛН=4 м, 5,4?»). 2 I Ьеч гивная , удельная емкость коллекторов (q) в этом (Pjdrt! пласта 1,1 м, а по данным сейсморазведки 1,08 м (Aq-0,02 м, 4,3 %). Результаты, полученные на Нагума-новс;кой :!лс.цпдп . свидетельствуют о высокой эффективности разработанной мето ики и ге.-:чологии, поскольку на этом месторождении опробованы различные технологии других организаций, а бурением подтверждены только . результаты ВНИГНИ (Габриулянц Г.А.,Славкин Ь.С.,Копнлевич Е.А.,1989).

На площадях Шверин и Бодентайх в ФРГ по аналогичному с АГКМ и Нагумлнивскому месторождениям графу обработки, но с параметрами. соответствующими сейсмогеологическим условиям Се-

веро-Германской впадины, а также дополнительной процедурой -фильтрацией Винера в режиме фильтр-фильтр, впервые были выделены и прослежены с когерентностью >0.75 отражающие горизонты, сейсмические пласты и сейснофации барового типа в потенциально газоносных нижнепермских терригенных отложениях рот-лугендес. Выявлены местоположения двухъярусной комбинации бд-ровых сёйсмофаций в отложениях ротлигендес на площади Шверин и относительно крупная подсолевая структура на площади Боден-тайх, на склонах которой по данным псевдоакустических преобразований отмечаются перспективные типы разреза (Славкин В.С., Копилевич Е.А., Зубов Н.И.,1994). Вся эта информация является абсолютно новой по сравнению с обработкой, выполненной немецкими фирмами.

На газоконденсатном месторождении Яшлар, расположенном в пределах Мургабской НГО в Туркмении, применение предложенной методики обработки сейсмораэведочных данных МОГТ, с параметрами, соответствующими местный условиям, позволило получить принципиально новую информацию о времени регистрации отражений от поверхности и внутренних границ келловей-оксфордского карбонатного природного резервуара: здесь выделены и прослежены новые отражающие горизонты 7,8,9, первый из которых приурочен к кровле продуктивных отложений.. Причем стратиграфическая привязка этих горизонтов осуществлена при отсутствии данных бурения и сейсмокаротажа, благодаря высокой точности определения пластовых скоростей по их значениям, типичным для карбонатов вообще и этого комплекса отложений в Туркмении, в частности (Славкин B.C., Копилевич Е.А. и др.,1992).

Для перечисленных выше площадей Тимано-Печорской провинции прежде' всего следует отметить, что в результате применения обобщенного графа обработки впервые было получено отображение пластов-коллекторов и перспективных рифовых сёйсмофаций на ПАК и ЭКО-разрезах такого качества, которое позволило четко определить границы их распространения.

На Сандивейской и Северо-Баганской площадях - это плас-ты-коллектора в отложениях нижнего силура (Sj), на Мусюршорс-. кой и Чедтыйской площадях - пласты-коллектора в отложениях верхнего девона (Д3) и рифовые сейсмофации в верхнедевонс-ко-каменноугольных отложениях.

На Варкнавтской площади повсеместно прослежены пласты-коллектора в нижнедевонских отложениях (flj)-flj1 и flj11, разделенные непродуктивной толщей, а на Верхневозейской площади - четыре сейсмических пласта 1С,2С,ЗС и 4С, которые .по

данным СК, АК соответствуют (1С, 2С) - веякско-сандивейским продуктивным отложения»*', (ЗС,4С) - сандивейско-макарихинским и салюкинским.

На обеих этих плоцадях сейсмические пласты охарактеризованы псевдоакустическими скоростями, характер изменения которых по площади аналогичен вариациям акустических скоростей с КВК между ними 0.85. Выявлена корреляционная связь между AvnAK и параметром эффективной удельной емкости, как по отдельным пластам, так и в целом для продуктивных отложений Sj; построены соответствующие карты AvnAK, которые по установленным зависимостям пересчитаны в карты параметра эффективней удельной емкости (Копилевич Е.А. и др.,1993).

Последующее бурение пяти скважин на Варкнмтской и одной на Верхневоэейской плоцадях полностью подтвердило'как морфологию карт, так и обоснованность избранного сечения.

Особый интерес представляют результаты, полученные в Сибири на ЮТЗ и пределах Крапивикско-моисеевской зоны.

В центральной части ЮТЗ применение предложенной методики обработки позволило значительно улучшить качество выделения и прослеживания традиционно изучавшегося отражающего горизонта' R0 - поверхности продуктивных рифейских карбонатов, а также получить новые внутририфейские отражающие горизонты Rq j, R, и R2, один из которых - R0 J - соответствует практически подошве продуктивных рифейских отложений. Меуду R0 и R0j - кровлей и подошвой продуктивного рифея - выделены на разрезах ЭКО и ПАЖ сейсмические пласты относительно низко- и высокоскоростные, хорошо увязывающиеся с данными АК, НГК, ГГК. Весь интервал R0 и R01, а также по отдельный пластан, охарактеризован псевдоа-кустическини скоростями РЕАМ (ДУПАКР ЕАЦ), характер изменения* которых по площади аналогичен вариациям акустических скоростей с КВК между ними 0.78-0.9. Выявлена корреляционная зависимость AvnAKPEA* от интегрального емкостного параметра, характеризующего емкостные свойства сложных каверно-порово-трещинных рифейских коллекторов, построены карты ДУПАКРЕА1' для различных интервалов разреза, которые по установленным зависимостям пересчитаны в карты интегрального емкостного параметра (Славкин B.C., Копилевич Е.А., Соколов Е.П.,1994).

Последующее бурение более 18 скважин с хорошей точностью подтвердило сделанные структурные (<1.0%) и емкостные построения.

Сейсмофациальный и спектрально-временной (СВАН) анализ временных разрезов позволил закартировать в межскважинном пространстве установленные по данным литолого-фациального изучения керна рифейских продуктивных отложений различные фации, которым соответствуют сейсмофации и их индивидуальные спектрально-временные характеристики.

По результатам СВАН-аналиэа осуществлен сейсмо-литолого-фациальный контроль распределения емкостного параметра в межскважинном пространстве, который по независимому алгоритму подтвердил на »70 % литолого-фациальную обоснованность местоположение высокоемких коллекторов. На ЮТЗ получен и другой, принципиально важный результат, позволивший по существу разработать альтернативную всем остальным структурно-морфологическую и литолого-фациальную модели: на различных сейсмических материалах, в силу их существенно повышенного качества, отражающие горизонты прослеживаются без каких-либо признаков тектонических нарушений, вместо которых отчетливо выделяются различные сейсмофации.

В пределах Крапивинско-Моисеевской зоны переобработка сейсморазведочных данных МОГТ обеспечила прежде всего резкое повышение разрешающей способности сейсмической записи под опорным региональным репером - подошвой баженовских отложений (ПБаж), в результате чего на временных разрезах, РМФ, ЭКО, ПАЖ выделены новые отражающие горизонты - ПВВ и ПУ, - приуроченные соответственно к подошве верхневасюганских и угольных внутриверхневасюганских отложений. Целевой интервал, соответствующий продуктивным верхневасюганским отложениям, расположен между отражающими горизонтами ПБаж и ПВВ на временных разрезах (ДЪ = 1б-20 мсек.) и ПУ-ПВВ (Дt=;10-14 мсек) на разрезах ПАЖ, на которых получено псевдожесткостное отображение продуктивного пласта К^3"4, толщина последнего по данным бурения составляет 14-25 м.

Такое высокое разрешение при приемлемой когерентности достигнуто на уровне временных разрезов благодаря обработке сейсмограмм процедурами ДМО-преобразования, минимально-фазо-вой деконволюции, относительно широкополосным (20-80 гц) и высокочастотным (40-80 гц) полосовыми фильтрами, вычитания волн-помех и коррекции поправок. Двойная нуль-фазовая и фазовая деконволюции суммарных трасс в сочетании с фильтрацией Винера и полосовой фильтрацией 20-80 гц обеспечивают полное разрешение интерференционной записи вплоть до уровня безуп-

речного выделения и корреляции отражающих горизонтов ПБ^ж, ПВВ и ПУ.

На разрезах ПАЖ, в строгой соответствии с достоинствами алгоритма, разрешение стало лучше, чем на временном разрезе, и в связи с этим проявил себя региональный угольный • репер, резко отличающийся по жесткости от вмещающих отложений; визуально заметны смены псевдоакустических характеристик и малоамплитудные (5-15 м или 2-6 мсек) тектонические нарушения. Все это позволило во временных интервалах ПБаж-ПВВ и ПУ-ПВВ определить АУпакреам построить карту ЛУПДКРЕАМ для временного интервала продуктивного пласта К)!3"4. СВАН-анализ соответствующего временного интервала (ПБаж-ПВВ) на временных разрезах дал возможность выявить индивидуальные спектрально-временные характеристики для различных типов продуктивных отложений, установленных по данным лигологического, петрофиэичес-кого изучения керна и ГИС, что в совокупности с вариациями псевдожесткостной характеристики пласта К^3"4 позволило построить карту типов разреза пласта которая использовалась как независимое литолого-фациальное обоснование и контроль при построении емкостной модели.

• В связи с малыми толщинами продуктивных отложений, ^акие результаты в пределах Крапивинско-Иоисеевской зоны, как выделение и прослеживание внутривасюганских отражающих горизонтов ПУ и ПВВ, трассируемые малоамплитудные тектонические нарушения по внутривасюганским отражающие горизонтам, литолого-фа-• циальное картирование по типам разреза продуктивных верхнева-сюганских отложений, наиболее полно реализуют возможности предложений методики и технологии обработки.

В заключение отметим, что приведенные принципиально новые результаты внедрения предложенной методики и технологии обработки сейсморазведочных данных МОГТ на ЭВМ и ПЭВМ в разнообразных сейсмогеолотических условиях свидетельствуют об их высокой эффективности и' повсеместной пригодности при получении необходимой и достаточной совокупности сейсмических материалов, наиболее подходящих для количественного определения емкостных свойств коллекторов в карбонатных и терригенных отг ложениях и пространственного положения нефтегазоперспективных объектов с учетом тектонического фактора, а также литоло-го-фациального обоснования и контроля распределения параметра эффективной удельной емкости.

В главе 4 приведено описание методики и технологии количественного определения параметра эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки .

. Методика количественного определения емкостныххсвойств коллекторов в межскважинном пространстве^по данным сейсмораз-. ведкн, реализующая предложенный универсальный метод наилучше-' го их отображения в вариациях сейсмических параметров продольный отраженных волн, позволяет по комплексу данных сейсморазведки МОГТ, ГHC и глубокого бурения определять параметр эффективной удельной емкости q, либо интегральной емкости Чинт в межскважинном пространстве-.

Для чисто поровых коллекторов эффективная удельная ose. кость, как указывалось выше, представляет собой сумму произведений средней пористости i-oro эффективного пропластка-кол-д^ктора - шк1 на его эффективную толщину - ЬЭФ1, i.e.

q = 2 юк1*Ьэф1 .

1 = 1

Для коллекторов сложного типа, характеризующихся трещинами, порами и кавернами, более справедливо использование величины интегральной удельной емкости,нормированной на единицу

толщины продуктивных отложений, т.е.

4 ' h

Чинт = I mK*dh/Äh,

где. ht,, -h2 - значения глубины кровли й подошвы.изучаемых отложений, Ah - их толщина, а тк-коэффициент пористости на фиксированной глубине (Славкин В.е.,Соколов Е.П.,Коп«левич Е.'А., Бакун H.H.,1994). ■

«Интегральная характеристика qHHT была избрана с одной стороны применительно к случаям неоднозначности или невозможности ^определения эффективных нефтегазонасыщенных толщин по данным керна и\ГИС, а с другой - поскольку интегральный подход к рценке емкостных свойств позволяет учесть все.компоненты пустотного пространства коллекторов (трещины, каверны, по-'ры), влияющие на изменение акустических и псевдоакустических скоростей.

Конечно, интегральную характеристику Чинт невозможно г ">мо использовать для определения нефтегазонасыщенных объемов, но этог параметр прямо связан с этими объемами и, таким

образом, может оказаться полезным для разведки месторождений, например, при размещении скважин.

Методика количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки применяется в случае, когда имеется залежь,вскрытая несколькими (п>4) глубокйТГи скважинами, и установлен-или предполагается достаточно сложный характер изменения емкостных свойств коллектора по латерали, что предопределяет необходимость использования дополнительной информации о емкостной модели залежи для выбора оптимального местоположения последующих разведочных скважин, определения объема и подсчета запасов. При этом необходимо, чтобы в имеющихся глубоких скважинах были определены значения удельной емкости коллектора по данным ГИС и петрофизического изучения керна.

В основе методики лежит использование экспериментально • устанавливаемых для каждого района (площади) корреляционных зависимостей между значениями параметров, определяемых ' по данным МОГТ, таких, например, как псевдоакустические скорости или временные "толщины" и эффективной удельной емкостью пород (Копилевич Е.А. и др.,1988).

При уменьшении q, что соответствует уменьшению тк или ЬЭф, или одновременно того и другого, акустическая скорость в продуктивных отложениях увеличивается, а временная "толщина"' уменьшается, и наоборот - при увеличении д - соответственно акустическая скорость уменьшается, а временная толщина увеличивается .

Методика и технология количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространств^ по данным сейсморазведки включает 9 основных этапов:

- Интерпретацию сейсмических материалов, полученных в результате обработки сейсморазведочных данных МОГТ по описанной в главе 3 методике и технологии обработки, с целью выделения и прослеживания на временных разрезах, разрезах мгновенных фаз (РМФ), ЭКО, РИД и ПАЖ отражающих горизонтов, приуроченных к кровле и подошве продуктивных отложений, их тщательную стратиграфическую привязку по кинематическим и динамическим параметрам по данным бурения и СК-ВСП. ГИС;

- Выделение на ПАК-, ЭКО-, РИД- и ПАЖ разрезах сейсмических пластов, соответствующих продуктивным отложениям или отдельным частям; их привязка к соответствующим пластам по данным бурения, АК И ГИС;

- Определение детальной скоростной характеристики выделенных пластов по данным АК в виде графиков Удк = £(Н, 10);

- Определение тк и ЬЭф по данным АК и НГК, петрофизичес-ким исследованиям керна;- ~

- Выявление корреляционных •связей между изменениями среднепластовых акустических, скоростей - (Аудк) или временных толщин^(Д^к) исследуемых интервалов и параметром эффективной

• удельной емкости коллекторов - СА^К, ДУАК)=С .

- Оценку точности определения величин Д^дк или Д\ГПАК в соответствующих интервалах по-данным ПАК, РИД, ЭКО, ПАЖ,-РЕАМ по всей совокупности указанной информации или по* отдельным парно-тройньш комбинациям, что зависит от конкретных сейсмо-

. геологических условий. Эта оценка производится "путем сопоставления данных сейсморазведки- и акустического каротажа -^ПАК> ДуПАК вблизи глубоких.скважин с Д1дк, . Практика

показала, что применение предложенной методики - обработки сейскоразведочных данных МОГТ-позволяет достигнуть-практически во всех случаях необходимых соотношений сигнал/помеха, параметров разрешённое™ записи и сигнала соответственно >5, >30 гц, >40 гц. При этом обеспечивается одинаковый характер изменения А1пдк, ' АУцд'^ и Ацк, А\/дк с коэффициенто.м взаимной корреляции (КВК) >0,7-0,8. Этого вполне достаточно для обоснованного установления корреляционных зависимостей

(ДъПАК,ДУПАК)=1:(Ч); ' ■

Выявление указанных выше .корреляционных зависимостей производится или для всей исследуемой территории или-для различных ее частей, однородных по результатам сейсмо-литол^Го-фациалЬного районирования, выполненного по методике, охарактеризованной ниже;.

--■Определение Д^АК в условиях массивных залежей и Аупак во всех остальных-случаях на профилях в соответствующих интервалах по данным ПАК, РИД, ЭКО, ПАЖ,,РЕАМ по всей совокупности указанной информации или по*, отдельным парно-тройным комбинациям, .что ' зависит от конкретных'сейсмогеологических условий; .построение карт А1пдк, ДчгПАК с сачением, равный ~2 среднеквадратичным величинам погрешности осреднения графиков ДуПАК=Г(ДУак) или Дъпак=£(А1ак)

- Пересчет значений Д<;ПАК, Аупдк в значения я на профилях по выявленным зависимостям (А1ПДК ,ДУП'АК )=£ (q) ; построение карт я е сечением, равным ~ 2 значениям ,'среднеквадратической величины погрешности осреднения графиков ^(Д1ПАК-,ДУПА1С) Карта я является количественной емкостной характеристикой

(моделью) изучаемого месторождения УВ, определенной в результате реализации универсального принципа наилучшего отображе- • ния в. вариациях сейсмичесхих параметров продольных отраженных вол^ изменения емкостных свойств коллекторов в виде параметра эффективной удельной емкости на основе' использования наиболее подходящей для этого совокупности сейсмических материалов, полученных с помощью разработанной методики и технологии обработки данных МОГТ и соответствующих определений пористости и эффективных толщин по данным петрофизического изучертя керна и ГИС.

В тех случаях, когда коэффициенты корреляции между акустическими, псевдоакустическими скоростями и параметром эффективной удельной емйости коллекторов существенно <0,7, анализируются причины слабого отображения емкости природного резервуара в поле акустических и.псевдоакустических скоростей.

Если результаты анализа позволяют предположить наличие низкочастотной региональной помехицелесообразно осущертвить разделение_поля 'вариаций акустцческйх и псевдоакустических ,скоростей на емкостную фоновую компоненты (Славкин

В.е.,1994) с применением алгоритонов КОМР или КФС- (Жданов М.С., Шрайбман В.И., 1973; Славкин В.С^; Беспроэванный Л.А., 1978).

Из б крупных объектов, на которых было провёдчно ' коли- . чественное определение емкостных свойств' коллекторов; - Астра- -ханское и Нагумановское- газоконденсатные, Варкнавтскбе (имени Р.Требса) и Верхневазейское нефтяные месторождения- на юге и . севере Европейской части России; Юрубчен-Тохомская зона (ЮТЗ) нефтегаэонакопления в Восточной Сибири; Крапивинское и Иоисе-' евское нефтяные месторождения в Западной Сибири - лишь в последнем случае, при изучении верхнеюрских (верхневасюганских) терригенных тонкослоистых"коллекторов понадобилось применение корреляционного анализа.

Во всех остальных случаях (карбонатный"коллектор) помехи стали причиной вполне допустимого разброса дискретных значений А\Гпак и Дуак относительно осредняющих ■ кривых Д\/пАк , Д\ГАК=Г(я) со среднеквадратической величиной, двойное значение которой обеспечило приемлемое сечение карты д.

; — Карта параметра эффективной удельной емкости коллекторов АГКМ 'построена с основным сечением изолиний 4 м и промежуточным 2 м; Нагумановского месторождения - 0,2 к; Верхневозейс-кого и Варкнавтского - 1,0 м и ЮТЗ - в среднем 1,1 м.

В процессе проведенных исследований было выяснено, что формализованное, количественное определение емкостных свойств коллекторов.в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки нуждается в независимом литолого-фациальном обосновании и контроле. Распределение q на исследуемой территории должно быть увязано с литолого-фациальными характеристикам^ и обста-новками осадконекопления. Такой подход обусловлен прежде всего тем, что пересчет сейсмических параметров (At,ÄV) в удельную емкость небезупречен из-за повсеместной недостаточности скважинной информации и обусловленного этим малого количества дискретных значений q, определяющих сглаженную кривую (At,Av)

= f(q)-

Учитывая го обстоятельство, что продуктивные отложения имеют-, как правило, тонкослоистую структуру, а разница в ли-толого-фациальных характеристиках и обстановках осадконакоп-ления не всегда приводит к существенным изменениям физических свойств,, картирование литофаций в межскважинном пространстве по- данным сейсморазведки должно основываться на использовании высокоразрешающих программно-методических средств.

Из современных разработок наиболее полно соответствуют этим требованиям спектрально-временной анализ (СВАН) (Мушин И.А. и др.,1990) и псевдожесткостная (Дубровский З.Д., 1985; Руденко Г.Е., Потапов O.A.,1990), трансформация временных разрезов ОГТ с помощью'программ соответственно СФА и ПАРМ, разработанных во ВНИИГеофизике.

Выбор.СВАН для решения поставленной задачи объясняется его принципиальными отличительными особенностями, основанными, прежде всего, на постулате о частотной зависимости коэффициентов отражёния, когда конкретному фиксированному частотному диапазону соответствует своя импульсная сейсмограмма, а это приводит к рассмотрению сейсмической записи как проявлению и последовательности седиментационных объектов, которые характеризуются собственными спектрально-временными особенностями.

ЭтЬ обстоятельство предлагается использовать для картирования в межскважинном пространстве различных типов терри-генных и карбонатных отложений, отличающихся литолого-фаци-альными особенностями и петрофизическими характеристиками,,не обуславливающими заметные изменения особенностей волнового поля или его параметров при, кай обычно, фиксированном или мало меняющемся при переменных фильтрах на временных разрезах частотной диапазоне.

Отображение смены типов разреза продуктивных отложений по сейсмическим профилям в спектрально-временных характеристиках на СВАН-колонках, как любая совокупность физических параметров различных геологических объектов, может иметь нечеткие границы, т.е. достаточно протяженные зоны неопределенности. Для их сокращения и повышения достоверности результатов анализа желательно использовать и принципиально другой высокоразрешающий алгоритм преобразования сейсмической записи.

Алгоритм ПАРМ является наиболее подходящим для решения поставленной задачи из всех существующих алгоритмов псевдоакустических преобразований (ПАК, РЕАПАК, РЕАМ, РИД, УЕЬОС), потому что при псевдожесткосгных преобразованиях суммарных трасс временных разрезов ОГТ с его использованием решается обратная динамическая задача с учетом каждого дискрета сейсмической записи.

Это позволяет получить относительную псевдожесткостную характеристику очень небольших временных интервалов, вплоть до 1 дискрета, т.е. обычно используемых в практике 2-4 мсек. На фоне такой высокоразрешенной матрицы значений относительных псевдоакустических жесткостей смены псевдожесткостных отображений различных типов разреза продуктивных отложений устанавливаются достаточно уверенно.

В этом плане спектрально-временные и псевдожесткостные характеристики различных типов продуктивных отложений, взаимно дополняя и обосновывая результаты, полученные по сейсмическим профилям, дают возможность последующего группирования их на исследуемой территории в отдельные однородные совокупности, и эталонировки этих совокупностей по результатам изучения керна, а также фильтрационно-емкостных свойств по данным ГИС и петрофизических определений проницаемости и пористости .

Предложенные методико-технологические решения картцррва-ния различных типов продуктивных отложений по данным сейсморазведки в межскважинном пространстве успешно опробованы в сейсмогеологических условиях терригенного разреза верхнеюрских (верхневасюганских) отложений в пределах Крапивинско-Мои-сеевской зоны, расположенной на западном склоне Каймысовского свода в Западной Сибири (Томская область) и карбонатного разреза рифейских отложений центральной части Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (ЮТЗ), расположенной в пределах Ка-мовского свода в Восточной Сибири (Красноярский край).

В пределах Крапивинско-Моисеевской зоны по данным петро-физнческого, диалогического, гранулометрического изучения керна и ГИС выделены различные 9 типов разреза продуктивного пласта К)!3-4 в верхневасюганских отложениях (Славкин B.C., Шик H .С., Ермолова Т.Е.,19.95), нашедших свое спектрально.-вре-менное (СВАН) и псевдожесткостное (ПАРМ) отображение в ~90% случаев. На этЬм основании по данным СВАН, ПАЖ и бурения построена карта-типов разреза, обосновывающая и контролирующая карту параметра эффективной 'удельной емкости, поскольку различные типы разреза продуктивных отложений отличаются по своим фильтрационно-емкостным свойствам с проницаемостью от 160 мд до 3 мд и значениями q от 3,344 м до 0,69 м.

В пределах центральной части ЮТЗ по данным изучения кер-'на в продуктивных рифейских карбонатах былн_выделены отложения различных „ фаций - пластовой (водорослевых лугов), био-гермной (рифовой), шлейфовой, биостромной, приливно-отливных каналов (Бакун Н.Н.,1994). Последние наиболее близки к отложениям биостромной и-шлейфовой фаций, но рассматриваются как наиболее вероятно сохранившие реликты первичного пустотного пространства.

По данным ГИС *t петрофизического изучения керна, интегральная удельная емкость рифейских коллекторов, характеризующая их сложное каверно-порово-трещинное пустотное пространство в сантиметрах на 1 м разреза, имеет наибольшую, величину, в среднем равную 2.9, для фаций приливно-отливных каналов (ложбин стока) с убыванием до =0,8 в неблагоприятных литоло-го-фациальных условиях биостромов - 1.4 и водорослевых лугов

- 0.8. Таким образом, емкостные свойства рифейских карбонатных коллекторов контролируются на ЮТЗ литолого-фациальными, обстановками осадконакопления с учетом вторичных процессов.

На временных разрезах ОГТ, разрезах мгновенных фаз выделены, проэталонированы в районе глубоких скважин и закартиро-ваны в межскважинном пространстве особенности волнового поля

- сейсмофации, соответствующие описанным выше фациям. Можно было бы считать задачу решенной, если бы не размытость, неопределенность во многих местах результатов классического визуального сейсмостратиграфического (сейсмофациального) анализа. С целью получения более устойчивых результатов и количественного их обоснования, т.е. формализации сейсмостратиграфичес-ких исследований, был применен СВАН-анализ сейсмической информации . Путем сопоставления характера проявления отражающих горизонтов Rq и Rqj в спектральна-временной области и соот-

ветствия их в местах расположения скважин тем или иным сейсмическим фациям, удалось выявить принцип проявления этих сей-смофаций на СВАН-колонках, соответствующих интервалу R0 H~R01.

Выяснилось, что существует их частотная приуроченность К тем или иным областям спектра..

На основании проявляющихся при СВАН-аналиэе на изученных скважинами участках закономерностей, проведен СВАН-анализ вдоль всех сейсмических профилей. В результате построена карта, типов разреза продуктивных рифейских отложений (Славкин B.C., Бакун H.H., Копилевич Е.А., Соколов Е.П.,1994).

При сопоставлении этой карты с каргой распределения интегрального емкостного параметра, очевиден литофациальный контроль распределения зон улучшенных емкостных свойств; перекрытие этих зон зонами развития потенциально наиболее благоприятных для сохранения первичного и развития вторичных типов пустотного пространства литофдщиаЛьных разностей на площади и 70%.

Таким образом, обобщая полученные по центральной части ЮТЗ результаты, можно сделать следующий вывод: 'СВАН-анализ количественно обосновывает используемый повсеместно сейсмост-ратиграфический анализ, при этом опережая его. по информативности, а эталонирование его результатов данными .литолого-фа-циальных исследований керна резко расширяет возможности лито-лого-фациального картирования по данным сейсморазведки, в том числе и для литолого-фациального контроля распределения ем-, костных свойств в межскважинном пространстве, определенных принципиально другим способом. ^

Новая геолого-геофизическая информация на ЮТЗ подтверждена последующим бурением как в литолого-фациальном, так и емкостных планах.

Новая информация о распределении литофаций на Крапивинс-ко-Моисеевской площади и ЮТЗ.расширяет возможности применения метода наилучшего отображения в вариациях сейсмических параметров продольных отраженных волн изменения емкостных свойств коллекторов в виде параметра эффективной удельной емкости, за счет установления экспериментальных 'зависимостей (At,ÄV)=f(q) в однотипных или близких литолого-фациальных условиях для уменьшения погрешностей осреднения. . ' '

Кроме того, литолого-фациальное картирование продуктивных отложений в межскважинЬом пространстве по данным СВАН-анализа может и было использовано для выбора сейсмоакустических моделей по соответствующим' типам разреза с целью псевдож^сткост-

ных преобразований (ПАЖ) на площадях, где недостаточно данных бурения и АК или их нет совсем, например на Северот-Крапивинс-кой площади.

В свете изложенного сделан вывод о том, что предложенные методико-технологические решения картирования литолого-фаци-альных типогв разреза нефтегазоперспективных отложений в межс-кважинном пространстве по данным сейсморазведки на основе СВАН и ПАЖ-преобразований временных разрезов ОГТ являются важным и необходимым средством литолого-фациального обоснования и контроля распределения емкостных свойств коллекторов.

Точность количественного определения параметра эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки прогнозировалась по остаточной сред-неквадратической погрешности сглаживания графиков At,Av=f(q) для определения сечения карт q, равных примерно двойной величине этой погрешности, а фактически установлена по данным последующего бурения, ГИС и петрофизического изучения керна, т.е. по сопоставлению величин g по данным сейсморазведки в точках расположения новых скважин на опубликованных картах q с удельной емкостью, определенной в геологических организациях, проводящих бурёние на исследуемых площадях.

На АГКМ первая карта q (Копилевич Е.А., Славкин B.C., Шарапова Е.С., Зиньковский В.Е.,1987,1988) проверена по данным бурения 16 скважин. Средняя величина расхождения прогнозируемых значений параметра q и определенных по данным бурения составила 1,87 м при основном сечении карты 4 м. Таким образом эффективность рассматриваемой методики определения емкостных свойств коллектора в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки получила прямое и достаточно представительное подтверждение (Габриэлянц Г.А.,Славкин B.C.,Копилевич « Е.А.,1989).

В настоящее время карга q, построенная и опубликованная в 1989 г., проверена путем сопоставления с результатами независимого определения произведения эффективной газонасыщенной толщины и коэффициента пористости в 43 скважинах, пробуренных в последующие годы.'

Результаты этого сопоставления свидетельствуют о полном подтверждении морфологии распределения емкостных свойств карбонатного коллектора по площади в виде отдельных максимумов и минимумов различной конфигурации и размеров, т.е. можно констатировать , что рисовка изолиний параметра q была определена по существу без расхождений с последующим бурением.

Ошибки количественного определения значений q по данным сейсморазведки И бурения носят случайный характер, с законом их распределения, близким,к нормальному. Коэффициент взаимной корреляции значений, определенных по данным Сейсморазведки и бурения по 40 скважинам (за исключением трех значений, существенно отклоняющихся от- общей закономерности - по скважинам N 57,903,714),составил ~ 0,7 при средней квадратической погрешности осреднения значений q прямой линией под углом 45°, равной 2,78 м. Средняя величин^ расхождений значений q по данным сейсморазведки и бурения 43 скважин с учетом знака составляет +0,49 м или 0,12 от величины основного сечения изолиний карты q (4 м). Без учета знака (по модулю) среднее значение погрешности равно 2,83 м или 0,7 основного сечения. Среднее значение q по данным бурения составляв* 9,37 м, а по данным сейсморазведки - 9,86 м, Aq = 0,49 м или ~5%.

Это означает, что если бы зайасы категории Cj на разбуренном участке были .подсчитана' без бурения 43 скважин со средним значением q, равным 9,86 м, по данным сейяморазведки, то погрешность оценки составила 5X при колоссальном экономическом эффекте, учитывающем стоимость бурения 43 скважин.

Таким образом, результаты количественного определения значений параметра удельной.емкости коллектора на АГКМ, выполненного по данным сейсморазведки, хорошо сходятся с данными последующего бурения 43 скважин.

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

На Нагумановском месторождении, расположенно^ на юГо-востоке Соль-Илецкого выступ? в аналогичных АГКМ сложных сейсмогеологических условиях соляно-купольной тектоники, через б лет после опубликования карты q для подсолевых артинс-ких коллекторов нижней перми по данным сейсморазведки (Габри-элянц Г.А.,Славкин B.C.,Копилеви^ Е.А. и др.,1989) в 1995 г. новая скважина - 1-Наг - позволила определить значение q по данным ГИС.и петрофизического изучения керна, q оказалось равным 1.1 м, что на 0,02 м больше, чем по данным сейсморазведки 1989 г. - 1,08, и составляет 1,8%^от абсолютного значения q. Сечение карты q 0,2 м с прогнозной погрешностью =0,1 м, составило фактически не 2 ошибки, а 10.

На Варкна&тском (имени Р.Требса) нефтяном месторождении, , расположенном в существенно других сейсмогеолог«чес'ких, чем АГКМ и Нагумановское месторождения, условиях Хорейверской впадины Тимано-Печорской НГП карты q_для нижнедевонских продуктивных пластов fli1 ИД!11 по данным, сейсморазведки (Копи-,левич Е.А.,Островский М.И.»Ростовщиков В.Б.,1993) проверены бурением 5 скважин.

Средняя вели^йна расхождения значений q по данным сейсморазведки и бурения 5 скважин составила с учетом знака 0,17-0,28 'м или 17-283» от основного сечения изолиний карты q, равного 1м, а без учета знака 0,25-0,28< и, или 25-28 т.е. на самом деле сечение.карты q, равное 1 м, обеспечено не' двумя ошибками, как прогнозировалось, а 6-3,S. Среднее значение q до данным бурения составило .для продуктивных пластов 11 и Д11 соответственно 1,72'м и 0,62 м, а по данным сейсморазведки 7 2,0 м и 0,79.м, т.е. Aq = 0,28 м и 0,17 м" или 12% и 21%. Таким образом, на Варкнавтской площади прогнозные сечения карт q подтверждены с большим запасом (3_,5-б погрешностей вместо 2 прогнозируемых).

На Верхневозейском нефтяном месторождении также находящимся в Хорейверской впадине ТП НГП, для карты параметра эффективной удельной емкости продуктивных нижнесилурийских от-.ложений (Копилевич Е.А., Островский М.И;, Ростовщиков* В.Б., 1993), построенной в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки, контрольной является скважина 201, в которой qK=0,32 м по данным "Ухтанефтегазгеология". На карте (рис.43) в этой точке qK<l и составляет примерно 0,7 м,т.е.погрешность определения Aq=0,38 м при сечении карты 1 м (2,5 ошибки).

Карта интегрального емкостного параметра центральной части ЮТЗ (Славкин B.C., Соколов Е.П., Копилевич Е.А., Бакун Н.Н.,1994) как для всей продуктивной рифейской толщи, так и отдельно для нефте- и газонасыщенной ее частей, проверены результатами определения значений qHHT в 18 скважинах. Морфология интегрального емкостного параметра подтверждена практически полностью, а среднеквадратические или среднеарифметические погрешности определения q по данным сейсморазведки составляют 0.2 от среднего значения q и ~0Г3 от среднего значения сечения изолиний (1.1 м), при этом бурением и ГИС подтверждено сложное существенно нелинейное распределение емкостных свойств древних рифейских карбонатных коллекторов.

•Все изложенное выше, по прямому сопоставлению значений . q, определенных по данным сейсморазведки и последующего буре-

ния-ГИС 84 скважин (4Э-и 16 на АГКМ, 1 - на Нагуманэвском, 5 - на Варкнавтском, 1 - на Верхневозейском ,' 18 -■ на" ЮТЗ} в разнообразных сейсмог'еологических условиях, свидетельствует о, высокой эффективности разработанной негодики и имеющейся <в ^ связи с этим возможность» оптимизации.разведки месторождений нефти и газа, особенно' крупных, со сложным-строениен, а-также-значительного снижения стоимости геологоразведочных работ.

В главе 5 охарактеризованы новые-емкостные модели Астраханского, Нагумановского, . Верхневозейского- и Варкнавтского месторождений УВ, разработанные на основе картирования параметра эффективной удельной емкости коллекторов в межскважин-ном пространстве по данным сейсморазведки.

Общим для всех названных месторождений УВ является карбонатный тип коллектора с преимущественно поровым типом пустотного пространства для первых трех и; трещинно-каверновыи для Варкнавтского нефтяного.месторождения.

Помимо количественного подтверждения разработацных ем-' костных моделей данными последующего бурения, выяснено их соответствие полученным, независимо результатам геологических исследований по установлению условий осадконакопления и седи-ментационно-емкостной "зональности • продуктивных * отложений (Ильин В.Д. и др.,1989; Соловьев-Б.А.,1994; Фортунатова Н.К., 1990; Славкин B.C.,Фортунатова Н.К., Соловьев j В.А. •• И др.,1995). „

Совпадение геологических представлений, в большинстве . случаев возникших на основе данных последующего бурения, о седиментационно-емкостной зональности.продуктивных отложений этих месторождений УВ' с разработанными по данным сейсморазведки емкостными моделями и.самим методом определения емкостных свойств коллекторов в виде эффективной удельной емкости в межскважинном пространстве,-свидетельствует об их адекватности реально существующему сложному распределению емкостных Свойстф коллекторов и, в связи с этим, пригодностью для оптимизации дальнейшего разведочного и эксплуатационного бурения прогнозирования объемов залежей и подсчета запасов УВ.

ЕмкоСтные модели Астраханского, Нагумановского, Верхневозейского и Варкнавтского месторождений УВ, разработанные на основе картирования параметра эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки, позволили установить 9 новых зон развития коллекторов с улучшенными емкостными свойствами (максимумы значений

Я=тк')1зф), высокоперспективных для постановки в их пределах дальнейшего разведочного и эксплуатационного бурения и существенного прироста запасов УВ.

В числе этих 9 зон максимумов значений q входят 2 зоны на АГКМ; 2 - на Нагумановском месторождении (основной на востоке площади и меньший - на севере); 4 на Верхневозейской площади (восточная часть - Яромусюршорское месторождение, 2 зоны на севере и 1 на западе); 1 зона на Варкнавтском месторождении 'к северу от основного блока.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ выполненных исследований заключаются в следующем:

"1. Предложен и теоретически обоснован универсальный метод наилучшего отображения в вариациях сейсмических параметров. - Д^ДУ - продольных отраженных волн емкостных свойств коллекторов в виде параметра эффективной удельной емкости. Эти зависимости - ДЪ,ДУ=1:^), определенные повсеместно, в существенно различных сейсмогеологических условиях, являются основой для количественного определения параметра эффективной удельной емкости в межскважинном пространстве по данным сейс-.моразведки МОСТ вместо интерполяции и экстраполяции этого параметра по данным бурения.

2. Предложенный метод определения емкостных свойств коллекторов в виде их эффективной удельной емкости в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки не только является основ&й для оптимизации размещения глубоких скважин в зонах максимальный значений этого параметра, но и позволяет исполь-зрвать сейсмическую информацию для определения объема залежи УВ и подсчета запасов, поскольку произведение пористости коллекторов на эффективную толщину является подсчетным параметром. '

3. Разработаны концепция и методология количественного определения параметра эффективной удельной емкости- коллекто-

■ ров в межскважинном пространстве на основе обработки и интерпретации данных сейсморазведки МОГТ.

4. Разработаны методика и технология обработки сейсмо-разведочных данных МОГТ на' ЭВМ и ПЭВМ в виде обобщенного графа, т.е. состава, последовательности и параметров обрабатывающих процедур; позволяющие с учетом конкретных сейсмогеологических4 условий получить совокупность,, результативных сейсмических материалов, обеспечивающих определение пространственного положения изучаемых объектор, их псевдоакустическую,

псевдожесткостную и спектрально-временную характеристики, т.е. набор параметров, необходимых и. достаточных для реализации предложенного метода количественного определения емкостных свойств коллекторов в виде их эффективной удельной емкости в межскважинном'пространстве, а также литолого-фациального обоснования и контроля ее распределения по данным сейсморазведки .

5. Разработаны методика и технология количественного определения параметра эффективной удельной емкости коллекторов и сейсмо-литолого-фациального контроля их распределения в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки МОГТ, высокая эффективность которых в различных сейсмогеологических условиях подтверждена последующим бурением 84 скважин на Астраханском и Нагумановском газокон^ценсатных месторождениях в Прикаспии и Соль-Илецком выступе, Верхневозейском и Варкнавт-ском нефтяных месторождениях в Хорейверской впадине Тима-но-Печорской НГП, Юрубчен-Тохомской зоне (ЮТЗ) нефтегазона-копления на Камовском своде в Восточной Сибири. Это свидетельствует об универсальности предложенного метода и его пригодности для количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки .

6. На основе картирования параметра эффективной „удельной емкости коллекторов'в межскважинном' пространстве получена новая количественная информация о^ распределении емкостных свойств коллекторов в существенно различных^геологических условиях Астраханского, Нагумановского, Варкнавтского, Верхне-возейского месторождений . УВ в отложениях среднего карбона, нижней перми, нижнего девона, нижнего силура в пределах При-каспия (Астраханский ¿вод), Соль-Илецкого выступа, Хорейверской впадины {Тимано-Печорская НГП).

Общим для всех перечисленных емкостных моделей является сложное, существенно -нелинейное распределение емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве, установленное по данным сейсморазведки МОГТ, которое невозможно йоссоз-дать при линейной (нелинейной) интерполяции данных бурения разведочных скважин. '

7. Совпадение геологических представлений, в большинстве случаев возникших на основе последующего бурения, о седимен-тационно-емкостной зональности продуктивных, отлоЖений перечисленных выше месторождений УВ с разработанными по данным сейсморазведки емкостными моделями и самим методом определе-

ния емкостных свойств коллекторов в виде ^эффективной удельной емкости в межсквакинном пространстве, свидетельствует об их адекватности реально существующему сложному распределению емкостных свойств коллекторов и, в связи с этим, пригодностью для оптимизации-дальнейшего разведочного и эксплуатационного бурения, прогнозирования объемов залежей и подсчета запасов УВ. ,

8. Емкостные модели Астраханского, Нагумановского> Верх-невозейского и Варкнавгского месторождений УВ, разработанные на основе картирования параметра эффективной удельной емкости коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки, позволили установить 9 новых зон развития коллекторов с улучшенными емкостными свойствами, высоко перспективных для постановки в их пределах дальнейшего разведочного и эксплуатационного бурения.

В диссертации защищаются следующие основные.научные

положения:

1. Теоретическое обоснование наиболее значимых и универсальных корреляционных связей вариаций сейсмических параметров (Дь, ДУ) продольных отраженных волн с емкостными свойствами коллекторов в виде их эффективной удельной емкости. ■

2. Концепция и методология количественного определения параметра эффективной удельной емкости коллекторов в межсква-жинном пространстве на основе обработки и интерпретации данных сейсморазведки МОГТ.

3. Закономерности распределения емкостных свойств коллекторов Астраханского, Нагумановского, Варкнавтского и Верх-невозейского месторождений УВ, установленные на основе картирования параметра их эффективной удельной емкости в межсква-

жинном пространстве по данным сейсморазведки МОГТ.

* * *

Основные работы, в которых опубликованы положения диссертации, следующие:

Монография •

1. Моделирование природных резервуаров нефти и газа на основе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения.М.,ВНИИОЭНГ, 1995, с.167 (Соавтор В.С:Славкин).

Авторские обзоры

2. Повышение эффективности поисков и разведки нефти-л газа на основе методики структурно-литологической интерпретации. Теология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Обз. инф. М., ИРЦ Газпром, 1993, 55 с. (Соавторы В.С.Славкин, В.Б.Зиньковский).'

3. Определение емкостных'свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки. М., Геоинформмарк, 1995, с.71 (Соавторы В.С.Славкин, А.Е.Старобинец).

Статьи

4. Автоматизированное построение глубинных сейсмических разрезов по данным МОГТ. Разведочная геофизика, вып.95, М.,Недра,1982, с.39-45 (Соавторы С.И.Бандурин, А-Д.Вого-любский, А.К.Яновский).

5. Математическое обеспечение построения глубинных сейсмических разрезов по данным МОГТ на ЕС ЭВМ среднего класса. Разведочная геофизика, вып..95, М..Недра,1982, с.31-39 (Соавторы С.И.Бандурин,А.Д.Боголюбский,В.Я.Сорин, А.К.Яновский) .

6. Сейсмостратиграфический анализ данных МОГТ при поисках" неструктурных ловушек нефти в карбонатных отложениях Хо-рейверской впадины. Разведочная геофизика,вып.105, М.'.Недра, 1986, с.3-12 (Соавторы А.И.Павленков, В,С.Парасына, Е.С.Шарапова).

7. Поиски залежей углеводородов Тимано-Печорской провинции на базе применения принципов сейсмострагиграфии и ЭВМ. Советская геология, М 11, М.,Недра, 1986, с.28-34 (Соавторы-Э.А.Кравчук,В.П.Щербаков,В.С.Славкин,А.И.Павленков,В.В.половин, В.Б.Ростовщиков).

8. определение параметра удельной емкости коллектора- в межскважинном пространстве. Геология нефти и газа, N8,М.,Недра, 1988,с.37-40 (Соавторы В.С.Славкин, В.Б.Зиньковский,*

A.И. Павленков, В.В.Половин, Е.С.Шарапова).

9. Построение отражающих горизонтов в градиентно-слоистых средах. Разведочная геофизика, вып.109, М.,- Недра,198?, с.25-31 (Соавторы С.И.Бандурин, А.Д.Боголюбский, С.А.Каплан)

10. Особенности прогноза неантиклинальны^ ловушек.углеводородов на севере Хорейверской впадины по"данным сейсморазведку. Прогноз месторождений нефти и газа. Труды ВНИГНИ, М. ,1989,с.85-95 (Соавторы В.М.Игуменов,, М.И.Островский,

B.П.Богданов).

11. Прогнозирование сейсмоакустических моделей и типов геологического разреза' по сейсмическим данным. ЭИ ВНИИОЭНГ.Серия: Нефтегазовая.геология и геофизика, вып.11, М., 1990, с,15-21 (Соавторы Ю.А.Таганов, Е.С.Шарапова, Т.А.Рябцева).

12. Опыт сейсмостратиграфического прогнозирования нефтегазо-перспективных объектов в карбонатных отложениях Хорейверс-кой, Бузулукской и Прикаспийской впадин. Геология и разведка газовых и- газоконденсатных месторождений. Э.-И. ВНИ-ИЭГазпром. Вып.2, И., 1989,с.5-7. (Соавторы В.С.Славкин, В.Е.ЗинькбЪский, М.А.Жиркин, Е.С.Шарапова).

13. Прогнозирование емкостных свойств карбонатной продуктивной толщи Астраханского серогазоконденсатноГго .месторождения. Поиск и разведка месторождений нефти и газа. Тр.ВНИГНИ, М., 1989, с.100-105 (Соавторы Г.А.Габриэлянц, В.С.Славкин, В.Е.Зиньковский, Е'.С.Шарапова).

14. Сейсмостратиграфический анализ разнотипных нефтегазоперс-пективных объектов в карбонатных отложениях 'нижнего и среднего палеозоя южных районов Хорейверской впадины с целью оптимизации разведки. Прогноз месторождений нефти и газа. Тр.ВНИГНИ, М., 1989, с.52-64 (Соавторы В.С.Славкин, (М.И.Островский, Е.С.Шарапова).

15. Структурно-литологическая интерпретация комплекса геолого- геофизичерких данных ' в сложных тектонических условиях (на примере Нагумановской площади). Прогноз месторождений нефти и газа. 7^Г{з.ВНИГНИ, М., 1989, с.95-104 (Соавторы Г.А.Габриэлянц, В.С.Славкин, Г.В.Сурцуков, Л.П.Полканбва, В.А.Горошкова).

16. Сейсмостратиграфическое прогнозирование нефтегазоперспек-тивных карбонатных И терригенных отложений "Большого Яшла-ра". Совершенствование методики сейсмических исследований в^нефтегаэоносных районах. Тр.ВНИГНИ, М., 1992, с.95-111 (Соавторы В.С.Славкин,В.Е.Зиньковский,Е.С.Шарапова,Ю.А.Таганов) . ,

17. Прогноз коллекторских свбйств карбонатного разреза в межс-кважинном пространстве по особенностям динамики отраженных волн. Геология нефти ичгаза, N0 12, М, Недра, 1992 с.15-19 (соавторы М.и:Островский, Е.П.Соколов).

18. Изучение емкостных свойств коллекторов б межскважинном пространстве по'данным сейсморазведки *в Тимано-Печорской НГП. Геология нефти-и газа, N 8, М., Недра, 1993, с.16-20 (Соавторы М.'И.Островский, В.Б.Ростовщиков). " .

19. Новая модель геологического строения Юрубчен-Тохомской зоны. Геология нефти и га-за, N 4, М., Недра, 1994, с.9-16 (Соавторы В.С.Славкин, Н.Н.Бакун, Е.П.Соколов).

20. Особенности методики обработки сейсмораэведочных данных МОГТ для изучения рифейских продуктивных отложений Юрубчен-Тохомской зоны (Восточная Сибирь). Геология нефти и газа, N 5, М., Недра, 1994, с.30-37 (Соавторы В.С.Славкин, Е.П.Соколов).

21. Емкостная модель рифейского резервуара Юрубчено-Тохомской зоны (Восточная Сибирь). Геология нефти и газа, N 8, М., Недра, 1994, с.35-40 (Соавторы В.С.Славкин, Н.Н.Бакун, Е.П.Соколов).

22. Особенности методики обработки сейсмораэведочных данных МОГТ для изучения слабоконтрастных нижнепермских отложений ротлигендес в Северной Германии. Геология нефти и гаэ.1. N7, М.,Недра, 1994, с.39-45 (Соавторы В.С.Славкин, Н.И.Зубов) .

23. Изменение скоростей распространения продольных волн в связи с емкостными свойствами коллекторов. Геология нефт»! и газа, N 10, М., Геоинформмарк, 1995, с.30-34

24. Районирование продуктивных отложений по типам разреза -важное средство контроля достоверности количественного определения удельной емкости коллекторов по данным сейсморазведки. Геология, геофизика и разработка нефтяных- месторождений, N 9, М.,ВНИИОЭНГ, 1995, с.17-28

25. Особенности методики и технологии обработки сейсморазне-дочных данных МОГТ для количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве• геология, геофизика и разработка нефтяных месторождении, М10, М. , ВНИИОЭНГ, 1995, с.16-24

Тезисы докладов на международных научных конференциях

26. Технология и результаты изучения емкости карбонатных коллекторов сложного типа по данным сейсморазведки и ГИС. SEG-ЕАГО/Москва'93.Сб. рефератов, т.2, М., 1991, с.65 (Соавторы В.С.Сла.вкин, Н.И.Зубов, Е.П.Соколов, Э . В. Евланова, Н.В.Луценко).

27. STUDY OF NATURAL RESERVOIR CAPACITY BETWEEN WELLS BY SEXS-. MICS. EAPG Extended Abstracts of Papers (Oral and Poster

Presentations) EUROPEAN ASSOCIATION OF PETROLEUM GEOSCIEN-TISTS.it ENGINEERS. 4-th Conference and Technical Exhibition Paris, France, 1-5. June 1992, p 80-81 (Соавторы K.A.Kleshchev, V.S.Slavkin).

28. STUDY OF.RIPHEAN LÇW-POROSITY CARBONATES BY INTEGRATING GEOPHYSICAL AND LITHOLOGICAL INVESTIGATIONS. EAPG Extended Abstracts of Papers (Oral and Poster Presentations) EUROPEAN ASSOCIATION, OF PETROLEUM GEOSCIENTISTS & ENGINEERS

6-th Conference and Technical Exhibition Stavanger,Norway,

7-11 dune 1993, p 19-20 (Соавторы V.Slavkin, N.Bakun).

29. RESERVOIR PREDICTION FOR 3D SEDIMENTARY BODIES BY LITHOFA-CIES AND SEISMIC STRATIGRAPHY ANALYSES. EAPG Extended Abstracts of Papers (Oral and Poster Presentations) EUROPEAN ASSOCIATION OF PETROLEUM GEOSCIENTISTS,. 4 ENGINEERS. 5-th Conference and Technical Exhibition Stavanger,Norway, 7-11 Dune .1993, p 514-515 (соавторы N.Shick, A.Guseinov, V.Slavkin, E.Davydova, I.Zazulina).

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

'31. ASSESSMENT OF RESERVOIR VOLUME ON SEISMIC DATAMEANS OF GREAT IMPORTANCE FOR EFFECTIVE EXPLORATION. EAEG-EAPG 57th Conference and. Technical Exhibition Extended Abstracts Volume 2 EAPG Division, Glasgow, Scotland, 29 May-2' Dune, 1995 P 530 (Соавторы V.Slavkin). 32. LITOLOGY-FACIES DIFFERENTIATION OF RESERVOIRS BY SEISMIC DATA TIME-SPECTRUM ANALYSIS. EAEG-EAPG 57th Conference and ; Technical Exhibition Extended Abstracts Volume .2 EAPG Division, Glasgow, Scotland 29 May-2 June, 1995 P 512 (Соавторы E.P.Sokolov, V.S.Slavkin, a.A.Mushin).

Информация о работе

Копилевич, Ефим Абрамович
доктора геолого-минералогических наук
Москва, 1996
ВАК 04.00.12

Автореферат

Теоретические обоснования и метод количественного определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки - тема автореферата по геологии, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы