Полный текст

Введение На территории Республики Саха (Якутия) группе компаний ПАО «Газпром» принадлежат лицензионные участки: Чаяндинское, ВерхнеВилючанское, Тас-Юряхское, Соболох-Неджелинское, Среднетюнгское, Тымпучиканское. По праву самым значимым является Чаяндинское месторождение - месторождение-гигант по запасам углеводородов. Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в юго-западной части Республики Саха (Якутия) и относится к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, Ботуобинскому нефтегазоносному району. Месторождение было открыто в 1980 г. Продуктивными на месторождении являются отложения венда: ботуобинский, хамакинский и талахский горизонты. На государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ числятся запасы нефти, газа, конденсата, гелия. С 2009 г. ПАО «Газпром» проводит геолого-разведочные работы по доразведке месторождения. Оператором выполнения геолого-разведочных работ является ООО «Газпром геологоразведка» [1]. Научно-технические и геолого-геофизические работы на месторождении выполняют специалисты таких компаний, как ИТЦ ООО «Газпром геологоразведка», ООО «ЦНИП ГИС», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», а также ООО «ИНГЕОСЕРВИС». В настоящее время месторождение покрыто сетью сейсморазведочных работ 2D (1500 км), выполнено 6300 км2 сейсморазведки 3D при площади участка недр 6 980 км2. Начиная с 2013 г. на месторождении реализована на современном уровне съемка 3D, выполненная по технологии полноазимутальной системы наблюдений с кратностью 240 (рис. 1). Обработка полевого сейсмического материала проводилась в ООО «ИНГЕОСЕРВИС» в обрабатывающей системе Geocluster версии 5000 компании CGG Veritas. Постановка задачи Перед сейсморазведкой 3D были поставлены задачи по детальному изучению геологического строения и структурно-тектонической модели залежей продуктивной части разреза Чаяндинского месторождения, Рис. 1. Карта кратности сейсморазведочных работ уточнению геометрии тектонических блоков, районированию и определению зон распространения трещиноватости горных пород, прогнозированию литотипов пород и коллекторских свойств разреза. Решение такого круга задач невозможно без использования современного арсенала методических и технологических средств - от супервизии полевых работ до обработки и интерпретации. Изучению особенностей структурно-тектонического строения и условий образования ловушек углеводородов в терригенных отложениях венда посвящено большое количество работ специалистов [2-11]. Основными сейсмогеологическими особенностями нефтегазоперспективных толщ Восточной Сибири являются древний возраст отложений и, как следствие, высокая степень вторичных изменений пород. Возраст пород плитного венд-кембрийского яруса осадочного чехла составляет 500-680 млн лет, отложений доплитного рифейского яруса осадочного чехла - 950-1500 млн лет. Это объясняет высокую интервальную скорость распространения отраженных сейсмических волн в данном интервале. Сложное пространственное расположение преимущественно терригенных нефтегазоносных комплексов и особенности их соотношения с перекрывающими более высокоскоростными соленосными отложениями обусловливают объективную трудность изучения их строения по сейсморазведочным данным. Разрез осадочного чехла разделяется на контрастные скоростные зоны: 1. Галогенно-карбонатная кембрийская часть и карбонатные отложения венда, где средняя скорость составляет 4700-5700 м/c. 2. Терригенные отложения венда, где средняя скорость составляет 3700-4500 м/с. 3. Рифейские отложения со средней скоростью 5700-6000 м/с. В северной части Чаяндинской площади верхняя часть разреза представлена низкоскоростными терригенными отложениями бордонской свиты с пластовыми скоростями в интервале 1500-3500 м/c. Мощность отложений в пределах участка не выдержана. Палеодепрессия на севере заполнена толщей терригенных осадков с мощностью до 295 м (скв. 321-60), в южной части скважинами вскрыты небольшие толщины - 2-70 м (скв. 321-72 и 321-72 м соответственно). В условиях наклонно залегающих разноскоростных пород в верхней части разреза наблюдается латеральный градиент скоростей, что находит свое отражение в графиках зависимостей Vcр(H) от H(T0). Галогенно-карбонатная толща пород, занимающая верхнюю часть осадочного чехла, сложена чередованием пластов солей и доломитов. Эти отложения резко отличаются по акустическим характеристикам как от вышезалегающих терригенных пород, так и от подстилающей продуктивной толщи терригенных вендских отложений и хорошо выдержаны на значительной площади. Как следствие, выдержанные отражающие горизонты формируют, помимо однократных, значительное число кратных и частично кратных волн. Продуктивный вендский терригенный комплекс, с которым связано большинство месторождений нефти и газа Сибирской платформы, расположен в нижней части плитного яруса осадочного чехла. Комплекс сложен тонкопереслаивающимися породными ассоциациями и характеризуется существенной фациальной изменчивостью одновозрастных отложений. В его объеме практически отсутствуют регионально выдержанные отражающие границы. Анизотропная глубинная миграция до суммирования Применение миграции до суммирования в глубинной области хорошо себя зарекомендовало в различных регионах со сложными сейсмогеологическими условиями. Благодаря большим вычислительным мощностям стала возможна реализация алгоритмов глубинной миграции, как изотропной, так и анизотропной. Анизотропная миграция позволяет получить изображение в шкале глубин, реально соответствующее фактическим глубинам. Это достигается путем введения в алгоритм параметров анизотропии δ и ε. Уточнение глубинно-скоростной модели и параметров анизотропии выполнялось с применением томографической инверсии. Мигрированные сейсмограммы в глубинном масштабе были использованы для получения суммарного куба в глубинном масштабе, а также суммарного куба, пересчитанного во временной масштаб для сопоставления с результатом временной престэковой миграции. Сопоставление результатов временной миграции и анизотропной глубинной миграции во временной области представлено на рис. 2 и показывает улучшение прослеживаемости сейсмических горизонтов и, что особенно важно, в интервале кровли фундамента. а б Рис. 2. Сопоставление результатов: а - после временной миграции; б - после анизотропной глубинной миграции Все это свидетельствует о корректности и устойчивости выполненных миграционных преобразований. Основным результатом проведенной обработки является получение мигрированных кубов и сейсмограмм высокого качества с сохранением истинного соотношения амплитуд, скоростных характеристик. В итоге получена качественно новая информация за счет следующих технологических и методических приемов: - применение процедур подавления помех позволило добиться высокого отношения сигнал/помеха как в сейсмограммах, так и в суммарном кубе; - применение процедур коррекции статических поправок позволило скомпенсировать их влияние на сейсмическое изображение и повысить качество суммирования; - применение временной (PSTM) и глубинной миграции до суммирования (PSDM) обеспечило корректное отображение наклонных отражающих границ в волновом поле и преобразование дифрагированных волн, в результате чего элементы геологического строения становятся более выразительными; - результаты миграции позволяют выявить особенности геологического строения в глубинном масштабе. Полученные сейсмические материалы позволили решить большой круг научно-прикладных задач. К ним относятся: уточнение структурно-тектонической модели месторождения, детализация геологического строения продуктивной части разреза в межскважинном пространстве, обоснование заложения новых скважин, районирование трещиноватости. Уточнение структурно-тектонической модели месторождения Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение характеризуется сложным геологическим строением и согласно официально принятой геологической модели разделено на тектонические блоки - Северный, Южный I и II, Саманчакитский. Принципиальные различия в представлениях о тектоническом строении месторождения видны на рис. 3. Ранее принятая тектоническая модель включала в себя систему разломов субмеридионального, северо-западного и северо-восточного простирания, разделяющих территорию на блоки [11]: Северный, Южный и Саманчакитский. Вновь полученная разломно-блоковая модель сильно отличается от ранее принятой. Картирование тектонических нарушений проводилось на основании следующего набора методических приемов: выявление на временных сейсмических разрезах вертикального смещения осей синфазности и наличия локальных аномалий интенсивности отраженных волн линейного простирания, фиксация ослабления и нарушения динамики интенсивности отраженных волн, анализ сейсмических атрибутов - кубов когерентности, углов наклона поверхностей сейсмических горизонтов. а б Рис. 3. Сопоставление тектонических моделей, вновь полученной (б) и ранее принятой (а) Анализ волновой картины показал, что тектоническим дислокациям подвержены все структурные этажи осадочного чехла. На фоне грабенообразных узконаправленных разломных зон, ограничивающих тектонические блоки, прослеживается множество элементов локальной малоамплитудной тектоники. Вероятно, многократные и разнонаправленные тектонические перестройки способствовали широкому развитию макро- и микротрещиноватости. При анализе сейсмического куба в интервале 1,5-3,5 с в теле фундамента обнаруживаются тела неправильной формы с крутыми склонами. Наше предположение - это тела батолитов, которые внедрились на ранних этапах формирования и эволюции Сибирской платформы. Очевидным является тот факт, что тела, похожие на батолиты, являются центрами гравиактивных и магнитоактивных масс. Еще один не менее важный вывод касается причинно-следственной связи происхождения глубинных разломов, их корней и протяженности. Демонстрация результатов интерпретации волновой картины и реконструкция глубинного строения фундамента приведены на рис. 4. Мы считаем, что механизм блоковой тектоники неразрывно связан с геологическими телами глубинного залегания, которые на фоне изменяющихся во времени тектонических стрессов влияли и, возможно, определили механизм зарождения, конфигурацию, морфологию, систему тектонических разрывов, смещений, сдвигов. Предлагаем следующий возможный механизм образования разломно-блоковой модели Чаяндинского месторождения. На рис. 5 приведена схема интерпретации тектонических напряжений, диагональной системы трещин, что позволяет хорошо объяснить геометрию и конфигурацию тектонических нарушений на примере сопоставления с рисунком разломов, проявляющихся на карте атрибута угла наклона поверхности (DIP) талахского горизонта. а б Рис. 4. Установленная связь разломной тектоники с глубинным строением фундамента: а - разрез куба 3D; б - аксонометрия поверхности ботуобинского горизонта Узлы тектонических напряжений Направление развития трещин для случая однородной среды Трещины растяжения Рис. 5. Приложение теории образования трещин к разломно-блоковой модели месторождения: - максимум горизонтальных напряжений; - минимум горизонтальных напряжений Приведенная схема расположения стрессов свидетельствует, по нашему мнению, о преимущественных направлениях векторов сжатия с севера и с юга с образованием характерных диагонально расположенных плоскостей нарушений. Механизм образования разломной тектоники в интервале продуктивных горизонтов Многие исследователи высказывают предположение о формировании залежей углеводородов на территории Непско-Пеледуйского свода Непско-Ботуобинской антеклизы под влиянием вертикальной миграции флюидов и существенной роли в этом активизированных разломных систем северо-северо-восточной и северо-северо-западной генераций [4, 6, 7, 9, 10, 12, 13]. Эти системы активизированы в позднепермскую и постмеловую эпохи соответственно [12]. По мнению авторов, процессы активизации способствовали не только образованию залежей в ботуобинском горизонте венда, но и переформированию и частичному разрушению зон нефтегазонакопления более ранних генераций в подстилающих терригенных отложениях венда. Трещины растяжения потенциально способны быть проводниками для вертикальной миграции углеводородов. Можно признать тот факт, что в пределах Чаяндинского месторождения были сгенерированы зоны разуплотнения и разгрузки, которые приводили к гидродинамической сообщаемости флюидов между собой и перетоку углеводородов в направлении снизу вверх по трещинам растяжения и срыва. Отметим еще одно не менее важное наблюдение для понимания тектонической модели месторождения - это хорошо различимая кратерообразная форма по кровле фундамента (рис. 6). Кратерообразная форма Узлы трещиноватости Рис. 6. Узлы и зоны генерации разломов и трещин в кровле фундамента Такая близкая к овальной форма не вписывается в геометрию проявления трещин, разрывов и сколов малоупругой среды. Внимание к данной структурной форме обусловлено сильным влиянием на все вышезалегающие разновозрастные структурные поверхности. В настоящее время существует три гипотезы, позволяющие объяснить происхождение такой редко встречающейся кратерообразной формы на поверхности фундамента: 1) трубка взрыва; 2) астроблема; 3) кольцевая трещина - трещина цилиндрическая, отрыва. Мы предположили, что данная округлая форма сопоставима с трубкой взрыва, которые развиты на территории Якутии. Доказательством этого служит тот факт, что трубка взрыва образуется (или сопровождает) и находится в зоне депоцентра блоково-разломной системы нарушений. На сегодняшний день тектонофизические аспекты образования, ввиду их доступности для натурных измерений, хорошо изучены и могут служить аналогом таких артефактов. Вторая гипотеза образования таких структурных форм - это астроблема, которая сформировалась как результат падения космического тела. Уточнение геологической модели продуктивной части разреза Результаты и материалы сейсморазведки 3D позволяют уточнить геологическую модель строения продуктивных резервуаров в межскважинном пространстве. Ботуобинский продуктивный горизонт является основным объектом подготовки запасов углеводородного сырья на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, поэтому его распространение, литологический состав, коллекторские свойства и нефтегазоносность достаточно хорошо изучены [1, 11, 14]. Ботуобинский продуктивный горизонт стратиграфически приурочен к преимущественно песчаной нижней подсвите бюкской свиты иктехской серии венда. Бюкская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную. Нижняя подсвита (Vbk1) сложена преимущественно песчаниками светло-серыми, до белых, кварцевыми, реже полевошпато-кварцевыми, разнозернистыми. Толщина подсвиты - до 40 м. В объеме нижнебюкской подсвиты выделяется ботуобинский продуктивный горизонт. Из него на Чаяндинском месторождении получены притоки газа и нефти. Верхняя подсвита (Vbk2) сложена доломитами, ангидрито-доломитами, прослоями доломитовых мергелей и аргиллитов, реже алевролитов и песчаников. Толщина подсвиты - 17-107 м. Общая толщина бюкской свиты - 28-150 м. На Чаяндинской площади толщина ботуобинского продуктивного горизонта изменяется от первых метров до 26,6 м. Распределение эффективных толщин ботуобинского продуктивного горизонта аналогично распределению общей мощности: максимальных значений они достигают в центре полосы распространения, более 20 м на Чаяндинской (скв. 321-07, 321-14) и 39 м на Бесюряхской (скв. 340-2) площадях. К границам выклинивания они закономерно уменьшаются до нуля. Ботуобинский горизонт представлен песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов. Песчаники ботуобинского продуктивного горизонта имеют преимущественно кварцевый, реже - полевошпатово-кварцевый состав, преобладают хорошо отсортированные мелкозернистые, среднезернистые, реже крупнозернистые разности. В подошвенной части горизонта встречаются пропластки аргиллитов и алевролитов, в основном толщиной от первых миллиметров до нескольких сантиметров. И только в отдельных скважинах песчаники нижней части ботуобинского горизонта замещаются переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов (скв. 321-19, 321-2, 847, 849). В центральной части полосы песчаники обладают весьма хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. Их открытая пористость изменяется в пределах 12-26 %, проницаемость - 55-4650 мД. В направлении выклинивания коллекторские свойства песчаников ухудшаются (открытая пористость - до 3-10 %, проницаемость - до 1-5 мД). На Чаяндинском месторождении преобладают коллекторы III класса. Максимальный дебит нефти 55 м3/сут получен из скв. 321-07, дебит газа - 574 тыс. м3/сут из скв. 321-5. Ботуобинский продуктивный горизонт перекрыт мощной (около 40 м) толщей доломитов верхней подсвиты бюкской свиты, существенно ангидритизированной в самой нижней части (10-15 м). Ангидритизированные доломиты являются верхним региональным флюидоупором. На данный момент существует две основные точки зрения на условия формирования ботуобинского горизонта. Первая точка зрения заключается в том, что песчаники ботуобинского горизонта образовались вследствие раннетирской трансгрессии, сопровождавшейся размывом дотирских образований и накоплением более сортированного материала в зонах временной стабилизации береговых линий. Такую гипотезу поддерживают А.Н. Дмитриевский и другие. Исследователи пришли к этому выводу на основе результатов анализа фациального замещения ботуобинского горизонта на фациальные аналоги. Авторы второй точки зрения [15] считают, что ботуобинский горизонт представляет собой крупную систему баровых тел. Данная точка зрения основана на детальном изучении керна, детальной межскважинной корреляции и литофациальной интерпретации исследованных отложений. Так, по мнению О.В. Ивченко [14], система формирования осадков ботуобинского горизонта позволяет выделить фации иловых и песчано-иловых отложений, переходящих в предпляжевую и переходную зоны. Автор справедливо делает вывод о том, что потенциальная продуктивность скважин зависит от их фациальной принадлежности. Наиболее продуктивные осадки расположены в пределах отложений верхней части берегового склона и отложений нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны (фации иловых и илово-песчаных отложений и фации берегового склона). Также, по мнению этого автора, наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают отложения берегового склона. По мнению Л.Д. Колотущенко [13], отложения ботуобинского горизонта формируются в субаквальной зоне пониженной или нормальной солености в условиях относительной стабилизации уровня моря. Источником сноса являлись области суши - Мирнинский, Нижнечонский, Пеледуйский палеосводы. В прибрежной части древнего моря формировались системы аккумулятивных баровых тел. По нашему мнению, именно последняя из вышеперечисленных точек зрения - по Л.Д. Колотущенко [13] - наиболее полно объясняет условия формирования отложений ботуобинского горизонта. Хамакинский продуктивный горизонт стратиграфически приурочен к преимущественно песчаной пачке верхней подсвиты паршинской свиты. Он в достаточной степени изучен глубоким бурением только в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области [1, 10, 11]. Региональная зона развития отложений горизонта протягивается в направлении юго-запад - северо-восток. Длина зоны - более 200 км, ширина - 85 км. Максимальная эффективная толщина коллекторов (до 34 м) выявлена в районе Чаяндинского месторождения. Максимальные общие толщины горизонта (от 25 до 100 м и более) прослеживаются в зоне сочленения Непско-Пеледуйского свода с Предпатомским прогибом. Отложения хамакинского продуктивного горизонта представлены неравномерным чередованием пластов песчаников, гравелитов, алевролитов с прослоями аргиллитов. Песчаники весьма разнообразны по литологическим свойствам: в одних разрезах доминируют преимущественно полевошпатово-кварцевые слабо отсортированные грубозернистые разности с преобладанием крупных песчаных и гравелитовых фракций, в других - полевошпатово-кварцевые и кварцевые хорошо отсортированные средне- и мелкозернистые песчаники. Породы сцементированы в основном глинистым цементом хлорит-гидрослюдистого состава, в различной степени карбонатизированы, засолонены, трещиноваты. Данные бурения показывают, что хамакинский продуктивный горизонт объединяет серию пластов, отличающихся как по мощности, так и по площади распространения и по своим фильтрационно-емкостным свойствам. Горизонт формировался в различных алллювиальных и прибрежно-морских обстановках. Это обусловило наличие в его составе как слабо отсортированных гравелитовых песчаников, так и хорошо отсортированных, «языкообразной» формы песчаных тел, появление в песчаниках каолинитового цемента. Вблизи зоны выклинивания хамакинского продуктивного горизонта возрастает литолого-фациальная неоднородность и сложность состава пород, слагающих этот горизонт. Отчетливо прослеживается тенденция к ухудшению емкостных параметров пород горизонта при увеличении их карбонатности. Пористость пород хамакинского горизонта изменяется от 1,0 до 21 %, проницаемость - 1-6000 мД. Преобладают коллекторы IV класса. Флюидоупором для хамакинского продуктивного горизонта является верхняя глинистая пачка верхнепаршинской подсвиты. Толщина ее в северной и северо-западной частях области распространения горизонта составляет 13-30 м и увеличивается до 80 м и более в юго-восточном направлении. Сложена она аргиллитами, алевритовыми аргиллитами гидрослюидного состава. Местами встречаются алевролиты, переходящие в песчаники (от нитеобразных до 2-10 см), тонкозернистые глинистые, с включениями и прожилками ангидритов. Отмечены включения пирита. В пределах региональной зоны открыты газовые залежи на Чаяндинском и Талаканском месторождениях. Максимальные дебиты газа из пород хамакинского горизонта получены в скв. 321-63 и 321-48 - 770,6 и 642,6 тыс. м3/сут соответственно. Формирование хамакинского горизонта верхнепаршинской свиты связано с условиями существования сильно расчлененного палеорельефа, для которого характерным признаком является наличие крутых склонов сложной конфигурации в плане с трендом падения с запада на восток и юго-восток. Направление сноса терригенного материала определяет особенности строения палеорельефа. По современным представлениям, отложения образовались в зоне береговой линии: частично в обстановках временных потоков, частично в обстановках пляжа. А.Б. Тарасенко [16] предложил модель строения слоев седиментационной системы изолированного мелководья для хамакинского времени. Автор считает, что в хамакинское время на территории Непско-Ботуобинской антеклизы осадконакопление протекало в зоне изолированного мелководья с баровым комплексом отложений северо-восточного простирания. Понижение уровня моря приводило к смещению баровых тел в сторону моря, а увеличение сноса обломочного материала с суши способствовало формированию песчаного пляжа. Пляж постепенно через внутреннюю малоподвижную область лагуны, в которой накапливались глинистые отложения, переходил в подвижную часть, где формировались чередующиеся слойки глин, песков и алевролитов. В забаровых условиях изменчивой волновой гидродинамики накапливались «лоскутные пески». Такие выводы исследователь сделал на основании оптико-микроскопического изучения пород в шлифах, материалов описания керна и данных ГИС. По мнению М.В. Лебедева [17, 18], хамакинская фациальная серия накапливалась на южном склоне обширной палеоантеклизы в субконтинентальных и прибрежно-морских обстановках седиментации. Основными факторами, породившими неоднородность резервуара, были трансгрессивное выклинивание отложений на склоне палеоантеклизы, латеральное замещение песчаников дельтовых комплексов глинистыми отложениями прибрежной равнины и мелководных заливов. Мы считаем, что теория условий осадкообразования хамакинского горизонта, высказанная М.В. Лебедевым [17, 18], является наиболее корректной и хорошо описывает выявленные литолого-фациальные и седиментологические особенности данных терригенных отложений. Хамакинский продуктивный горизонт литологически представлен песчаниками серыми, средне- и крупнозер нистыми, полевошпатово-кварцевыми, косослоистыми, с глинисто-ангидритовым и глинисто-карбонатным цементом, который содержит тонкие прослои зеленовато-серых и красно-бурых алевритистых аргиллитов, гравелитов. Общая толщина терригенных отложений хамакинского горизонта в пределах района исследований изменяется от 20 до 100 м и более, увеличиваясь к юго-востоку. Из отложений хамакинского горизонта на Чаяндинском месторождении получены притоки газа. При корреляции и прослеживании терригенных пород хамакинского горизонта выяснилось, что пласты-коллекторы хамакинского горизонта не выдержаны по разрезу и местами явным образом расщепляются на два подгоризонта - два продуктивных пласта Хм-1 и Хм-2. Выделение двух резервуаров необходимо, чтобы более детально проследить пространственное распространение коллекторов, выявить закономерности качества запасов и корректно построить структурный каркас для трехмерного геологического моделирования. Циклы пластов Хм-1 и Хм-2 различны и соответствуют: первый - регрессивному, а второй - трансгрессивному. Считаем, что условия образования отложений Хм-1 связаны с блуждающими руслами, а Хм-2 - с врезанными долинами. На рис. 7 показано выделение руслоподобного вреза в скв. 2, что хорошо видно на разрезах куба псевдоимпедансов. Скв. 2 Скв. 1 Скв. 3 Рис. 7. Пример выделения эрозионных врезанных долин в позднехамакинское время В скважинах был использован метод FMI, который позволил на основе анализа текстурных особенностей по наличию песчаника с примесью гравелитового материала в нижней части терригенных циклов, наличию часто встречающейся косой слоистости и двойной эрозионной поверхности диагностировать отложения как осадки, которые отлагались в условиях блуждающих рек. Такой вывод сделан на основании седиментологических критериев по Е.Ю. Барабошкину [19]. Использование AVO-анализа для изучения особенностей строения продуктивных отложений Зависимость амплитуды (отражения) от удаления (AVO (AVA)) является методикой, используемой для получения информации о свойствах вмещающих пород и наличии углеводородонасыщения в пласте-коллекторе [20-24]. В процессе обработки сейсмических данных были получены «угловые выборки», где каждая трасса представляет собой последовательность сигналов с одним и тем же диапазоном углов падения, суммирование которых дает объем, называемый «угловой суммой». Из набора угловых сумм были рассчитаны AVO-атрибуты: кубы - AVO - intercept (A), (1) где A - величина, пропорциональная коэффициенту отражения Rp для случая нормального падения; куб градиентов - AVO - gradient (B), (2) где В - величина, пропорциональная тангенсу угла наклона прямой, осредняющей зависимость R(sin2θ), в заданном диапазоне углов падения θ; куб «флюид-фактора»: DF = DVp/Vp - 1,16Vs/Vp·DVs/Vs, (3) где коэффициент 1,16 для песчано-глинистых пород при водонасыщении коллектора приводит значение DF к нулю, что позволяет по увеличению «флюид-фактора» прогнозировать газонасыщение; куб (Nfar - Nnear)Nfar. (4) Если водонасыщенный песчаник характеризуется акустическим импедансом меньшим, чем у вмещающей среды, а импеданс терригенного коллектора, насыщенного углеводородами, естественно, еще меньше, то на разрезах данного атрибута при достаточной мощности отличных по импедансам слоев должны локализоваться аномалии более контрастные, чем в предыдущих атрибутах. При сопоставлении различных угловых сумм определяется характер зависимости энергии отраженной волны от угла падения для отдельных сейсмических горизонтов. Значимые изменения амплитуд в функции угла падения являются хорошим признаком возможного присутствия углеводородов. γ = Vp/Vs Высокоперс-пективная зона Сечение куба акустических импедансов, полученного по полнократному кубу Вертикальный разрез куба отношения Vp/Vs Куб AVO-градиентов (Gradient) Куб «амплитуда поляризации» Куб AVO-произведение (AVO product A·B) Сечение куба упругих импедансов, продольных волн после дополнительных процедур обработки Рис. 8. Атрибутная характеристика продуктивной части разреза: KV - кровля ботуобинского горизонта; HMtop - кровля хамакинского горизонта; HMbot - подошва хамакинского горизонта; TLtop - кровля талахского горизонта; TLbot - подошва талахского горизонта В классической постановке задачи AVO-технология используется для прогноза газонасыщенности целевых объектов. Для оценки информативности атрибутов, получаемых по AVO-технологии, рассчитаны карты градиентов, продуктивность в интервале залегания отложений ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов (рис. 8). Как показывает опыт, после тщательного подбора получаемых атрибутов и комплексирования друг с другом удается локализовать перспективные зоны и рекомендовать для постановки бурения разведочных скважин. Азимутальная обработка сейсмических данных для решения геологических задач Отметим, что стандартная сейсморазведка 3D способна решать ограниченный круг прикладных задач, поэтому становится понятным внимание специалистов к технологиям, которые направлены на изучение анизотропии свойств разреза [20, 25-31]. В настоящее время в практике сейсморазведочных работ используются все четыре основных метода изучения анизотропии свойств геологического разреза: - метод, основанный на изучении геометрических атрибутов; - азимутальный анализ скоростей; - азимутальный AVO-анализ (AVAZ); - анизотропная инверсия. Основной целью азимутальной обработки является получение данных, характеризующих направление векторов «быстрой» и «медленной» скорости в слое, и в случае успешного анализа они позволяют прогнозировать преобладающее направление трещиноватости горных пород. Для выполнения такого анализа проводится специальная обработка, применяемая для широкоазимутальных данных. С целью сохранения информации по азимутам проводится специальная регуляризация с сохранением данных по азимутам удаления. При этом данные были поделены на восемь азимутальных секторов по 45 градусов, временная миграция до суммирования Кирхгофа выполняется по четырем наборам данных, в которые были объединены противоположные азимутальные сектора (т.е. 0-45 и 180-225 градусов, 45-90 и 225-270 градусов и т.д.). По мигрированным сейсмограммам было выполнено высокоразрешенное уточнение миграционных скоростей. Кубы миграционных скоростей пересчитаны в интервальные скорости через аналитическое преобразование Дикса. Далее выполняется расчет интервальной скорости вдоль целевых горизонтов в узком интервале 25 мс. Полученные карты интервальной скорости были использованы для расчета направлений «быстрой» и «медленной» скорости в каждой общей глубинной точке с применением алгоритма «фиттинга по эллипсу». В итоге получили по трем горизонтам карты направления «быстрой» скорости, интерпретируемые как трещиноватость горных пород. Приведем пример сопоставления карты вероятного распределения направления простирания трещин, построенной на основе азимутально-скоростного анализа данных, с данными замеров простирания трещин по FMI. Замеры элементов залегания трещин в одной из скважин показали, что азимут простирания трещин имеет преимущественное направление 140-150 градусов (юго-восток), а в интервале фундамента пород тренд простирания трещин меняется на 80-100 градусов. Анализ показал, что получена хорошая сходимость между замерами направлений простирания трещин по данным скважинного сканера и по выполненному азимутально-скоростному анализу (рис. 9). Необходимо отметить, что не только достигнута хорошая сходимость при сопоставлении простирания трещиноватости в интервале продуктивной части разреза венда, но и сделан предварительный вывод: по простиранию трещин, установленному скважинным сканером, можно судить о направлении простирания близкорасположенных к скважине крупных разломов (см. рис. 9). Цветокодированная карта-атрибут Рис. 9. Фрагмент карты вероятного распределения направления простирания трещин, построенной на основе азимутально-скоростного анализа данных Рис. 10. Трещины скалывания и отрыва, которые образуются при сжатии изотропной среды Основной результат установления факта сходимости скважинных и сейсмических данных заключается в том, что мы способны выявлять особенности развития полей трещиноватости в межскважинном пространстве. Выполнены анализ и сопоставление направлений простирания трещин в скважине и в межскважинном пространстве, что послужило основой для прогноза основных направлений главных напряжений. Главные напряжения имеют азимуты простирания 140-150 градусов (юго-восток) - 320-330 градусов (северо-запад), что позволяет планировать бурение горизонтальных или пологонаклонных скважин вкрест установленного простирания системы трещин, в данном случае направление составляет 240 град на юго-запад или 60 град на северо-восток. Трещины скалывания сопровождают трещины отрыва, которые возникают при сжатии в момент превышения предела прочности породы на сдвиг. Заключение Отметим, что в процессе выполнения сейсморазведочных работ на Чаядинском месторождении появилась возможность сделать очень важные выводы. По результатам обработки и комплексной интерпретации сейсморазведочных материалов работ МОГТ-3Д на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении получена важнейшая информация о геологическом строении отложений осадочного чехла и продуктивной части разреза, что позволило значительно уточнить представление о строении продуктивных горизонтов и геологическом развитии данной территории, более адекватно оценить пространственное распространение коллекторов и запасы с учетом вновь построенной структурно-тектонической модели. Получены кубы данных: псевдоакустических импедансов по полнократному кубу данных, псевдо-гамма-каротажа, упругих и сдвиговых импедансов, плотностей и Vp/Vs, по AVO-технологии (интерсепт, градиент, флюид-фактор, λρ, µρ, Zp, Zs, Rp, Rs). Отметим, что используемая широкоазимутальная система наблюдения позволит корректно выполнить анализ азимутальной анизотропии скоростных характеристик разреза. Таким образом: 1. Результаты обработки доказывают безусловную целесообразность применения методики в сложных сейсмогеологических условиях Восточной Сибири. Становится реальностью практика использования прогноза трещиноватости в практике нефтепоисковых работ. 2. Считаем важным продолжение работ по совершенствованию полевой методики, направленной на повышение геологической информативности сейсмических исследований 3D (в том числе отказ от группирования и т.д.). Данные работы ведутся в соответствии с программой опытно-методических полевых работ 2013 г., разработанной специалистами ООО «ИНГЕОСЕРВИС» и согласованной с ООО «Газпром геологоразведка».

Об авторах

Алексей Владимирович Давыдов

Автор, ответственный за переписку.
Email: office@ggr.gazprom.ru
625000, Россия, г. Тюмень, ул. Герцена, 70

генеральный директор

Александр Владимирович Погрецкий

Email: a.pogretskiy@ggr.gazprom.ru
625000, Россия, г. Тюмень, ул. Герцена, 70

начальник отдела по организации геофизических работ и исследований

Олег Аркадьевич Смирнов

Email: osmirnov@ingeos.info
652019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211

кандидат геолого-минералогических наук, главный геолог

Андрей Викторович Лукашов

Email: info@ingeos.info
652019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211

генеральный директор

Андрей Петрович Правдухин

Email: apravduh@ingeos.info
652019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211

начальник отдела обработки материалов сейсморазведки

Аркадий Романович Курчиков

Email: niigig_ku@sibtel.ru
625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 56

доктор геолого-минералогических наук, профессор, директор

Владимир Николаевич Бородкин

Email: info@ingeos.info
652019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211; 652019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211

доктор геолого-минералогических наук, главный специалист

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 320

PDF (Russian) - 144

PDF (English) - 53

Ссылки

• Ссылки не определены.