ПЕРСПЕКТИВИ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ І ВИЗНАЧЕННЯ НАПРЯМКІВ ПОДАЛЬШОГО ОСВОЄННЯ РЕСУРСІВ ВУГЛЕВОДНІВ НА ОСНОВІ СУЧАСНИХ ТЕХНОЛОГІЙ ІНТЕРПРЕТАЦІЇ СЕЙСМІЧНИХ ДАНИХ

У статті висвітлено особливості інтерпретації сейсмічних даних, комплекс традиційних та сучасних методів, що застосовуються в нафтогазовій геології та промисловій геофізиці. Наведено стислу геолого-геофізичну характеристику отриманих структурних побудов. Представлена коротка інформація про методику проведення сейсмічних спостережень, методику обробки та інтерпретації даних ГДС, методики інтерпретації, методики параметричного аналізу, інверсійних перетворень.

На протязі останніх років, в Україні, намітилась негативна тенденція до зростання глибин залягання ( > 4-7 км) нафтогазових пасток на суходолі. Таким чином, більш економічно привабливими стають вуглеводневі родовища в акваторіях Чорного й Азовського морів. Найбільш перспективні регіональні структури пов’язані з шельфом і континентальним схилом Чорного моря. На даний час розвідувальні геолого-геофізичні роботи сконцентровані на північно-західному шельфі Чорного моря в територіальних водах України.

Важливе місце в плані результативності геолого-геофізичних досліджень займає процес обробки сейсмічних матеріалів минулих років. Для отримання максимально достовірних результативних даних проектувалися та були виконані дослідна, стандартна та детальна обробки сейсмічних матеріалів 2D спостережень.

Розробка прийомів, графу та безпосередньо сама обробка сейсмічних даних 2D МСГТ виконувались в системах “Focus”, “GeoDepth” (програмний продукт компанії „Paradigm Geophysical”) та ProMAX (програмний продукт компанії „Landmark”) на обчислювальному комплексі компанії „Sun Microsystems” (на серверах Sun Sunfire v880). В процесі виконання геологічних завдань виникає багато труднощів під час опрацювання та удосконалення графу обробки та оптимізації процесу інтерпретації. Для створення проекту обробки та внесення параметричної інформації в базу даних проекту обробки використовувалось математичне забезпечення, яке дозволило безпосередньо отримати частину параметричної інформації про систему спостережень з заголовків трас формату запису Seg-Y. Другу частину параметричної інформації було заведено в базу даних проекту обробки із окремо підготовлених файлів. Останнім кроком обробки була передача в базу даних проекту інтерпретаційної системи результуючих матеріалів згідно узгоджених форматів та відповідно доузгодженого переліку. Це часові розрізи до та після міграції, глибинні мігровані розрізи та швидкісні моделі в форматі (SEG-Y).

Функціональні можливості вищезазначених математичних продуктів дозволили провести повний цикл обробки сейсмічної інформації, починаючи від рівня препроцесінгу і закінчуючи детальною обробкою та виконанням міграційних перетворень. Особлива увага приділялась корекції за сферичне розходження фронту хвилі, корекції за непружне поглинання сейсмічної енергії та корекції за втрату високочастотної компоненти хвильового поля, тобто збереженню “істинних” значень амплітуд.

На рисунку 1 зображенно фрагмент сейсмічного розрізу після глибинної міграції з трансформацією в часову

Обробка та інтерпретація даних ГДС виконувалася в системі “Геопошук”.

Інтерпретація даних ГДС виконувалася в поточковому та попластовому режимах з метою одержання детальної геологічної і петрофізичної інформації для прогнозу продуктивних відкладів.

Спочатку виконувалося введення поправок в значення методів за вплив свердловинних і пластових умов (діаметр свердловини, глинисту кірку, мінералізацію промивної рідини, фон природного гама-випромінювання, пластовий флюїд та ін.). Коефіцієнт пористості для колекторів визначався за даними методів нейтронного гама-методу (НГК), гама-гама-щільнісного (ГГКщ) та акустичного каротажу (АК).

Для визначення літології використовувались дані АК, ГК, НГК. При розрахунках враховувались поправки за вплив на виміри діаметру свердловини, властивостей бурового розчину, характеру розподілу температури по гли бині, мінералізації пластових вод тощо. [3]

Інтерпретація наявних геолого-геофізичних матеріалів розпочалась із створення робочого інтерпретаційного проекту в інтегрованій інтерпретаційній системі GeoGraphix (Landmark). Після обробки профілів в системі Promax всі вони, були введені в інтерпретаційний пакет GeoGraphix. В форматі ASCIІ-файлів було сформовано і введено в робочий проект геолого-геофізичну базу даних по свердловинах, розташованих як безпосередньо на площах дослідження, так і на суміжних ділянках, а саме:

─ координати свердловин в умовній системі (координати площі досліджень);

─ стратиграфічні розбивки;

─ дані інклінометрії;

─ швидкісні характеристики по свердловинах, отримані з даних сейсмокаротажу у вигляді пар час-глибина.

Відбиття на сейсмічних розрізах ототожнювались з відповідними стратиграфічними рівнями за допомогою даних про глибини горизонтів та даних сейсмокаротажу свердловин. [4].

Кореляція горизонтів відбиття сейсмічних матеріалів виконувалась на основі сукупності ознак схожості, що виявляються на сусідніх сейсмічних трасах: повторюваності форми коливання, постійності або плавної зміни інтенсивності, закономірної поведінки відбиваючого горизонту по відношенню до сусідніх по глибині відбиттів [2].

На рисунку 2 зображено фрагмент часового розрізу

Структурні карти будувались в інтерпретаційному пакеті (Geographix). З проінтерпретованих горизонтів були отримані часові гріди, які перераховувались в глибинні з використанням осередненної швидкісної залежності .

Параметричний аналіз виконаний з метою оцінки ефективності інформаційної насиченості сейсмічних даних та спеціалізованої обробки у візуалізаційному режимі. Крім того, атрибутний аналіз забезпечує більш детальне вивчення комплексу динамічних характеристик сейсмічного запису сейсмогеологічного розрізу при пошуках газонасичених зон та ймовірних зон з аномально високими тисками.

Cейсмічна інверсія виконана на основі згорточної моделі геологічного середовища, та геостатистичних реалізацій петрофізичних параметрів за наявними сейсмічними та свердловинними даними, включаючи дані ГДС по свердловинах. В результаті виконання інверсійних перетворень по даному сейсмічному профілю отриманий розріз акустичних імпедансів.

В результаті виконання робіт отримані профілі акустичного імпедансу та об’ємний розподіл коефіцієнтів пористості. На рисунку 3 чітко видно аномальну зону покращених колекторських властивостей, які відкалібровані до продуктивної свердловини у вигляді понижених значень акустичного імпедансу.[1].

Таким чином, на даному етапі робіт створені передумови для якісного прогнозу зон з покращеними колекторськими властивостями за розрізами акустичних імпедансів. Отримані дані будуть використані як трендові залежності для інвертування коефіцієнтів пористості, значення яких отримані за даними ГДС.

Висновок: В результаті виконання робіт побудована комплексна геолого-геофізична модель геологічної будови майкопських відкладів території досліджень та параметрична модель розподілу коефіцієнтів пористості.

З метою підготовки основи для прогнозування колекторів було проведено прогноз розповсюдження коефіцієнтів відкритої пористості по виділеним структурам. Побудовані карти розподілу коефіцієнтів пористості по всім виділеним об’єктам та розрізи по відповідним профілям на перспективних структурах. На рисунку зображена 3D модель розподілу коефіцієнтів пористості в товщі майкопських та палеоценових відкладів.

Для більш точної характеризації ділянки досліджень потрібно провести 3D сейсмічну зйомку та виконати просторовий розподіл колекторів на основі інверсійних перетворень та AVO-аналізу.

Література:

1. Кляжников Д.В. «Моделирование упругих свойств как инструмент прогноза коллекторских свойств горных пород по сейсмическим данным»

2. Нежданов А.А. «Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных»

3. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах // Москва, «Недра», 1985г.

4. GeoGraphix University. «An Introduction to the Prizm Log Interpretation System»