Tyumen 2011 - EAGE Workshop on Clinoform Oil and Gas bearing Complexes and up-to-date Seismic Exploration

Выделение сейсмофаций по форме сейсмического сигнала в изучаемом слое на основе автоматической классификации в настоящее время является стандартной операцией при интерпретации сейсмических данных. Очевидно, что идея сравнения формы и амплитуды сейсмического сигнала с целью выделения различных геологических образований (сейсмофаций) в различных частях сейсмического разреза появилась еще до появления компьютеров и одновременно с появлением сейсморазведки. Существующие коммерческие продукты на рынке программного обеспечения, предназначенные для выделения сейсмофаций на основе классификации сигналов по их форме или по набору атрибутов, представлены достаточно широко [1,2,3,4,5]. Существует очень большой набор алгоритмов для автоматической классификации, например нейронные сети, иерархическая классификация и много других аналогичных алгоритмов. Все известные технологии по выделению сейсмофаций используют в качестве объектов классификации одномерный сигнал вдоль одной трассы.

Рассматриваемая территория охватывает южную часть Обской губы и прибрежные участки суши. С 2001 «СЕВМОРГЕО» регулярно выполняет сейсмические работы на мелководье Обской губы по сети профилей, увязывающих региональные наземные профили полуостровов Ямал, Гыдан, Тазовский. В 2005 и 2008 годах большой объём сейсмических работ был выполнен на южном участке Обской губы. Район исследования расположен в северо-западной части эпигерцинской Западно- Сибирской плиты (или геосинеклизы), в пределах юго - западной части Надым – Тазовской синеклизы. В структуре осадочного чехла южного участка Обской губы выделяются две крупные структуры: Северо-Надымский выступ и Парусный мегапрогиб. В результате работ детально изучена структура осадочного чехла, выделены основные нефтегазоперспективные комплексы. Неокомский клиноформный комплекс имеет широкое распространение, установлены зоны выклинивания клиноформных поверхностей и связанных с ними распространение ачимовских толщ, перспективных на углеводороды.

Проблема освоения газа черносланцевых формаций появилась 3-4 года назад, а в последнее время активно обсуждается в геологической печати. Причем, многие видят решение этой проблемы, как условие легкого обеспечения человечества углеводородными газами на многие годы вперед. По оценке Международного энергетического агентства (World Energy Outlook 2009) мировые ресурсы сланцевого газа оцениваются в 456 трл. м3, что почти в 2,5 раза превышает запасы традиционных газовых месторождений, которые составляют 185 трл. м3.

Геологические задачи, стоящие перед сейсморазведкой, постоянно усложняются. В связи с уменьшением фонда крупных месторождений, требуется изучение малоразмерных как по латерали, так и по вертикали, геологических объектов. Ловушки углеводородов по современным представлениям, как правило, являются неструктурными со сложным распределением свойств в пространстве.

Эффект интерференции отраженных волн в слоистых средах не позволяет определить истинные амплитуды отраженной волны от конкретного пласта-резервуара и следовательно достоверно определить его упругие параметры. Выполнено моделирование и обработка сейсмограмм отраженных волн в тонкослоистых средах. Установлено, что временные разрезы градиента амплитуд, построенные через угловые зависимости амплитуд отраженных волн на сейсмограммах ОГТ, отражают принципиально новый тип интерференции сейсмических записей. В отличие от амплитуды сейсмограмм ОГТ, зависимой от временной мощности пласта, градиент амплитуды отображает упругие свойства пласта независимо от его мощности. На основе анализа кубов градиентов амплитуд 3D –сейсмических данных на месторождениях установлены их необычайно высокие (до 100%) корреляционные связи с фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) порово-трещинных коллекторов малой мощности.

В соответствии с доминирующей в настоящее время точкой зрения на модель осадконакопления волжско-неокомских отложений, они сформированы в условиях обширного некомпенсированного морского бассейна. Область основной аккумуляции осадков постепенно смещалась в западном направлении, по мере заполнения неокомского бассейна. При этом верхняя часть песчаников, отложившихся восточнее, оказывалась выше уровня компенсации и могла частично размываться. Размытый осадочный материал переносился дальше на запад, формируя аккумулятивные песчаные тела, постепенно смещающиеся друг относительно друга и погружающиеся в западном направлении.

Неокомская косослоистая толща является основным нефтегазоносным комплексом Западно-Тевлинской площади. По мнению большинства авторов, неокомские отложения образовались в фациальной обстановке подводной дельты крупной водной артерии с водообильностью и величиной твердого стока на уровне Оби или Енисея [1,3]. В результате комплексной интерпретации сейсмических материалов 3D (310 км2) данных разведочного (28 скв.) и эксплуатационного (783 скв.) бурения, ГИС, BCП, седиментологического анализа керна (14 скв.) была разработана принципиальная сиквенс-стратиграфическая модель неокомских отложений в пределах Западно-Тевлинской площади Тевлинско-Русскинского месторождения.

К настоящему времени практически в каждом сейсмическом отчете и в отчете по подсчету запасов представляются подсчетные планы с достаточно значительными объемами запасов. Но как показывает практика при попытках их разработки в большинстве случаев приходится списывать запасы. В пределах территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» достаточно хорошие результаты при разработке оказались только в пределах Равенского и западной части Повховского месторождений. Анализ показывает, что данные залежи нефти приурочены к достаточно пологим поверхностям пластов, индексируемого как Ач3 (ранее БС18) на Равенском месторождении и Ач2 на Повском. Данные поверхности на временных разрезах выглядят практически субгоризонтальными и с незначительными изменениями амплитуд (рис.1, 2). Резкие изменения амплитуд или других динамических атрибутов как правило связаны с наличием другой песчаной линзы, не имеющей гидродинамической связи с нефтенасыщенным ачимовским пластом. Причем не редко водонасыщенная линза оказывается гипсометрически выше, чем нефтенасыщенная.

Рассматриваются негативные эффекты, которые могут присутствовать на восстановленных при инверсионных преобразованиях кривых акустического импеданса, при несоответствии параметров импульса волновому полю в данной точке среды. Предлагается подход по построению куба переменных импульсов с привлечением скважинной информации в точках скважин и статистических и стратиграфических методов в межскважинном пространстве.