Geomodel 2013 - 15th EAGE science and applied research conference on oil and gas geological exploration and development

В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы на общей площади 90 000 км² проведен сбор, анализ и переинтерпретация архивных материалов электроразведочных работ ЗС, МТЗ и МТТ, гравимагнитных данных , включая данные аэрогравимагнитной и спектрометрической съемок масштаба 1:50000, и также обобщению результатов сейсморазведке МОГТ. Выполнена также обработка первичных данных каротажа БК, АК и ГК, (113 скв), стратиграфическа разбивка и привязка сейсмических границ, построение разрезов скважин по профилям, анализ и обработка результатов испытаний с получением интегральных нефтегазовых параметров по двум группам продуктивных горизонтов Б и В (313 скв). В результате переинтерпретации полученных данных построены сводные карты геофизических параметров: глубин кровли терригенного венда (КВ), подошвы венда – кровли складчатого основания(Ф), кровли высокоомного основания (Фкр), карты мощности терригенного венда и проводимости проводящих отложений рифея, проводимости и сопротивления отдельных горизонтов, карты аномалий и их производных поля силы тяжести и магнитного поля, карты разломов различного типа.Выполнена комплексная интерпретация всех полученных данных с целью прогноза нефтегазоносности территории исследований. При решении данной задачи были использованы как традиционный многофакторный структурно-фациальный подход, так и формализованные оценки по 50 различным параметрам с обучением на различных эталонах (группах месторождений)

В докладе рассматривается комплексная интерпретация сейсморазведочного куба 3Д, отработанного в пределах Керченско-Таманского шельфа Чёрного моря. На основе региональных закономерностей выделяются наиболее перспективные стратиграфические уровни, выполняется структурная интерпретация в условиях сложной взбросонадвиговой тектоники. Проводится классификация сейсмических данных с целью прогноза коллекторов. Выбираются ключевые объекты поиска УВ

Установлен южный рубеж с широтной полосой перспективных и бесперспективных земель в средней части кряжа Карпинского по палеозойским и мезозойским отложениям, что позволяет предупредить значительный финансовый ущерб недропользователей от бурения в их пределах непродуктивных скважин, уйти от потери времени на их бурение в сложных горно-геологических условиях и сосредоточить свои усилия на реально перспективных на нефть и газ территориях

Доклад посвящен изучению шельфа Арктических морей, что является одной из наиболее интересных задач современной морской геологии. Исследования были проведены с учетом новейших сейсмических материалов арктической экспедиции 2012 года. В ходе работы рассмотрены вопросы возраста, тектонической природы и геодинамического развития прогибов Жохова, Северо-Чукотского и Вилькицкого. Впервые было установлено, что прогиб Вилькицкого представляет собой мегаструктуру состоящую из двух прогибов разделенных поднятием. Для южного прогиба было предложено новое название – Северо-Чукотский, а для северного сохранено название прогиба Вилькицкого

Выделение зон нефтегазонакопления и крупных ловушек углеводородов слабоизученных территорий центральных районов Сибирской платформы на основе построенных региональных нефтегазогеологических моделей основных продуктивных горизонтов вендских и нижнекембрийских отложений

Рассмотрены результаты интерпретации участка, находящегося в пределах восточной части Гыданской и Усть-Енисейской нефтегазоносных областей. Предыдущими исследованиями на данной территории большая часть ресурсов была выявлена и подготовлена в структурных ловушках по традиционной технологии. Небольшие и неструктурные объекты оставались без должного внимания. Целью данной работы является обоснование возможности выделения и поиска сложнопостроенных ловушек, которые также могут быть перспективны для прироста ресурсной базы. Современные методы сейсмогеологической интерпретации, наряду с существенным уточнением структурного плана, позволяют картировать сложные структурно-литологические, стратиграфические и тектонически экранированные объекты. Многообразие и масштабность выделенных объектов, содержащих литологические резервуары, позволяют рассчитывать на воспроизводство запасов углеводородов в крупных масштабах. Таким образом, территория исследования имеет высокий нефтегазовый потенциал и почти вся относится к перспективным землям

Работа посвящена проблематике поиска зон открытой трещиноватости рифейских отложений на Куюмбинском месторождении. Изучение керна скважин показало несколько этапов образования трещин, часть из которых минерализована, а часть открыта и является объектом для исследования. Известно, что процессы нефтегазообразования препятствуют процессам минералообразования. Исходя из предполагаемых условий вступления нефтематеринских отложений (предположительно ирэмэкэнской толщи) в главную зону нефтегазообразования, время формирование залежей в пределах Байкитской антеклизы Восточной Сибири можно оценивать в целом как рубеж палеозоя и мезозоя. В соответствии с этим постпалеозойский этап должен характеризоваться минимальным залечиванием трещин в продуктивных пластах рифея, образуя каналы фильтрации. Таким этапом в истории геологического развития был пермо-триасовый магматизм, проявление которого не могло не сопровождаться интенсивными разрывными дислокациями как вследствие прорыва интрузиями осадочного чехла, так и вследствие его последующего проседания. Проведены параллели между каверно-трещинным резервуаром месторождения и распределением интрузий траппов в осадочном чехле. Установлены переходы в залегании пластовых трапповых тел (силлов) с одного стратиграфического уровня на другой. Считается, что зоны перехода являются ослабленными зонами, протягивающиеся вглубь осадочного чехла и, таким образом, оказывают непосредственное влияние на трещиноватость продуктивных отложений рифея. Картирование таких зон является важнейшей задачей для оценки нефтегазоносности прилегающих территорий и заложения поисково-оценочных и разведочных скважин в пределах месторождения

Предлагается новый подход к получению сейсмических изображений геологической среды, который отличается от стандартной технологии получения изображений в МОГТ. В основе этой технологии лежит дифракционный взгляд на регистрируемое волновое поле. Это позволяет в каждом расчетном бине накапливать большое число сейсмических трасс. Даются элементы теории такого преобразования. Приводятся результаты численного моделирования как на теоретических моделях сейсмических волновых полей, так и на экспериментальных данных. Обсуждаются перспективы и возможности предложенного способа

Рассматриваются особенности текущей обработки данных сейсморазведки при полевых работах в сложнейших сеймогеологических и поверхностных условиях северо-западной части Тунгусской синеклизы. Верхняя часть разреза представлена эффузивными и пирокластическими породами основного состава. Присутствуют многочисленные интрузии долеритов, приуроченные к зонам глубинных разломов. Помехи от треска льда на горных реках очень сложно подавить на этапе обработки из-за перекрытия помехи и сигнала по частотам и кажущимся скоростям. Небходимо регистрировать одиночные возбуждения на каждом ПВ и затем накапливать записи программно по алгоритму медианной редакции. После вычитания шума тракторов и миграции по исходным сейсмограммам временные разрезы принимают вполне кондиционный вид. Из многочисленного набора миграций до суммирования наилучший результат в условиях плато Путорана дает конечно-разностная 45-градусная миграция разрезов равных удалений. Но конечно-разностная миграция требует регулярного шага ПВ. Предлагается алгоритм «залечивания» больших пропусков и интерполяции трасс с меньшим равномерным шагом путем построения пространственного фильтра предсказания в FX области. Отличие метода от известных алгоритмов FX-деконволюции состоит в значительных размерах окна расчета и окна оператора предсказания

Тщательным образом подходить к выбору параметров обработки процедур и проверять их результативность для каждой отдельной съёмки, входящей в единый куб. Выполнить согласование по временам, расчёт статических поправок и скоростной анализ. Провести согласование сейсмических данных по уровню амплитуд, если необходимо ввести корректирующие постоянные амплитудные коэффициенты, в случае регистрации сейсмических данных разными типами сейсмостанций согласовать сейсмические данные по переходным характеристикам приёмного тракта сейсмостанции. Выполнить гармонизацию удалений внутри бина и регуляризацию с целью перехода на единый бин, равномерное распределение удалений в бине и выравнивание кратности.