Геолого-геофізична модель нафтогазових відкладів Північно-Західного шельфу Чорного моря (на прикладі площі Шмідта)

– І, ІІ Міжнародних науково-технічних конференціях молодих вчених “Актуальні проблеми розвитку нафтової галузі” (м. Пуща-Водиця, 2005; м. Гурзуф, 2007);

– VII Всеукраїнській науковій конференції “Моніторинг небезпечних геологічних процесів та екологічного стану середовища” (Київ, 2006);

У вступі обґрунтовується актуальність роботи, формулюються мета та основні завдання дослідження, вказується наукова новизна отриманих результатів, їх практична цінність та особистий внесок здобувача, наведені дані апробації дисертаційної роботи, подана її загальна структура та характеристика.

У першому розділі наведено огляд сучасних програмних засобів та обчислювальні технології моделювання, обробки та інтерпретації сейсмічної інформації. Розглянуто концепцію побудови просторової геолого-геофізичної моделі. Ставиться завдання оцінки ефективності математичних продуктів та розробка на їх основі обчислювальної технології побудови комплексних геолого-геофізичних моделей нафтогазових покладів, придатних для оперативного використання на всіх стадіях геологорозвідувальних робіт. Використаний підхід орієнтований на автоматизацію та об'єднання сучасного геотехнологічного процесу який починається із уведення первинних сейсмічних даних, їх інтерпретації та створенням моделі площі або родовища з урахуванням специфіки північно-західного шельфу Чорного моря.

Вивчалися програмні засоби інтегрованого аналізу даних сейсморозвідки, ГДС та інших методів при рішенні нафтогазових задач. Аналізу піддавалися програмні засоби, створені російськими і зарубіжними розробниками, визначалася ефективність застосування окремих програмних продуктів та технологій з метою оптимізації побудови тривимірної геолого-геологічної моделі нафтогазоносних об'єктів на прикладі північно-західного шельфу Чорного моря площі Шмідта.

Проведені дослідно-методичні роботи та тестування наступних спеціалізованих математичних систем: Tesseral, FOCUS, ProMAX, DVSeisGeo, Petrel. Вхідними даними служили дані високороздільної сейсморозвідки та дані геофізичних досліджень свердловин (ГДС).

Одним із сучасних пакетів сейсмічного моделювання, що здійснює пружне, акустичне і інші види моделювання, дозволяє моделювати процеси розповсюдження сейсмічних і акустичних хвиль у неоднорідних середовищах, ускладнених тектонічними порушеннями з різними кутами орієнтації є Tesseral. При розрахунках використовуються набори даних про фізичні властивості вміщуючих порід (швидкість, густина). Сейсмічне моделювання є важливою складовою при обробці, необхідною складовою частиною процесу інтерпретації та одним з найбільш потужних засобів достовірного вивчення властивостей геологічного розрізу.

На світовому ринку програмного забезпечення для сейсморозвідки існує значна кількість систем обробки сейсмічних даних. Найбільш потужними виробниками програмного забезпечення для сейсморозвідки є закордонні компанії: Halliburton (США) із системою ProMAX, Paradigm Geophysical Ltd із системою Focus; CGG (Франція) із системою Integral Plus, що включає спільну обробку даних сейсморозвідки й ГДС; Mercury International Technology (США) із системою XL, VERITAS із системою Hampson-Russel, що включає AVO та інверсію. В Україні безперечними лідерами є такі програмні продукти, спрямовані на обробку сейсмічних даних, як: Focus компанії Paradigm Geophysical та ProMAX компанії LandMark. Ці дві системи дають можливості вирішення завдань при 2D/3D обробці наземних та морських сейсмічних матеріалів.

Щодо систем інтерпретації сейсмічної інформації, як правило, вони реалізуються спільно з обробкою і інтерпретацією даних ГДС і по суті представляють достатньо складні геоінформаційні комплекси. Уперше розробка технології комплексної інтерпретації даних геофізичних досліджень свердловин із використанням методів математичної логіки була здійснена в СРСР ще у 1962 р. Ш.А.Губерманом на базі автоматизованої системи “Кора-3”. У наш час переважна більшість виробників програмного забезпечення для інтерпретації сейсморозвідки - це закордонні компанії: Landmark (США) із системою OpenWorks, Paradigm Geophysical Ltd із системою Scue; VERITAS із Hampson-Russel. Сучасні технології комплексної інтерпретації як сейсмічних даних, так і каротажу широко розповсюджуються фірмою Schlumberger. Прикладом є система Petrel.

В Україні лише нещодавно почали використовувати такі технології. Це свідчить про недостатній досвід використання сучасних технологій при побудові геолого-геофізичних моделей.

Другий розділ присвячений розробці технологій підвищення динаміки та роздільної здатності сейсмічних даних. Обґрунтовується доцільність використання синтетичних моделей у процесі оптимізації графу обробки. Наведені приклади моделювання сейсмічних хвильових полів на заданому геологічному розрізі, тобто вирішується пряма задача. Вперше на основі польових сейсмічних даних, отриманих на північно-західному шельфі Чорного моря, виконано моделювання хвильових полів. Результати моделювання надали можливість провести аналіз процесу формування поля відбитих хвиль, здійснити оцінку ролі багатократних відбиттів та визначити ефекти, які зумовлені змінами швидкісних характеристик середовища. Крім того, матеріали моделювання служать основою не тільки для перевірки виконаних побудов, але і для обґрунтування застосованого графу обробки та відповідно параметрів процедур, що входять до його складу. Це дозволило отримати важливі практичні висновки для обробки та інтерпретації, а саме: уточнення, на які особливості та прикмети треба звертати увагу на реальному записі при вивченні нафтогазового об'єкта та які прийоми обробки дають можливість ефективно наблизитись до розпізнавання реального відображення геологічного об'єкта в сейсмічному полі. Моделювання сейсмічних хвильових полів відбувалося шляхом простеження променів від джерела збудження, що дозволяє наблизитись до відтворення шляхів розповсюдження сейсмічних хвиль при проходженні границь напластувань, встановити зв'язок між часом та глибиною та зрозуміти причини певного відображення структурних форм на часовому розрізі. Оцінювався та враховувався вплив вище сформованих товщ на кінематику сейсмічних відбиттів. Такий аналіз був важливим чинником у процесі виконання досліджень, оскільки в дійсності сейсмічні записи фіксують інформацію не тільки про однократно відбиті хвилі, а також і про різноманітні завади, вплив яких на амплітуди та форму відбитих хвиль не просто враховувати у формальній логіці виконуваних розрахунків. А це, у свою чергу, призводить до виникнення додаткової невизначеності при осмисленні результатів, причому тим більшій, чим вища енергія завад по відношенню до енергії цільових відбиттів. Крім того, товщини геологічних пластів, в багатьох випадках є меншими за довжини сейсмічної хвилі. Тому сейсмічна траса являє собою не послідовність розділених в часі відбитих хвиль, а результат нагромадження таких хвиль одна на одну.

Дослідження були направлені на поглиблену розробку методичних прийомів, одержання інформативних результатів при геолого-геофізичних побудовах моделей нафтогазових покладів. Одним із найважливіших напрямків стала розробка графу обробки з метою комплексного використання різних за походженням наявних сейсмічних даних, з орієнтацією на їх подальшу взаємну ув`язку незалежно від змін сейсмогеологічних умов та систем спостережень. Оцінка якості та вивчення характерних властивостей сейсмічних даних дала можливість визначити присутність дифрагованих, ревербераційних та інших регулярних завад на первинних сейсмограмах. Також спостерігався значний фон кратних, частково-кратних та прямолінійних регулярних завад. Слід відзначити, що характер запису на сейсмограмах, отриманих на різних ділянках в межах одного профілю, суттєво змінюється.

Сейсмічний матеріал виявився досить складним з точки зору оптимізації параметрів обробки, оскільки важко узагальнювати параметри процедур або робити їх змінними вздовж профілю, враховуючи індивідуальні особливості конкретних сейсмічних записів. Вагомою характеристикою, що впливала на якість подальшої обробки сейсмічних даних та отримання кондиційних хвильових полів методом СГТ, є надзвичайно високий рівень апаратурних хвиль-завад на значній частині польових записів. Це технологічні шуми, які характеризуються аномально малими і високими значеннями амплітуд. При цьому характер таких завад не дозволяє надійно та оперативно, на програмному рівні, вирішити задачу їх ослаблення чи усунення у процесі обробки. Відповідно до зазначених особливостей сейсмічних даних розроблено узагальнений граф обробки, у процесі розробки якого значна увага приділялась:

– збереженню динамічних особливостей сейсмічних записів, вивченню частотного спектра вхідних сейсмограм та частотного діапазону корисних складових хвильового поля,

– послабленню нерегулярних та регулярних хвиль-завад, підвищенню роздільної здатності запису, уточненню швидкостей підсумовування по методу СГТ,

– зменшенню впливу низько-швидкісних хвиль-завад, підвищенню динамічної виразності корисних відбиттів,

– забезпеченню підвищеної детальності та достовірності побудов геологічної моделі середовища.

З цією метою сейсмічна інформація вводилась без автоматичного регулювання рівнів підсилення трас і частотної селекції. Для забезпечення високої якості розрізів, з точки зору селекції хвильового поля на корисну складову (однократні відбиття) та складову завад (кратні, частково-кратні та багато-кратні відбиття), особлива увага у процесі обробки приділялася уточненню швидкостей СГТ.

Розроблений граф обробки постійно адаптувався до досить різних за характером сейсмічних матеріалів (різні системи спостережень, спектральний склад, потужності джерел збудження, апаратурні рішення і т.і.), що неодноразово призводило до нових циклів переобробки, та поєднував у собі такі основні етапи:

1. Уведення польових сейсмограм.

2. Формування підбірки перших трас поточних сейсмограм для контролю якості роботи джерела збудження та попередня візуальна оцінка якості польових даних.

3. Уведення параметричної інформації.

4.Формування геометрії спостережень та контроль за наявністю помилок.

5. Запис у заголовки трас параметричної інформації.

6. Формування апріорного часового розрізу СГТ.

7. Редакція вхідних сейсмограм.

8. Уточнення параметрів процедури відновлення значень амплітуд.

9. Підбір та уточнення параметрів процедури деконволюції.

10. Уточнення параметрів фільтрації у FK-області.

11. Групування та підсумовування трас сейсмограм, відновлення значень амплітуд, деконволюція та фільтрація у FK-області.

12. Три цикли корекції швидкостей підсумовування по СГТ.

13. Послаблення кратних хвиль-завад.

14. Вибір параметрів верхнього та нижнього м'ютингу.

15. Формування часового розрізу СГТ.

16. ДМО-перетворення.

17. Деконволюція трас часового розрізу СГТ.

18. Когерентна фільтрація.

19. Змінна смугова фільтрація.

20. Вирівнювання амплітуд.

21. Отримання фінального часового розрізу СГТ.

22. Аналіз та підготовка швидкостей міграції.

23. Виконання міграційних перетворень по часовому розрізу СГТ.

24. Вибір параметрів візуалізації результатів обробки.

25. Підготовка даних до передачі в систему інтерпретації Petrel.

Автором запропоновано перелік процедур для обробки та інтерпретації геолого-геофізичних даних, який суттєво підвищує інформативність та достовірність при подальшій побудові нафтогазового об'єкту геолого-геофізичої моделі.

Побудова просторової геолого-геофізичної моделі передбачає отримання даних про швидкості розповсюдження пружних хвиль у середовищі. Оцінити тривимірну швидкісну модель видається можливим не завжди. На даний час переважну більшість площ в Україні відпрацьовано саме в профільному варіанті, і тому переваг використання 3D-спостережень автор був позбавлений. У процесі обробки даних 2D профільної зйомки було неможливо оцінити просторовий розподіл швидкостей. У процесі вирішення даної проблеми була розроблена програма побудови 3D швидкісних моделей за даними 2D профільної інформації. Продемонстровано результативність використання одержаного 3D розподілу швидкостей, за допомогою якого вдалося покращити результати обробки сейсмічних даних, зокрема глибинного міграційного перетворення. Треба відзначити, що при міграційному перетворенні 2D сейсмічних даних з отриманим тривимірним законом розподілу швидкостей, особливо в складних сейсмогеологічних умовах, не виникає розфазування та зміни динамічної виразності сейсмічного сигналу на перетинах профілів, як це може мати місце при використанні 2D швидкісних даних. Проблемою отримання 3D сейсмічних швидкостей займалися багато закордонних дослідників (Houck R.T., та ін.). Уперше автором побудована 3D швидкісна модель за 2D сейсмічними даними в акваторії північно-західного шельфу Чорного моря на площі Шмідта.

Технологічно процес отримання кінцевого результату - тривимірної моделі інтервальних швидкостей за даними 2D профільної зйомки має кілька етапів. Спочатку проводиться цикл детальної обробки сейсмічних даних:

– первинна обробка даних;

– ослаблення регулярних та нерегулярних хвиль-завад;

– розрахунок повного циклу статичних поправок (якщо роботи проводяться з наземними сейсмічними даними);

– отримання профільних розрізів інтервальних швидкостей шляхом перерахунку швидкостей СГТ за допомогою алгоритму згладжених градієнтів в інтервальні швидкості або СГТ швидкості;

– формування розрізів інтервальних швидкостей або СГТ швидкостей у вигляді файлів SGY-формату.

Обробка цих даних зводиться до наступної послідовності кроків:

– формування на базі двовимірних часових розрізів СГТ вертикальних трас значень швидкості, згладжених за часовою шкалою;

– розшарування відліків швидкості вертикальних трас на часові проміжки із заданим кроком;

– побудова за часовими проміжками числових моделей розподілу швидкостей;

– генерація із числових моделей 3D кубу швидкостей;

– формування 3D кубів даних довільної конфігурації або вилучення з кубу значень швидкостей по 2D профілях довільної конфігурації у форматі SGY.

Заключним кроком даного процесу є експорт нових значень швидкостей в базу даних програмного продукту, в якому виконується процедура 2D глибинної міграції.

Вихідними даними для розв'язання задачі є сукупність швидкісних розрізів у вигляді файлів SGY-формату.

Створений програмний комплекс дозволяє створювати куби швидкостей із заданим кроком по осям Х та У та кроком по часу, що відповідає первинній 2D інформації і надає можливість отримання з такого кубу швидкісних параметрів вздовж 2D лінії довільної конфігурації у вигляді файлу SGY-формату та почасових карт-зрізів розподілу швидкостей. Отримані дані можна використовувати на будь-якому етапі обробки та інтерпретації сейсмічних даних: візуалізації 3D швидкісної моделі, підсумовування за методом СГТ, міграції в часовій та глибинній області, довільних операцій зі швидкостями на етапі інверсії сейсмічних даних, AVO- аналізу.

Технологія побудови 3D швидкісної моделі за сейсмічними даними 2D реалізована у вигляді програмного комплексу Avenue. Для її апробації використовувалися різні ділянки робіт, як на суходолі, так і в морі.

Задача отримання тривимірної швидкісної моделі є складним і дискусійним питанням, і тому багато дослідників пропонують і впроваджують методи, які дають прийнятні результати, але з певними обмеженнями в точності просторового розподілу значень швидкостей. Будь-який метод псевдопобудов має чіткі обмеження, повноцінне вирішення яких не можливе із-за некоректності вирішення зворотної задачі. Максимально точне просторове уявлення про геологічне середовище може зменшити ризик непродуктивного буріння. Ризик також пов'язаний із не досить точною моделлю геологічного середовища, яка характеризує позиціювання сейсмічних зображень. Перспективи псевдо-3D міграціі зумовлені необхідністю наявності просторового розподілу значень інтервальних швидкостей. Таким чином, розвиток вищезазначеного методу автор пов'язує з розвитком і вдосконаленням розробленої методики отримання швидкісного розподілу.

Розроблена методика визначення колекторських властивостей покладів вуглеводнів за характеристиками хвильового поля сейсмічного розрізу. Досліджена неоднозначність виділення колекторів за амплітудними характеристиками хвильового поля. В умовах змодельованої ситуації розглянуто випадок низької роздільної здатності значень сейсмічної амплітуди хвильового поля в межах зони колектору та в області інтерференції. За допомогою сучасних cпеціалізованих програмних продуктів розроблено методологію комплексування додаткових амплітудних характеристик (сейсмічних атрибутів).

Емпіричним шляхом було встановлено, що на першому етапі виконується класифікація штучною нейронною мережею результатів крос-кореляційної залежності обраних сейсмічних атрибутів. Другий етап передбачає класифікацію нейронною мережею результатів аналізу залежностей методом головних компонент між сейсмічними атрибутами та результатом класифікації сейсмічного розрізу.

При комплексному атрибутному аналізі зазвичай проводять кроскореляційний (або методом головних компонент) аналіз між парами обраних у певний спосіб категорій динамічних сейсмічних параметрів. В основному комплексний аналіз проводять над “полем статичних” сейсмічних атрибутів, тобто значення яких залежать від виміряної величини в одній точці (дискреті). Зважаючи на те, що амплітуда відбиття - це не що інше як міра відносної зміни щільності та інтервальної швидкості в сусідніх пластах, було включено в комплекс сейсмічних параметрів амплітудні характеристики, які відносяться до “поля диференційних” атрибутів хвиль відбиття. Тобто, значення яких залежать від відносності виміряної величини між певною кількістю точок (дискретів сейсмічної траси). В якості “диференційних” амплітудних атрибутів були обрані наступні: миттєва амплітуда, яка сама по собі призводить до зниження роздільної спроможності аналізу. Тому використовувалась перша похідна по миттєвій амплітуді та відносний акустичний імпеданс, як міра відносності пари від'ємного та додатнього напівперіодів хвилі відбиття. Третім параметром обрано значення квадратурної амплітуди, тобто уявна частина аналітичного сигналу.

Відповідно до описаної вище методики отримано наступні результати:

– кожен з обраних сейсмічних амплітудних параметрів сам по собі не дає відповіді щодо розділення подібних амплітудних аномалій за ступенем корисності та інформативності;

– класифікація штучною нейтронною мережею окремо по крос-кореляційному аналізу та аналізу із застосуванням головних компонент також не надає однозначності в розподілі сейсмічного поля на класи, лише застосування комплексної класифікації призводить до отримання певного класу хвильового поля для всього сейсмічного розрізу в інтервалі часу, що відповідає положенню модельного колектора.

Успіх розробленої методики певним чином базувався на інтуїтивних, емпіричних уявленнях про природу сейсмічної амплітуди. Отримані результати свідчать, що розроблена методологія застосування сейсмічних амплітудних атрибутів усунула неоднозначність геолого-геофізичного моделювання при використанні основного параметра хвильового поля - амплітуди - для прогнозування наявності інтервалів із колекторськими властивостями. Результати класифікації необхідно калібрувати по відомим свердловинним даним (фізико-механічним, літологічним параметрам) виділених об'єктів.

Проведено тестування даної методики на реальних сейсмічних даних по площі Шмідта. Вибиралася продуктивна ділянка родовища (газ), яка обмежена цільовими горизонтами. Застосовуючи дану методику, отримані результати можна використовувати для покращення уявлення про об'єкт досліджень. Виділено окремий клас, який можна віднести до колектора. Методика може працювати без використання даних ГДС, що є актуальним, оскільки в глибоководній частині Чорного моря такі дані повністю відсутні.

У третьому розділі висвітлено основні аспекти методики отримання комплексної геолого-геофізичної моделі. Обґрунтовано доцільність використання таких моделей. Виділено основні етапи та визначено геофізичні дані, що використовуються для побудови такої моделі.

В наш час в багатьох випадках геологорозвідувальні роботи завершуються побудовою структурних карт продуктивних горизонтів на паперових носіях і після складання звіту зберігалися у бібліотечних архівах (багатооб'ємні приміщення). Ведення геологорозвідувальних етапів робіт у такий спосіб є нереальним, тому що внаслідок нагромадження великої кількості різного роду геологічної інформації в різних представленнях неможливо:

- зібрати всю інформацію із усіх архівних сховищ;

- систематизувати її (великий об'єм роздрукованої інформації);

- оперативно обробити (не цифрові дані);

- внести нові доповнення (відсутність первинних цифрових даних);

- зберегти (неефективне використання приміщень або їх відсутність).

Також існує велика ймовірність того, що паперові звіти можуть бути просто втрачені або пошкоджені.

Цифрові геолого-геофізичні моделі родовищ вводяться країнами з розвиненою нафтогазовою галуззю на рівні державних нормативних вимог, як обов'язковий елемент обґрунтування і бізнес-проектування освоєння ресурсів вуглеводневої сировини.

Геолого-геофізична модель складається з багатьох первинних та розрахованих складових елементів, що зберігаються у власній базі даних проекту і в будь-якій момент часу можуть бути вилучені або доповнені новою інформацією. Дана модель може постійно вдосконалюватись та уточнюватись при отриманні та введенні додаткової інформації. Заповнення бази даних - це постійний і поступовий процес, якій складається з декількох етапів, які починаються з початком досліджень об'єкта, а закінчуються після виведення нафтогазоносного об'єкта з експлуатації після його промислового виснаження. Формування бази даних починається з моменту створення проекту. Усі вхідні дані та результати інтерпретації класифікуються за видами геолого-геофізичної інформації (куби Cubes, гріди Grids, горизонти Horizons та інші) та зберігаються в базі даних.

Для завантаження в локальну базу даних проекту геолого-геофізичної моделі нафтогазоносного об'єкту цифрова первинна інформація повинна бути представлена у вигляді файлів, що мають відповідні формати (приналежність інформації до типу даних: сейсмічні дані - Seg-Y формат, дані ГДС - LAS-формат і т.д.), які підтримуються більшістю з програмних спеціалізованих інтерпретаційних пакетів.

У структурі даних проекту виділено наступні блоки даних:

1. Геоінформаційний блок (містить в собі інформацію про розташування та геометрію об'єктів);

2. Блок сейсмічних даних (включає динамічні часові та глибинні зображення, розподіли амплітуд сигналів, їх трансформації, формалізовані атрибути та ін.);

3. Структурний блок (вміщує результати сейсмічної інтерпретації та свердловинної кореляції, на основі яких описані поверхні геологічних границь або умовних горизонтів, локалізованих тіл, наприклад, сольових та розривних порушень). Для отримання несуперечливої геологічної моделі кореляція свердловинних і сейсмічних даних проводилась спільно ітеративним шляхом, методом послідовного узгодження всієї наявної інформації;

4. Блок свердловинної інформації (об'єднує дані геофізичних досліджень свердловин, промислових свердловинних вимірів та прогнозних характеристик).

Збір усієї геолого-геофізичної інформації, вивірення отриманих даних, коректування і оцінка їх достовірності є трудомісткою задачею початкового етапу процесу побудови ГГМ.

Методика побудови геолого-геофізичної моделі нафтогазових відкладів орієнтована на автоматизацію всього процесу перетворення інформації, що починається введенням первинних сейсмічних даних, їх інтерпретацією та створенням моделі площі або родовища.

У четвертому розділі автором була побудована геолого-геофізична модель площі Шмідта. Для її створення використовувались такі вхідні дані:

1. Результати дослідно-методичної обробки сейсморозвідувальних робіт на площі дослідження.

2. Дані ГДС у свердловинах площі досліджень.

3. Дані буріння та досліджень керну у свердловинах площі досліджень.

При створенні проекту по площі Шмідта, завантажувалася вся наявна на даний час інформація. Створювалася координатна географічна сітка, де розміщувалися всі сейсмічні профілі (рис. 1), а також тривимірний сейсмічний простір для перегляду сейсмічних профілів у кубі та для подальших побудов розрахункових даних. Вся наявна інформація за даними ГДС (каротажні криві, результати інтерпретації ГДС) завантажувалися у проект у вигляді LAS-файлів. Переглянути її можна окремо по кожній свердловині, у сукупності, винести на сейсмічне хвильове поле або в кубі.

Рис. 1. Сітка сейсмічних 2D профілів на площі Шмідта (Українська частина північно-західного шельфу Чорного моря)

На першому етапі побудови тривимірної геолого-геофізичної моделі геологічного об'єкту створювався просторовий геолого-геофізичний каркас за 2D сейсмічними даними.

Далі визначалися типи, алгоритми апроксимації, інтерполяції та екстраполяції тренду поверхонь (горизонтів), взаємної поведінки довільних поверхонь (горизонтів) у міжсвердловинному та міжпрофільному просторі.

Другим етапом створення тривимірної геолого-геофізичної моделі геологічного об'єкту є формування просторового гріду моделі середовища за профільними сейсмічними даними. Для створення просторового гріду за основу бралася створена тривимірна сейсмогеологічна модель площі досліджень; розмір одиничної комірки гріду визначалася експертною оцінкою. Просторовий грід створювався з урахуванням геометрії, тренду, взаємної поведінки поверхонь, маркерів тощо.

Наступний, третій етап - створення геокубів. Тут необхідні додаткові процедури, а саме:

– обробка даних ВСП;

– обробка результатів каротажу та АК;

– визначення статистичних і функціональних залежностей петрофізичних властивостей, ФЄВ і сформованих сейсмічних атрибутів та даних ГДС;

– обробка і використання даних лабораторних аналізів керну, даних буріння тощо.

На заключному етапі моделювання визначаються петрофізичні властивості порід за площею досліджень.

Алгоритм заповнення каркасу моделі петрофізичними даними був наступний:

1) За даними каротажу визначалися властивості розрізу для порід площі досліджень (у нашому випадку К_п^еф) (рис. 2).

Рис. 2. Тривимірне стохастичне моделювання розподілу К_п^еф по площі Шмідта

2) Всі визначені із свердловин властивості (К_п^еф) інтерполювалися та екстраполювалися в межах створеного тривимірного гріду об'єкта, моделювання з заповненням кожного осередку гріду своєю унікальною відповідною властивістю. Таким чином отриманий розподіл параметрів в об'ємі.

3) У міжсвердловинному просторі заповнення значеннями властивостей проводився або по лінійному, або по апріорі визначеному закону (функціоналу). Оскільки ми маємо дані по невеликій кількості свердловин, властивості порід розрізу біля свердловин екстраполювалися по всьому об'єкту моделювання з урахуванням:

– поведінки покрівлі та підошви об'єкту (тренду горизонтів IIа та IIb, IIIa та IIIm);

– розміру комірки тривимірного гріду;

– коливань товщин об'єкту моделювання;

– тренду сейсмічних даних (миттєві амплітуди).

Побудована геолого-геофізична модель площі Шмідта, являє собою інтегровану базу даних, що складається з багатьох первинних та розрахованих складових елементів, які в будь-якій момент часу можуть бути вилучені або доповнені новою інформацією. Дана модель може постійно вдосконалюватись та уточнюватись при отриманні та введенні додаткової геолого-геофізичної інформації. На основі розробленої моделі отримано просторове уявлення ключових елементів площі Шмідта. Побудовані стохастичні реалізації К_п^еф для оцінки ймовірності просторового розподілу продуктивних товщ.

ВИСНОВКИ

Найважливіші наукові та практичні результати дисертаційної роботи наступні:

1. Розроблена обчислювальна технологія побудови геолого-геофізичної моделі, проведені тестування програмно-комп'ютерних засобів побудови комплексних геолого-геофізичних моделей.

2. Вперше виконано моделювання сейсмічних хвильових полів на основі концептуальної моделі сейсмогеологічного розрізу на площі Шмідта (пряма задача). Обґрунтована доцільність використання синтетичних моделей у процесі оптимізації графу обробки. На основі реально отриманих польових даних виконано аналіз процесу формування поля відбитих хвиль при заданій конфігурації геометричної моделі; з урахуванням відпрацьованої методики проведення польових спостережень, виявлено та оцінено вплив багатократних відбиттів; визначено та обґрунтовано застосування конкретного графу та певних прийомів обробки, що, у свою чергу, дозволило надійніше проводити розпізнавання реальних відображень геологічних об'єктів в сейсмічному полі та мінімізувати кількість можливих похибок при обробці та структурних побудовах; акцентовано увагу на особливостях хвильового поля при обробці реальних сейсмічних записів.

3. Розроблена методика обробки сейсмічних матеріалів для різних систем спостережень в умовах північно-західної частини шельфу Чорного моря, площа Шмідта. Розроблено та застосовано граф обробки, який значною мірою дозволив враховувати особливості конкретних сейсмічних даних. При застосуванні графу обробки проінтерпретовані відбиття від горизонтів мезозою (майкопські відклади) з одночасним підвищенням роздільної здатності запису та відповідно подальшою деталізацією елементів хвильового поля.

4. Уперше побудована 3Д швидкісна модель в Азово-Чорноморському регіоні за даними 2Д профільної інформації. Це дозволило значною мірою покращені обробку сейсмічних даних, зокрема міграційних перетворень.

5. Розроблена оригінальна методика, яка дає змогу зменшити неоднозначність виділення колекторів за амплітудними характеристиками хвильового поля, а також вирішити задачу класифікації сейсмічного розрізу на складові елементи геолого-геофізичної моделі - “колектор - не колектор”.

6. Удосконалено технологію процесу стиковочних частин геотехнологічного процесу, за рахунок об'єднання сучасних геотехнологій обробки, інтерпретації та побудови геолого-геофізичноих моделей.

7. Вперше побудована геолого-геофізична модель площі Шмідта на основі сучасних інформаційних геотехнологій аналізу геолого-геофізичних даних. Продуктивні відклади являють собою асиметричну брахіантикліналь (амплітуда підняття 400 м). Продуктивна товща фіксується на глибині від 500 до 1500 м і проявляється у вигляді чотирьох цільових відбиваючих горизонтів, що відрізняються пониженими швидкісними характеристиками (від 2600 м/с до 2900 м/с) та підтверджується результатами випробувань. Стратиграфічно вони пов'язані з теригенними майкопськими відкладами (глини та алеврити). Розроблена модель може постійно вдосконалюватись та уточнюватись при отриманні та введенні додаткової інформації, зокрема сейсмічних матеріалів, даних ГДС та буріння.

СПИСОК ОПУБЛІКОВАНИХ ПРАЦЬ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ

Тищенко А. П. Геолого-геофізична модель нафтогазових відкладів північно-західного шельфу Чорного моря (на прикладі площі Шмідта). - Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук за спеціальністю 04.00.05 - геологічна інформатика. - Київський національний університет імені Тараса Шевченка, Київ, 2009.

Дисертація присвячена вирішенню актуальної проблеми - підвищення достовірності прогнозування нафтогазоносності геологічних утворень на основі комплексного аналізу даних сейсморозвідки та свердловинної геофізики.

Захищається цифрова 3D геолого-геофізичної модель на основі обробки та інтерпретації сейсмічних даних в умовах акваторії північно-західного шельфу Чорного моря із застосуванням новітніх технологій та власних розробок автора.

Вирішення задачі побудови геолого-геофізичної моделі для прогнозування нафтогазоносності надр має велике наукове, практичне та економічне значення не тільки для нафтогазової галузі, а й для України в цілому, оскільки є ключовою ланкою в оптимізації процесу освоєння стратегічно важливих для країни вуглеводневих ресурсів. Використання розробленої методики для побудови геолого-геофізичної моделі нафтогазових покладів значно збільшить ефективність досліджень при пошуках нафти та газу.

Апробацією методики на фактичних даних доведена готовність її до виробничого використання.

Ключові слова: сейсмічні дані, метод ОГТ, граф обробки, швидкісна модель, синтетичні сейсмограми, геолого-геофізична модель.

АННОТАЦИЯ

Тищенко А. П. Геолого-геофизическая модель нефтегазовых отложений северо-западного шельфа Черного моря (на примере площади Шмидта). - Рукопись.

Диссертация на соискание научной степени кандидата геологических наук по специальности 04.00.05 - геологическая информатика. - Киевский национальный университет имени Тараса Шевченко, Киев, 2009.

Диссертация посвящена решению актуальной проблемы - повышению достоверности прогнозирования нефтегазоносности геологических образований на основе комплексного анализа данных сейсморазведки и скважинной геофизики.

Сделан анализ современного состояния систем и технологий которые применяются при построении пространственных геолого-геофизических моделей. Рассматривается решение прямой задачи при моделировании разреза с помощью системы Tesseral, описаны возможности передовых систем обработки (FOCUS, ProMAX) и интерпретации (Petrel, DVSeisGeo) сейсмической информации и данных ГИС.

Разработана технология повышения динамики и разрешающей способности сейсмических материалов на основе построения 3D скоростной модели среды.. Обосновано использование результатов моделирования сейсмических волновых полей как одной из составляющих процесса оптимизации графа обработки. Приводятся результаты и особенности разработки графа обработки сейсмических материалов. Описана разработанная программа построения 3D скоростных моделей по данным 2D профильной информации. Приводятся результаты которые были получены при разработке методики с помощью которой возможно исследование неоднозначности выделения коллекторов по амплитудными характеристиками волнового поля. Приводятся практические результаты геолого-геофизического моделирования нефтегазового объекта по площади Шмидта северо-западного шельфа Черного моря. Отмечаются перспективы использования данной модели.

Защищается цифровая 3D геолого-геофизическая модель в условиях акватории северо-западного шельфа Черного моря с применением новейших технологий и собственных разработок автора; установление новых методологических подходов для анализа данных сейсморазведки методом ОСТ на основе современных математических и геоинформационных технологий.