Прогнозирование нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы

Верхнечонское месторождение. Результаты модельных исследований, изложенные в предыдущей главе, убедительно доказывают необходимость выделения локальных аномалий для надежного прогнозирования продуктивности терригенных коллекторов.

Для практического использования модельно-ориентированного подхода к выделению сейсмических аномалий автором был проведен анализ амплитудных характеристик отражений вблизи всех непродуктивных скважин Верхнечонского месторождения. Результаты этого анализа представлены в виде эмпирических зависимостей (трендов) амплитудных характеристик от толщины терригенного комплекса осадочного чехла. Тренды для каждой амплитудной характеристики определены в виде детерминированной аналитически заданной по форме и параметрам функцией и представляют собой полиномы второй степени. Сопоставление модельных и эмпирических зависимостей показывает, что они практически одинаково отображают закономерное уменьшение значений амплитудных характеристик в зоне выклинивания терригенных пластов.

Результаты практической реализации рассмотренного метода выделения локальных сейсмических аномалий представлены на рис. 2 в виде карт восточной части Непского свода на территории общей площадью 9000 кв.км. Визуальный анализ этих карт показывает, что пространственное распределение локальных аномалий на территории исследований хорошо согласуется с данными глубокого бурения. В центральной части этих карт выделяется обширная высокоамплитудная аномалия, которая полностью закрывает всю территорию Верхнечонского месторождения.

Количественная оценка эффективности применения метода выделения перспективных аномалий выполнена на основе сопоставление карт наблюденных и локальных амплитудных аномалий с данными глубокого бурения.

Вероятностные оценки, сделанные на основе этих карт, разделены по градациям аномалий на основе общепринятого критерия трех стандартов и соответствуют шкалам их значений на картах (А_ф - фоновое значение, S = vD - стандартное отклонение от фонового значения амплитуд, где D - дисперсия амплитуд). Вероятность обнаружения продуктивного коллектора (Р) определяется как отношение количества продуктивных скважин к общему количеству скважин в пределах каждой градации. Анализ вероятностных оценок показывает, что по мере повышения граничного уровня аномалий прослеживается тенденция к увеличению вероятности обнаружения продуктивного коллектора. Однако вероятностные оценки для карт наблюденных и локальных аномалий существенно различаются.

Повышение граничного уровня аномалий от А_ф+S до А_ф+2S на карте наблюденных аномалий не приводит к существенному увеличению их вероятностной связи с нефтегазонасыщенным коллектором. На карте локальных аномалий, при переходе от градации А_ф+S к А_ф+2S, вероятность обнаружения продуктивного коллектора возрастает более чем в 1,5 раза. Высокоамплитудные локальные аномалии А>А_ф+2S имеют значительно более высокую вероятностную связь (0,95) с продуктивными коллекторами, чем наблюденные аномалии (0,75).

На основании сравнительного анализа вероятностных оценок наблюденных и локальных аномалий можно сделать вывод о том, что методика выделения локальных аномалий, основанная на учете региональных закономерных изменений в напластовании терригенных отложений, оказывается эффективным инструментом для прогноза продуктивности коллекторов не только на самом Верхнечонском месторождении, но и на сопредельных территориях.

Рис. 2. Локальные амплитудные аномалии Восточной части Непского свода

Ковыктинское месторождение. Анализ волновых полей на основе физико-геологических моделей показал, что амплитудные аномалии отраженных волн имеют достаточно надежную связь с газонасыщенностью парфеновского горизонта. Практическим результатом подтверждения этой связи является карта амплитудных аномалий парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении (рис. 3). Контур амплитудной аномалии по граничному значению A > 4000 ус.ед. «закрывает» примерно 90% площади месторождения. Объективное представление о перспективности выделенной амплитудной аномалии дают вероятностные оценки ее связи с продуктивностью парфеновского горизонта. Граничное значение «фона» (А_ф=3000ус.ед) определяет контуры перспективной площади, за пределами которой вероятность обнаружения продуктивного коллектора равна нулю. Повышение граничного аномального уровня до А_ф+S приводит к резкому увеличению вероятности до 0,8. При переходе к следующим градациям более высокого аномального уровня вероятность увеличивается и достигает практически предельного значения, близкого к 1,0. Здесь следует заметить, что в пределах Ковыктинской площади находится только 2 скважины в которых коллектор отсутствует. При расчете вероятностей автор относил к разряду непродуктивных все скважины, в которых эффективная толщина коллектора оказалась менее 5 м, а коэффициент пористости менее 10%.

Приведенные результаты вероятностного анализа на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях доказывают наличие достаточно надежной связи между сейсмическими аномалиями и продуктивностью нефтегазоносных горизонтов. Однако эта вероятностная связь не дает объяснения таким фактам, как попадание непродуктивных скважин в контур высокоамплитудных перспективных аномалий (ошибки первого рода) и наличие продуктивных высокодебитных скважин в области неперспективных аномалий (ошибки второго рода). Эти факты заставляют сдержанно отнестись к результатам вероятностного анализа и обратиться к исследованию физической природы сейсмических аномалий.

В научно-технической литературе и петрофизических справочниках приводятся данные о различных связях между величинами изменения физических параметров осадочных пород и их емкостными свойствами. В диссертации эти связи рассматриваются на уровне взаимодействия двух ее подсистем:

1. Подсистема физико-механических и упругих характеристик включает: плотность, скорость, импеданс, коэфф. отражения, коэфф. сжатия (Пуассона), поглощение.

2. Подсистема петрофизических характеристик включает: пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность, емкость.

Рис. 3. Аномалии амплитуд отражений парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении

Общеизвестные корреляционные связи этих подсистем, (скорость-пористость, плотность-пористость, скорость-нефтенасыщенность, скорость-плотность) широко используются в интерпретации аномалий сейсмических параметров волнового поля. При этом сам факт существования этих связей часто отождествляется с физическим обоснованием аномальных эффектов, возникающих на сейсмических волновых разрезах, а некоторые корреляционные зависимости используются с нарушением принципа иерархичности при построении емкостных моделей нефтегазовых залежей. Иерархическая организация всех выше рассмотренных физико-геологических моделей, предусматривает выделение в них трех уровней системных элементов:

Первый уровень - это однородные слои пород-коллекторов, толщина которых составляет 1-5 м. Для этих слоев на образцах керна определяются литологический состав пород, их общая и открытая пористость, абсолютная проницаемость, свойства насыщающих флюидов и связи между физическими характеристиками, измеряемыми геофизическими методами (интервальное время, скорость, плотность, электрическое сопротивление радиоактивность) и емкостными характеристиками пород. Характерной особенностью этих корреляционных зависимостей являются очень высокие коэффициенты корреляции (более 0,9).

Второй уровень - пласты пород-коллекторов, имеющие слоистую структуру, толщина которых составляет первые десятки (20-30) метров. В границах этих пластов устанавливаются более «грубые» связи между их осредненными (средневзвешенными) петрофизическими и емкостными характеристиками. Эмпирические зависимости средней скорости от пористости, нефтегазонасыщенности и емкости, установленные автором для пластов песчаников верхнечонского и парфеновского горизонтов, являются примером таких связей.

Третий уровень - нефтегазоносные горизонты (СВК), включающие в себя пласты различной литологии, и имеющие толщину более30 метров. Связь между их петрофизическими и емкостными характеристиками устанавливается на уровне интегральных параметров. В рассмотренных ФГМ к связям такого рода относятся зависимости средней скорости и отражательных свойств среды от емкости нефтегазоносных горизонтов на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях.

В высокоскоростном тонкослоистом разрезе осадочного чехла на юге Сибирской платформы геологические тела первого и второго уровня (слои и пласты) из-за ограниченной разрешающей способности сейсморазведки лишь в редких случаях могут выступать в качестве самостоятельных объектов исследований. Поэтому практическую значимость в решении обратной задачи сейсмики имеют связи, установленные для геологических тел третьего уровня. Наибольший интерес представляют связи аномалий сейсмических параметров с емкостными свойствами нефтегазоносных горизонтов. Такие связи установлены автором на исследуемых месторождениях.

Амплитуда локальных аномалий на Верхнечонском месторождении связана прямой корреляционной зависимостью с емкостью песчаников. Границы интервалов с доверительной вероятностью 90% и высокие коэффициенты взаимной корреляции (0,87 и 0,89) позволяют сделать вывод о тесной связи между сопоставляемыми параметрами. В комплексе с модельными и эмпирии-ческими зависимостями средней скорости от тех же емкостных свойств (Н_эф., К_пор., Емк) эти данные позволяют установить физическую природу интегрального эффекта повышения амплитуд отражений в виде логической последовательности причинно-следственных связей между петрофизическими, физико-механическими и сейсмическими характеристиками среды: эффект понижения скорости по мере увеличения емкостных характеристик (Н_эф., К_пор.) коллекторов, приводит к повышению контрастности их физических границ с покрывающими и подстилающими породами. Повышение контрастности физических границ означает повышение отражательной способности (коэфф. отражения, импеданс) и, следовательно, повышение амплитуд отражений на этих границах.

На Ковыктинском месторождении объяснение физической природы амплитудной аномалии дается с точки зрения ее соответствия общим геологическим закономерностям в распределении емкостных свойств парфеновского горизонта.

Автором проведен анализ распределения Н_эф. и К_пор. парфеновского горизонта в градациях амплитудных аномалий. Для градации (3000<A<4000) характерен очень широкий диапазон значений эффективной толщины (от 0,5 до 24 м) и коэффициента пористости (от 6 до 16%). В то же время, суммарная вероятность обнаружения коллектора с эффективной толщиной более 15 м здесь достаточно высока и составляет 0,8. В градациях высокоамплитудных аномалий (4000<A<5000, A>5000) диапазон изменения Н_эф. также очень широк, но при этом его нижняя граница не опускается ниже 7 метров. Коэффициенты пористости имеют высокие значения (10%) с вероятностью 1,0. Главной особенностью высокоамплитудных аномалий является то, что два главных параметра Н_эф. и К_пор., которые определяют емкость коллекторов, имеют устойчивые нижние пределы (Нэф. не менее 7 м и Кпор. не менее 10%) со значением вероятности более 0,9.

Несмотря на высокий уровень вероятностных оценок амплитудных аномалий, необходимо отметить следующее. Сопоставление диапазонов изменения коллекторских свойств парфеновского горизонта и амплитуд сейсмических аномалий показывает, что они существенно различаются. Эффективная толщина и емкость могут изменяться в десятки раз, в то время как относительные изменения амплитуд сейсмических аномалий не превышают 50% (от 4000 до 6000 усл. ед.). Именно поэтому на Ковыктинском месторождении не удается получить функциональную зависимость амплитуды от емкости.

Главный вывод, который следует из результатов вероятностного анализа и модельных исследований волновых полей на Ковыктинском месторождении заключается в том, что амплитудные аномалии парфеновского горизонта имеют надежную связь с его емкостными характеристиками. Физическая природа амплитудных аномалий связана с эффектом понижения скорости сейсмических волн в газонасыщенных пластах песчаников. Результаты исследований сейсмических аномалий на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях, дают основание для следующего вывода:

Моделирование волновых полей на основе физико-геологических моделей является базовым методом анализа внутренней структуры, основных свойств и связей различных характеристик нефтегазоносных объектов. Установленные модельные зависимости между емкостными, петрофизическими и сейсмическими характеристиками среды являются теоретическим обоснованием связи сейсмических аномалий с нефтегазовыми залежами. Метод выделения локальных аномалий, основанный на учете региональных закономерностей в напластовании терригенных отложений, существенно повышает эффективность прогноза емкостных свойств коллекторов.

5. Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных

В современной научной литературе объединение разнородных геолого-геофизических данных в единую целостную модель получило название «интегрированная интерпретация». Интегрированная интерпретация является процессом, а не технологией, потому что процесс - это совокупность последовательности действий для получения результатов, а не совокупность методов, осуществляемых в процессе производства, при котором эти результаты получают (Зайченко В.Ю., 1997).

Современные технологии обработки и интерпретации сейсмических данных позволяют создавать детальные параметрические модели пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и др. свойств коллекторов. Однако несмотря на многофакторную зависимость параметров волнового поля от многих геологических характеристик пород (гранулометрический состав, глинистость, засолоненность, пористость, проницаемость и др.) для построения моделей используются однофакторные корреляционные уравнения связи только с одним искомым параметром геологической среды. Таким образом, параметрические модели отдельных петрофизических свойств коллекторов, созданные на основе сейсмических данных и ГИС, чаще всего не содержат никакой информации об истории формирования и структурно-тектоническом строении нефтегазовых залежей и не могут считаться самодостаточными. Представляется очевидным, что успешное прогнозирование емкостных характеристик коллекторов возможно только на основе интегрированной интерпретации всех имеющихся геолого-геофизических данных о строении месторождения.

Главным положением интегрированной интерпретации является утверждение о том, что точность и надежность сейсмического прогноза обеспечивается созданием интегрированной многопараметровой физико-геологической модели, основанной на системном анализе многих природных факторов, влияющих на формирование нефтегазовых залежей. В интегрированной модели различные типы данных (структурно-тектонических, потенциальных физических полей, сейсмических, ГИС, петрофизических) рассматриваются как взаимосвязанные подсистемы. Все факторы в этих подсистемах равновероятны и равнозначны в своем влиянии на формирование сейсмических аномалий.

Интегрированная интерпретация сейсмических аномалий рассматривается на примере многопараметровой физико-геологической модели Верхнечонского месторождения. Многолетний опыт геолого-геофизических исследований на Верхнечонском месторождении свидетельствует о том, что нефтегазовые залежи характеризуются сложным строением резервуаров и невыдержанностью емкостных свойств коллекторов, как за счет изменения литологии пород, так и за счет засолонения их порового пространства. Причины и механизм возникновения этих природных явлений и сегодня остаются малоизученными, хотя именно они в конечном итоге определяют фильтрационно-емкостные свойства нефтегазоносных горизонтов.

Установлено, что главной и практически единственной причиной регионального засолонения коллекторов на Непском своде, является термобарический метаморфизм рассолов (снижение температур и давлений), который в значительной степени активизируется тепловым воздействием интрузивных магматических тел, внедрявшихся в осадочный чехол.

Интегрированная ФГМ представляет собой систему взаимосвязанных элементов (составляющих) геологической среды, которые включают явления и процессы различной физической природы, происходившие во время формирования нефтегазовых залежей.

Теплоэнергетическая составляющая ФГМ

Уникальное по своим размерам скопление УВ на Верхнечонском месторождении обусловлено действием двух теплоэнергетических факторов: первый фактор связан с глубинным диапиром пород основного-ультраосновного состава, второй - с зоной структурно-вещественного преобразования земной коры, производимого поднимающейся флюидно-магматической колонной. Глубинный диапир выделяется при пространственном совмещении положи-тельных магнитных (до 700 нТл ) и гравитационной (до 15 мгл ) аномалий, которые соответственно обусловлены высокой намагниченностью и плотностью основных и ультраосновных пород. Большой теплоэнергетический потенциал диапира определяется его объемом, превышающим 10 000 км³.

Зоны повышенной электропроводности, выделяемые по данным глубинных магнито-теллурических зондирований, рассматриваются как результат отмеченного выше структурно-вещественного преобразования земной коры. Верхнечонская проводящая геоэлектрическая неоднородность имеет глубину до верхней кромки - 10 км, мощность по вертикали-20 км, проводимость 50 000 См. Контур зоны повышенной электропроводности перекрывает 75% площади контура диапира.

Глубинные разломы и флюидно-магматическая колонна формируют зону повышенной проницаемости, по которой распространяется глубинный флюидный поток и тепловая энергии, которая может обеспечить высокую степень катагенетических преобразований органического вещества в отложениях венда-кембрия.

Структурно-тектоническая составляющая ФГМ

Структурно-тектоническая модель подсолевого комплекса осадочного чехла включает структурные поверхности опорных сейсмических горизонтов и разломы, разделяющие осадочный чехол на ряд структурно-тектонических блоков. Сопоставление структурных поверхностей подсолевого комплекса показывает, что все они обладают высокой степенью унаследованности не только в региональном плане, но и в отдельных локальных структурных элементах. Структурно-тектоническая модель с высокой степенью точности отображает положение поверхностей напластования, соответствующих стратиграфическим границам подсолевого и терригенного комплексов осадочного чехла. Блоковая конструкция этой модели, которая базируется на данных сейсморазведки и глубокого бурения, достаточно хорошо объясняет различные уровни газожидкостных контактов и различное насыщение продуктивных горизонтов, разделенных разломами с небольшими амплитудами смещения. В то же время структурно-тектоническая модель, ограниченная объемом подсолевого комплекса, не обеспечивает решения главной проблемы - предсказание участков засолонения коллекторов.

Термобарический метаморфизм, являющийся главной причиной засолонения коллекторов, тесно связан с тепловым воздействием интрузивных магматических тел. На территорию Верхнечонского месторождения составлена схема пространственного распределения зон субвертикальных трапповых тел, вулканических аппаратов и их сближенных групп. В физико-механическом отношении все они относятся к деструктивным элементам, нарушающим первоначальную целостность коллекторов и покрышек. Пространственное совмещение зон интенсивного внедрения субвертикальных трапповых тел с зонами засолонения показывает высокую степень их соответствия. Высокая вероятность отсутствия коллекторов в зонах деструкции и засолонения подтверждается также тем, что из 28 непродуктивных скважин месторождения 21 скважина находится в контурах этих зон.

Анализ геолого-геофизических данных показывает, что глубинные разломы, зоны деструкции, связанные с магматическими телами во многом определили пространственное распределение коллекторских свойств верхнечонского горизонта. Поэтому сейсмические аномалии следует рассматривать как следствие проявления структурно-тектонических факторов в волновом поле, и с этих позиций анализировать их связь с емкостными свойствами коллекторов.

Сейсмическая составляющая ФГМ

Сейсмическая составляющая многопараметровой модели определяет процесс изучения месторождения в современном состоянии, в котором запечатлены все конструктивные и деструктивные события в длительной истории его развития. Наибольший интерес в интегрированной многопараметровой модели представляют сейсмические аномалии и их причинно-следственные связи со структурно-тектоническими элементами и емкостными свойствами песчаников верхнечонского горизонта.

Схема интегрированной интерпретации сейсмических аномалий на рис. 4 представляет собой многослойное наложение графических текстур различных характеристик верхнечонского горизонта.

Крупная амплитудная сейсмическая аномалия, выделенная по результатам динамической обработки и интерпретации отраженных волн на границах нефтегазоносного верхнечонского горизонта, закрывает практически всю продуктивную площадь в лицензионном контуре месторождения. В региональном плане ее западная и юго-западная границы совпадают с зоной внедрения трапповых тел. Связь амплитудной аномалии с удельной емкостью верхнечонского горизонта представляется очевидной, т.к. ее контуры во многом совпадают с зонами высокоемких коллекторов, а непродуктивные (законтурные) скважины находятся в зонах засолонения за ее пределами.

Обобщая материалы по всем трем составляющим интегрированной ФГМ, можно сделать вывод о существовании причинно-следственных связей между различными геологическими факторами, которые оказали существенное влияние на формирование нефтегазовых залежей:

- Глубинные теплоэнергетические факторы (диапир, зона структурно-вещественного преобразования земной коры, глубинные разломы) сыграли важную роль в процессах образования крупных скоплений углеводородов в пределах Верхнечонского сводового поднятия.

Рис. 4. Схема интегрированной интерпретации амплитудных сейсмических аномалий

- Структурно-тектонические элементы (глубинные разломы, зоны интенсивного внедрения магматических тел и связанные с ними зоны засолонения коллекторов), возникшие во время активизации тектонических процессов в верхней части консолидированной земной коры, во многом определили пространственное распределение коллекторских свойств нефтегазоносных горизонтов в терригенном комплексе осадочного чехла.

- Сейсмические аномалии являются следствием проявления петрофизических свойств песчаных пластов (пористость, емкость) в волновом поле, которые, в свою очередь, пространственно связаны с структурно-тектоническими элементами (зоны деструкции и засолонения) интегрированной модели.

Целостность интегрированной ФГМ определяется развитием устойчивых внутренних связей между различными характеристиками ее элементов (подсистем). Пример таких системных связей приведен на рис. 5. Все характеристики песчаников верхнечонского горизонт оказываются взаимно связанными по меньшей мере с одной другой характеристикой, и нет таких, которые бы не находились в связи с другими. Прочность связей между ними подтверждается достаточно высокими значениями коэффициентов взаимной корреляции (R) от 0,70 до 0,79. Такой «узкий» диапазон изменения R свидетельствует о том, что все они являются примерно «равными» и одинаково важными в отображении коллекторских свойств верхнечонского горизонта.

Повышение детальности моделей нефтегазовых залежей тесно связано с развитием 3D сейсморазведки, которая на основе объемных изображений различных параметров среды позволяет существенно дополнить и уточнить геологическое строение среды в межскважинном пространстве. Сейсморазведка 3D позволяет с высокой степенью детальности исследовать различные неоднородности в коллекторах продуктивных горизонтов. На Верхнечонском месторождении результатам интерпретации 3Д сейсмических данных с использованием технологии PETREL (Schlumberger) выделено песчаное тело верхнечонского горизонта отображающее его продуктивность. Уменьшение толщины этого тела означает ухудшение коллекторских свойств песчаников за счет их глинизации в верхней (кровельной) части верхнечонского горизонта. Еще одним подтверждением эффективности 3D сейсмического прогноза являются результаты атрибутного анализа сейсмических волн, отраженных на кровле песчаников верхнечонского горизонта. По сейсмическим атрибутам выделяется линейная зона их низких значений, пространственно совпадающая с зонами уменьшения толщины песчаного тела. Расчеты показывают, что «прямые» парные корреляционные связи между сейсмическими атрибутами - пористостью и эффективной толщиной - слишком слабы (коэфф. взаимной корреляции не превышают 0,58) и не могут быть использованы для практического применения. Поэтому возможности атрибутного прогнозирования по данным наземной сейсморазведки 3D можно считать исчерпанными.

Наиболее перспективным направлением в исследовании емкостных свойств коллекторов сегодня является комплексный анализа различных компонент волнового поля, регистрируемых в методе МВСП (многоволновое вертикальное сейсмическое профилирование). Главным достижением МВСП является возможность определения упругих и сдвиговых импедансов во внутренних точках среды. Использование импедансов, а не непосредственно сейсмических амплитуд, позволяет достигнуть высокой разрешенности разрезов МВСП и провести более детальную и точную интерпретацию.

Обработка, интерпретация и амплитудная инверсия данных МВСП на одной из скважин Верхнечонского месторождения выполнена В.А. Редекопом и Г.А. Шехтманом в 2008 году. Прогнозные оценки пористости коллектора, полученные по данным МВСП (14,2%) практически совпали с пористостью, определенной по комплексу ГИС (14,7%). Полученные результаты МВСП показали, что комплексный анализ различных компонент волнового поля позволяет существенно повысить точность определения емкостных свойств верхнечонского горизонта по сравнению с наземной 3D сейсмикой на монотипных продольных волнах.

На Ковыктинском месторождении в сейсмическом кубе 3D зоны отсутствия коллектора на картах сейсмических атрибутов проявляются с большей детальностью, чем на карте амплитуд отражений парфеновского горизонта. Результаты динамического анализа 3D сейсмических данных позволяют в восточной части Ковыктинского месторождения детализировать зону отсутствия коллектора, которая сформировалась под влиянием разрывного нарушения.

Подводя итог геологической результативности сейсморазведки 3D, следует отметить, что на любом этапе геологоразведочных работ она играет роль детализационного метода, направленного на повышение достоверности и точности выявления нефтегазовых залежей в зонах сложного геологического строения, которые характеризуются развитием дизъюнктивной тектоники, выклиниванием и литологическим замещением коллекторов.

Рис. 5. Взаимосвязь геологических, петрофизических и промысловых характеристик верхнечонского горизонта

На стадии разработки месторождений проведение сейсмических работ 3D в комплексе с МВСП позволяет снизить риски попадания эксплуатационных скважин в зоны засолонения и глинизации коллекторов, а также проводить корректировку траекторий горизонтальных участков скважин без бурения пилотных стволов.

Рассмотренные результаты интегрированной интерпретации сейсмических данных показывают, что различная детальность разнородных геолого-геофизических данных не является препятствием для их объединения на основе физико-геологической модели, которая позволяет рассматривать процесс формирования и распространения сейсмических волн во взаимосвязи с геологическими процессами образования ловушек и залежей углеводородов. На основании результатов интерпретации геолого-геофизических данных формулируется следующее положение:

Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных осуществляется на основополагающих принципах причинности и системности путем формирования физико-геологической модели, объединяющей взаимосвязанные составляющие (теплоэнергетическую, структурно-тектоническую, сейсмическую) геологической среды, в которой материально запечатлены процессы различной физической природы, повлиявшие на формирование нефтегазовых залежей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основным результатом работы являются разработанные методы прогноза продуктивности терригенных коллекторов на юге Сибирской платформы, основанные на создании физико-геологических моделей нефтегазовых залежей.

На основе системного подхода к анализу геолого-геофизических данных автором сформированы обобщенные и частные физико-геологические модели для Верхнечонского и Ковыктинского месторождений. Физико-геологические модели рассматриваются как совокупность подсистем многих характеристик геологической среды, которые оказывают влияние на формирование аномалий волнового поля. Установленные связи между подсистемами геологических, петрофизических и сейсмических параметров являются физическим обоснованием для выделения перспективных сейсмических аномалий.

Для сейсмогеологических условий Верхнечонского месторождения разработан метод разделения сейсмических аномалий на региональную и локальную составляющие. Основу метода составляет математическое моделирование волнового эффекта слоистости на базе частных физико-геологических моделей.

Исследованы причинно-следственные связи между геологическими, петрофизическими и физико-механическими характеристиками коллекторов, на основе которых установлена физическая природа эффектов, связанных с их нефтегазонасыщенностью и проявляющихся в аномалиях волнового поля.

Доказана надежная вероятностная и корреляционная связь сейсмических амплитудных аномалий с емкостными свойствами терригенных коллекторов на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. Установленные модельные зависимости между емкостными, петрофизическими и сейсмическими характеристиками среды рассматриваются как теоретическое обоснование связи сейсмических аномалий с нефтегазовыми залежами.

Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных по нефтегазоносному объекту осуществляется на основополагающем принципе причинности, путем формирования физико-геологической модели, объединяющей взаимосвязанные составляющие геологической среды - теплоэнергетическую и структурно-тектоническую. В результате интегрированной интерпретации на основе многопараметровой физико-геологической модели Верхнечонского месторождения, выявлены многофакторные связи между геологическими процессами, влияющими на формирование коллекторов, их емкостными свойствами и аномалиями волнового поля.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Барышев Л.А. Подход к динамической интерпретации отраженных волн на основе физико-геологических моделей // Геофизика «Технологии сейсморазведки-I».-2002. -С.31-35.

2. Барышев Л.А. Прогноз продуктивности терригенных коллекторов по динамическим параметрам отраженных волн на Верхнечонской площади // Геофизика. - 2003. -2. - С.27-32.

3. Барышев Л.А. Физико-геологическая модель подсолевого комплекса осадочного чехла и прогноз продуктивности терригенных коллекторов на Ковыктинском месторождении // Геофизика «Технологии сейсморазведки - II».- 2003, С.38-43.

4. Барышев Л.А. Физическая природа сейсмических аномалий на Непском своде // Геофизика. - 2004. -5. - С.10-13.

5. Барышев Л.А. Методика прогноза емкостных свойств терригенных коллек-торов на Непском своде // Технологии сейсморазведки. -2004. -2. - С.109-112.

6. Барышев С.А., Барышев Л.А. Комплексная интерпретация волновых полей на Ковыктинском месторождении // Технологии сейсморазведки.-2005. - 2. -С.43-47.

7. Барышев Л.А. О физической обоснованности определения коллекторских свойств парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении // Технологии сейсморазведки. -2005. -3. - С.76-82.

8. Барышев Л.А. Физико-геологические модели в нефтегазовой сейсморазведке (Ковыктинское месторождение) // Отечественная геология. -2006. -2. - С.35-41.

9. Барышев Л.А., Хохлов Г.А. Комплексная интерпретация данных сейсморазведки и ГИС на основе физико-геологической модели // Технологии сейсморазведки. -2006. -3. - С.55-60.

10. Барышев Л.А., Приезжев И.И., Пузин А.В., Солоха Е.В. Преобразование сейсмических данных 2D-МОГТ в 3D-МОГТ и прогноз продуктивности коллекторов // Геоинформатика. -2007. -4. -С.49-53.

11. Барышев C.А., Барышев Л.А. Комплексная интерпретация и моделирование волновых полей на Ковыктинском месторождении // Геология нефти и газа. -2008. -2. - С.52-58.

12. Барышев Л.А., Барышев А.С. Многопараметровая физико-геологическая модель Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения // Геология нефти и газа. -2008. -4, - С.46-54.

13. Барышев Л.А., Барышев А.С. Методология прогноза нефтегазовых залежей на юге Сибирской платформы // Разведка и охрана недр. -2009. - 3. -С.3-9.

14. Барышев Л.А., Редекоп В.А., Шехтман Г.А. Возможности изучения терригенных коллекторов наземной и скважинной сейсморазведкой в Восточной Сибири // Технологии сейсморазведки. -2009. -2. -С.

15. Барышев Л.А. Методы прогноза продуктивности терригенных коллекторов на Верхнечонском месторождении: Дисс. к.г.-м.н. - Иркутск, 1993. - 100 с.

16. Барышев Л.А., Хохлов Г.А., Исаков М.М. Моделирование динамических параметров отраженных волн на примере Верхнечонского месторождения // Геофизические исследования Восточной Сибири на современном этапе -Иркутск: -1990. -С.19-29.

17. Бернштейн Г.Л., Иванов С.А., Барышев Л.А. Прогноз нефтегазоносности на Ярактинском месторождении // Прогноз зон нефтегазонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе - Л: ВНИГРИ, 1988. - С.162-172.

18. Мандельбаум М.М., Бернштейн Г.Л., Климентьев Б.Р., Барышев Л.А. Прогнозирование месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы с помощью геофизических методов // Обеспечение научно-технического прогресса при геофизических исследованиях в Восточной Сибири - Новосибирск, Иркутск. -1987. -С.66-73.

19. Барышев Л.А. Интерпретация данных сейсморазведки // Геофизика. - 1999 Спецвыпуск «Иркутскгеофизике 50 лет». - С.35-41.

20. Дударева О.В., Барышев Л.А. Геоинформационный анализ петрофизических свойств коллекторов на Чонской площади // Геофизика на пороге третьего тысячелетия. Тр. четвертой Байкальской школы-семинара 5-10 сентября 2002 г. - Иркутск, 2002. -С.89-94.

Размещено на Allbest.ru