Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Применение компьютерных технологий при изучении геологического строения недр, поисках и разведке месторождений полезных ископаемых 8
Глава 2. Особенности геологического строения и нефтегазоносности изученных объектов 21
Глава 3. Технология прогноза и изучения сложно построенньгх терригенных коллекторов на основе многопараметровой интерпретационной обработки атрибутов волнового сейсмического поля и данных ГИС 58
Глава 4 Распределения пластов-коллекторов в терригенных отложениях нижней части ачимовской свиты Восточно-Уренгойского месторождения и ниж него олигоцена разведочной площади Чэ-Тинь76
Заключение 144
Библиографический список использованной литературы
- Применение компьютерных технологий при изучении геологического строения недр, поисках и разведке месторождений полезных ископаемых
- Особенности геологического строения и нефтегазоносности изученных объектов
- Технология прогноза и изучения сложно построенньгх терригенных коллекторов на основе многопараметровой интерпретационной обработки атрибутов волнового сейсмического поля и данных ГИС
- Распределения пластов-коллекторов в терригенных отложениях нижней части ачимовской свиты Восточно-Уренгойского месторождения и ниж него олигоцена разведочной площади Чэ-Тинь76
Введение к работе
Повышение успешности поисков полезных ископаемых, в том числе залежей нефти и газа, эффективности их разведки и доразведки в регионах с высокой степенью освоенности ресурсов и на малоизученных территориях и акваториях является одной из важнейших проблем при геологических исследованиях недр. Она приобретает особую актуальность на современном этапе, когда изучение перспективных тектонических структур и литолого-стратиграфических комплексов, оценка их нефтегазового потенциала происходят при постоянном усложнении условий поисков и разведки, повышении глубинности исследований, часто при ограниченных финансовых возможностях. Работы проводятся, как правило, на объектах со сложными сейсмогеологическими условиями, которые отличаются контрастной латеральной и вертикальной литологической изменчивостью, связанной с проявлениями активной разломно-блоковой тектоники, некомпенсированного прогибания и пр.
Результатом этого является непрерывно увеличивающийся объем геолого-геофизической информации, традиционные технологии комплексной обработки которого, качественной и количественной геологической интерпретации полученных данных, не всегда характеризуются достаточной надежностью прогнозных рекомендаций и определения мест заложения скважин. Это требует совершенствования методологии изучения и ранжирования по степени нефтегазоносности перспективных объектов путем внедрения в практику геологоразведочных работ на нефть и газ передовых аппаратурыо-методических средств и технологий, пакетов интерпретационных программ, отличающихся высокой геологической результативностью и экономической рентабельностью. Именно такие исследования, направленные на развитие геофизической науки и ее техническое перевооружение, в конечном счете приводят к разработке новых прогрессив-ньгх методов и способов изучения нефтегазоносньгх регионов и созданию качественно новой базы их аппаратурного обеспечения, которые затем прочно входят в практику геологоразведочных работ.
Одно из направлений решения проблемы повышения достоверности прогноза нефтегазоносности связано с применением на разных этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ современных научно обоснованных систем компьютерных технологий многофакторной комплексной интегрированной интерпретации данных геофизики и бурения, технико-методические возможности которых позволяют компенсировать
ограничения на разрешающую способность сейсморазведки, что обеспечивает всестороннее изучение продуктивных, а также потенциально продуктивных структур и пластов и предоставляет принципиально новую информацию о строении и условиях нефтегазоносное объектов поисков и разведки. Особое значение при этом приобретает возможность создания прогнозных моделей, адекватных этим объектам, которые позволяют более реально оценивать их перспективы, а также способствуют повышению достоверности геологического прогноза для околоскважинных и межскважинных пространств и площадей с низкой изученностью.
Решаемая в диссертации проблема одинаково актуальна для территорий, нефтега-зоносность которых связана и с карбонатными, и с терригенными коллекторами. Для прогностической компьютерной оценки и адаптации многофакторной технологии к конкретным геологическим условиям выбраны последние.
Объектами исследований являлись сложно построенные и литологически изменчивые терригенные коллектора в отложениях ачимовской свиты Западно-Сибирского (Россия) и олигоцена Хуабей-Бохайваньского (Китай) нефтегазоносных регионов, в которых с ними связаны залежи газа, конденсата и нефти.
Предмет- исследований: зоны развития коллекторов в клиноформенных пластах (клиноформы Ачб и Ач5 в нижней части ачимовской свиты на Восточно-Уренгойском месторождении) и интенсивно нарушенных тектонических блоках (толща ЕЗЗ в нижней части олигоцена на разведочной площади Чэ-Тинь), принципы их выделения, особенности распространения и строения.
Потенциальные ресурсы углеводородного сырья Западной Сибири свидетельствуют, что и в перспективе она сохранит позиции основного нефте- и газодобывающего центра России. Однако фонд объектов относительно простого строения (в первую очередь, крупных антиклинальных ловушек) в отложениях мела и юры, залегающих на сравнительно небольших глубинах, практически исчерпан. Решение проблемы связано с разработкой новых направлений поисков и разведки. В связи с этим в геологоразведочный процесс вовлекаются глубокозалегающие объекты сложного строения (неантиклинальные ловушки). В качестве наиболее перспективных рассматриваются образования ачимовской свиты. Среди промышленно продуктивных отложений они уникальны и по вещественному составу, и по строению, и по распределению коллекторов, и по характеру газоносности. Залежи характеризуются наличием коллекторов с крайне низкой проницаемостью, аномально высокими пластовыми давлениями и темпе-
ратурами. Потенциальные ресурсы этого низкопроницаемого комплекса пород, рассматриваемого в качестве одного из нетрадиционных источников углеводородного сырья, оцениваются в 5 млрд т нефти, 4,8 трлн м3 газа и 1 млрд т конденсата [7].
Особый интерес с позиций нефтегазоносности вызывают регионы, связанные с бассейнами рифтового типа. В первую очередь тем, что они характеризуются высокой удельной плотностью запасов углеводородов, в ряде случаев превышающей 10 млрд т/км3 [46]. Среди них следует отметить континентальные рифтовые системы кайнозойского возраста на территории Восточного Китая, залежи нефти в которых сконцентрированы в интервале глубин 1-3 км, технически легко доступном для промышленного освоения. Составляющие их грабены выполнены грубообломочными красноцветными толщами значительной мощности, отличающимися чрезвычайно высокими (лавинными) скоростями седиментации, связанными с быстрым опусканием по разломам. Их изучение может способствовать оценке нефтегазового потенциала межгорных впадин (Амуро-Зейско-Буреинских) российской части Дальнего Востока, также имеющих риф-товую природу и входящих в состав Восточно-Азиатского грабенового пояса [2].
Цель исследований заключалась в повышении эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ путем совершенствования способов прогноза сложно построенных, литологически неоднородных и непротяженных терригенных коллекторов разной геологической природы и формирования на основе технологии многопараметровой интерпретационной обработки данных сейсморазведки и ГИС, базирующейся на методиках классификации и распознавания образов.
Достижение поставленной цели осуществлялось решением следующих задач:
создание базы исходных геолого-геофизических данных наземньіх и скважинных систем наблюдений, оценка ее прогнозных возможностей для изучения коллекторов;
анализ атрибутов волновых полей и отображения их составляющих на эталонных участках разреза на основе увязки материалов МОГТ и ГИС;
улучшение отношения сигнал/помеха и расширение исходного признакового пространства процедурами трансформаций сейсмической записи;
Применение компьютерных технологий при изучении геологического строения недр, поисках и разведке месторождений полезных ископаемых
Конечным результатом прогнозно-поисковых исследований является ранжирование геологических обьеісгов по их перспективности с целью прогноза и выявления месторождений полезных ископаемых. Однако при решении таких задач традиционные способы качественной и количественной интерпретации, осуществляемые по каждому из методов геологического и геофизического изучения недр раздельно, все чаще характеризуются невысокой достоверностью рекомендаций.Один из подходов, способствующий повышению их геолого-экономической эффективности, связан с применением новых высокоэффективных технико-методических средств и приемов наблюдения в наземных и скважииных геофизических методах исследований, новых методических принципов и способов анализа и комплексной интерпретации полученной многофакторной информации, реализуемых с помощью современных интерактивных технологий.
Поэтому в последние десятилетия быстрыми темпами развиваются и реализуются различные компьютерные средства и системы накопления, обработки и анализа геолого-геофизических данных. Их назначение состоит в обеспечении сбора и хранения много-параметровой информации с целью ее последующей обработки и анализа, позволяющего успешно решать задачи разных стадий геологоразведочного процесса, направленного на открытие месторождений полезных ископаемых. Основные трудности заключаются в увязке данных при комплексном количественном анализе всей совокупности геолого-геофизических материалов. Поэтому при внедрении в практику геолого-прогнозных исследований современных методов трудно рассчитывать на существенный положительный результат без использования новых информационных технологий и совершенствования всей цепочки обработки информации для выработки прогнозного решения.
В методическом отношении эффективность этих технологий определяется цепочкой модель-алгоритм-программа, использующей достижения теоретического и эмпирического познания в сочетании с компьютерной переработкой информации. Вычислительный эксперимент на ЭВМ с моделями обьеісгов различной геологической природы становится универсальным подходом, который позволяет осуществлять анализ объекта исследования. В связи с этим, кардинальное решение проблемы геологического прогнозирования, обеспечивающее повышение эффективности геологоразведочных работ, связано с созданием иерархической автоматизированной системы управления, базирующейся на многофакторной комплексной интегрированной интерпретации. В последние десятилетия разработаны и внедрены в производство различные автоматизированные системы хранения, обработки и интерпретации геолого-геофизической информации, применение которых позволило значительно расширить возможности содержательного количественного анализа исходных материалов при решении поисковых и разведочных задач и многоцелевого использования данных с одновременным получением количественных оценок прогностического значения отдельных параметров и их совокупностей, а также увеличить полноту извлечения информации и снизить влияние субъективных оценок. Появилась возможность более оперативного анализа результатов прогноза при изменении (и пополнении) исходной информационной базы или вариантов физико-геологических моделей (ФГМ) изучаемых объектов.
Привлечение при конструировании автоматизированных систем теоретических разработок методов прогнозирования моделей, процессов и отдельных параметров, реализуемых с помощью современных математических методов и ЭВМ, позволяет получать достоверные результаты на основе анализа большого количества параметров, описывающих системы и модели, а также уточнять их в процессе изменения исходной информации. При этом решение задач количественного анализа с использованием методик классификации и распознавания образов для прогноза геологических параметров требует применения широкого спектра математических средств: теории вероятности и случайных функций, статистического, корреляционного, кластерного, факторного и регрессионного анализов. Выбор математической конструкции в качестве прообраза будущей модели прогноза и вид математических моделей определяется прогнозно-геологическими задачами и формальными соображениями математического удобства. Наилучшие результаты получаются при совместном использовании аналитических и вероятностных элементов в рамках одной синтетической модели. Такие модели способны характеризовать явление с качественной стороны даже при недостаточно точных в количественном отношении параметрах. Лучшими разрешающими возможностями обладают многомерные модели, так как они более соответствуют характеру сложных взаимосвязей между элементами геологических систем.
Применение ЭВМ, позволяющих с высокой скоростью выполнять логические и математические операции над большим числом параметров, обеспечивает в автоматизированных системах возможность широкого экспериментирования за поведением ФГМ для выявления всех вариантов прогноза с одновременной оценкой их вероятностных характеристик. На завершающей стадии прогноза математическая модель должна быть адекватна моделируемой геологической системе, т.е. достоверно отражать качественные и количественные свойства исследуемого объекта, что достигается за счет массового характера расчетов при значительных вариациях признакового пространства.
К настоящему времени разработано большое количество различных компьютерных систем (пакетов-программ) накопления, хранения и статистической обработки многофакторной геолого-геофизической информации, создание и развитие которых проходило в несколько этапов [1,9,11,12,19]. Их внедрение в практику геологоразведочных работ началось во второй половине XX века. В 60-х годах основное внимание уделялось разработке отдельных алгоритмов и оценке статистических закономерностей. В 70-х годах разрабатываются основные принципы формирования картографических баз данных и создаются системы обработки и интерпретации геологических, геофизических, аэрокосмических и геохимических материалов для решения прогнозных задач. В 80-х годах процесс построения автоматизированных систем, интегрирующих развитое программно-математическое обеспечение с базами данных, переходит от теоретических разработок к созданию человеко-машинных систем комплексной интерпретации картографической и цифровой информации. В 90-х годах при поисках и разведке месторождений полезных ископаемых начинают использоваться интерактивные системы многомерной интерпретации геолого-геофизических данных.
Особенности геологического строения и нефтегазоносности изученных объектов
Восточно-Уренгойское месторождение и разведочная площадь Чэ-Тинь находятся в азиатской части евразийского континента. Ниже приводится краткое описание геологического строения и нефтегазоносности этих структур.
Восточно-Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-западе азиатской части России, в 50 км к северо-западу от г. Уренгой. Эта территория занимает южную часть Тазовского полуострова, которая географически отвечает северным районам Западно-Сибирской низменности и находится за Северным полярным кругом. В административном отношении она относится к южной части Ямало-Ненецкого автономного округа, входящего в состав Тюменской области.
В геологическом отношении рассматриваемый район принадлежит молодой Западно-Сибирской плите (рис.3), наложенной на северный (Урало-Сибирский) сегмент Урало-Охотского складчатого пояса, который разделяет древние Восточно-Европейскую, Сибирскую и Китайско-Корейскую платформы. Плита характеризуется мозаично построенным гетерогенным фундаментом, состоящим из разновозрастных блоков, разделенных глубинными разломами [14,43]. Его поверхность отличается интенсивной тектонической расчлененностью и значительным перепадом глубин.
Формирование осадочного чехла началось в догорское (палеозойско-триасовое) время, когда на ее территории заложились и развивались палеорифтовые структуры, выполненные осадочно-вулканогенными толщами [35,43]. Крупнейшая из них - Урен-гойско-Колтогорский рифт (рис.4), в зоне которого расположено Восточно-Уренгойское месторождение, протягивается от берегов Карского моря в субмеридиональном направлении к югу почти на 1,8 тыс. км. Наибольшая его ширина (80 км) отмечена в районе г. Уренгой. В юрских и меловых отложениях плита вырисовывается в виде крупной депрессионной области, которую составляют несколько региональных структурно-тектонических зон [22,35]: Внешний тектонический пояс, Южная тектоническая область (или Обская региональная терраса), Северная тектоническая область (или Ямало-Тазовская мегасинеклиза). Изучаемый район приурочен к Ямало-Тазовской мегасинек-лизе.Он занимает ее южную ванну - Надым-Тазовскую синеклизу (см.рис.4). В северовосточной части синеклизы сейсморазведочными работами МОВ в 1964-67 г.г.был выявлен Уренгойский (Нижнепурский) мегавал (по отложениям верхней юры, баженов-екая свита, размеры 180x25 км, амплитуда 400 м), имеющий субмеридиональное простирание. К восточному крылу мегавала приурочено Восточно-Уренгойское куполовидное поднятие, с которым связано одноименное месторождение.
Согласно принятого нефтегазогеологического районирования [35] рассматриваемая территория относится к Надым-Пурской нефтегазоносной области, входящей в состав Западно-Сибирской провинции. Она состоит из 5 нефтегазоносных районов [24], в пределах которых выявлены Медвежье, Уренгойское, Губкинское, Вынгапурское, Му-равленковское, Ямбургское и другие месторождения нефти и газа, относящиеся к гигантским и крупным по запасам углеводородного сырья. Восточно-Уренгойское нефте-газоконденсатное месторождение,открытое в 1978 г., расположено в Уренгойском (см.рис.4). Здесь, помимо него, выявлены следующие месторождения: нефтегазовые -Находкинское и Южно-Пырейное, газоконденсатные - Юрхаровское, Ево-Яхинское, Пырейное и Ново-Уренгойское, нефтегазоконденсатные - Уренгойское, Северо-Урен-гойское, Песцовое, Самбургское, Южно-Самбургское. Месторождения, как правило, многопластовые, залежи приурочены к отложениям юры (тюменская и васюганская свиты) и мела (иеоком и апт-сеноман).
Планомерное изучение Восточно-Уренгойского месторождения началось в 1958-60 г.г аэрогеологической и геологической съемками. К настоящему времени здесь сейсмическими партиями АО «Ямалгеофизика» и Полярной геофизической экспедиции проведена сейсморазведка МОП по сети площадных профилей 2D с кратностью наблюдений 24-48 [62-64]. Плотность сети профилей составляет не менее 0,5-0,7 км/км2. Схема их расположения приведена на рис.5. На локальном участке в западной части месторождения проведена сейсморазведка 3D. На месторождении пробурено более 20 разведочных скважин (см.рис.5). Ни одна из них не достигла пород фундамента, которые по материалам сейсморазведки предполагаются на глубинах 5-6,5 км. Одна скважина (336) вскрыла отложения нижней юры, остальные - остановлены в отложениях средней-верхней горы, или неокома. По всем скважинам вьшолнены исследования по изучению разреза и его промысловой характеристике.
Для изучения и детализации внутреннего строения ачимовской толщи Восточно-Уренгойского месторождения многие годы использовался стандартный набор материалов - данные сейсморазведки, бурения, ГИС и испытания скважин. Обработка сейсмических материалов МОП выполнялась АО «Ямалгеофизика», в основном, по стан дартному графу,без широкого исполвзования специальных приемов обработки и интерпретации, направленных на изучение сложнопостроенных интервалов геологического разреза [62]. По-видимому, поэтому до настоящего времени практически не получено объективных резулвтатов и несмотря на то, что территория месторождения хорошо изучена бурением и сейсморазведкой, ачимовский комплекс остается малоизученным. Отсутствуют четкие критерии структурного анализа, не намечена литологическая зональность, не известны основные закономерности размещения потенциально продуктивных пластов.
По данным геофизики Восточно-Уренгойское поднятие находится в области активной разломкой тектоники. Оно характеризуется блоковым строением доюрского основания и часть разломов проникает в осадочный чехол [21], разрез которого, как и на большей части Западно-Сибирской плиты начинается юрскими отложениями. Он сложен морскими и континентальными преимущественно сероцветными терригенными толщами, которые образуют последовательный ряд серий и свит, отличных по генезису и условиям накопления. Цитологическое описание пород и стратиграфическая последовательность их залегания (табл.І), геолого-промысловая характеристика разреза и неф-тегазоносность отдельных его интервалов, особенности тектонического строения нижней части неокома, стратиграфическая приуроченность сейсмических отражающих горизонтов, приведенные ниже, основаны на исследованиях О.И.Герасимова, Г.Н.Гого-ненкова, А.Н.Золотова, А.Э.Коиторовича, Н.Я.Кунина, О.М.Мкртчяна, А.А.Нежданова, И.И. Нестерова, В.Ю.Панасенко, М.Я.Рудкевича, Ф.К.Салманова, В.С.Соседкова, В.С.Суркова, В.Л.Трушковой, К.А.Шпильмана и многих других.
Сейсмические профили МОГТ пересекают месторождение в разных направлениях. На временных разрезах в интервале времен 2300-2600 мс прослеживается несколько сейсмических отражающих границ. Две из них, Б и В4, фиксируют подошву и кровлю ачимовской свиты (рис.6). Они регистрируются на значительной части Западно-Сибирской плиты, т.е.имеют региональное распространение.
Технология прогноза и изучения сложно построенньгх терригенных коллекторов на основе многопараметровой интерпретационной обработки атрибутов волнового сейсмического поля и данных ГИС
Ачимовская и эоцен-олигоценовая терригенные толщи Восточно-Уренгойского месторождения и разведочной площади Чэ-Тинь, как показано выше, занимают разное структурное положение и принципиально различаются между собой по особенностям вещественного состава, тектонического строения и геологического формирования. Как следствие этого - они отличаются и по условиям нефтегазоносности. Несмотря на доказанную промышленную продуктивность этих отложений, сложность их строения не всегда позволяет предложить научно обоснованную методику поисков и разведки залежей нефти и газа и эффективные направления геологоразведочных работ. Пробуренные скважины часто фиксируют резкие изменения литологии и мощностей коллекторов, их фильтрационных и емкостных свойств, нефте- и газопродуктивности. Подобное связано с тем, что коллектора представлены, как правило, непротяженными и относительно однородными пластами. Чаще они выделяются в виде отдельных изолированных пропла-стков, которые отличаются латеральной литологической неоднородностью, наличием многочисленных зон выклинивания, замещения и глинизации. Определяющее влияние на их размещение в ачимовской толще оказывает ее клиноформенное строение, в олиго-ценовой - разломиая тектоника. Эти неоднородности разреза отображаются наличием в нем зон (интервалов) с резко отличными или аномальными физико-геологическими свойствами, эффект которых обусловлен изменениями геологических (и в их числе кол-лекторских) свойств пород. Такие интервалы существенно влияют на волновое поле, в первую очередь, на распределение в нем сейсмических динамических параметров.
Проведенные на Восточно-Уренгойском месторождении геолого-геофизические работы показывают, что ачимовская свита состоит из серии клиноформ, сложенных монотонным тонким чередованием глин и аргиллитов. В них присутствуют косослоистые незакономерно и хаотично расположенные линзовидные маломощные прослои песчаников и алевролитов, совокупность которых образует достаточно протяженные пласты. Исходя из этого, приоритетной задачей при доразведке месторождения является картирование клиноформ и локализованных в них песчано-алевролитовых линзовидных тел. При этом необходимо учитывать, что часть из них сложена уплотненными разностями, которые с позиций возможности обнаружения в них залежей углеводородов, не представляют поискового интереса. Поэтому особую важность приобретает выявление особенностей в распределении в этих линзовидных телах коллекторов, изменений их границ, геометрии и гипсометрии.
По мнению многих исследователей [7,8,59,62,66], до сих пор не существует научно обоснованной методики поиска залежей в ачимовской свите Уренгойского нефтегазоносного района. Результаты сейсмостратиграфических исследований, подтвержденные данными бурения скважин, свидетельствуют о том, что на смену горизонтально-слоистой модели неокомского интервала разреза, на основании которой в 60 - 70-е годы прошлого столетия в нем были открыты многочисленные залежи нефти и газа, приходит новая, клиноформенная регионально-косослоистая модель, типичная для осадконакоп-ления в условиях некомпенсированного прогибания дна бассейна [7,8,15,21,23, 38]. На основании этой модели в отложениях ачимовской свиты в последние десятилетия уже открыты залежи промышленного значения.
Достаточно наглядно это может быть проиллюстрировано на примере Восточно-Уренгойского месторождения. На поисковом этапе песчано-алевролитовые пласты в ачимовских клиноформах рассматривались как покровные достаточно однородные тела, осложненные зонами глинизации и уплотнения коллекторов, которые последовательно и нацело выклиниваются в западном направлении. При изучении перспективных объектов исходили из представлений о совпадении структурных планов юрских и неокомских отложений, а их несовпадения (и довольно частые) объяснялись влиянием дизъюнктивно-тектонических факторов [62]. Однако в процессе работ все в большем количестве появлялись скважины с «незакономерными», не укладывающимися в горизонтально-слоистую модель особенностями распределения газонасыщенных пластов. И это массовое явление уже нельзя было объяснять только техническими причинами - отдельными некачественными испытаниями скважин.
Эта проблема приобретает все большую актуальность, т.к. стандартные методики сейсмических наблюдений и обработки полученных материалов не являются эффективными. Проградационная система напластований характеризуется изменением наклона и невыдержанностью, весьма сложными сопряжениями и переходами по вертикали и ла-терали. Скважины дают детальное представление о литологических особенностях разреза и позволяют надежно выделять в нем вещественно однородные пласты, т.е. разделять его по материалам ГИС на «коллектор» и «не коллектор». Однако их трассирование по площади и оконтуривание по данным бурения затруднено и имеет невысокую степень надежности. Их уверенная корреляция в околоскважинном и межскважинном пространствах невозможна без дополнительной информации, в качестве которой служат данные сейсморазведки. Этому может способствовать выделение и прослеживание на временных разрезах отражающих горизонтов, их тщательная стратиграфическая и литологиче-ская привязка по кинематическим и динамическим параметрам и выявление возможной связи характерных особенностей волновых полей с литологическими различиями разреза. Но и по данным сейсморазведки объективно оценить геологическую ситуацию поисковых объектов не всегда возможно, так как волновая картина, представленная параллельно-слоистым рисунком сейсмической записи, дает лишь общее представление о клиноформенных и линзовидньгх элементах разреза.
Только интеграция сейсмической и буровой информации позволяет отдельные элементы разреза, выделенные и изученные на локальном участке (в пределах ствола скважины) и сопоставленные здесь с элементами волнового поля, объединить в однотипные зоны и распространять их затем на околоскважинное и межскважинное пространства (в пределах всего сейсмического профиля). Лишь в этом случае межскважинная корреляция пластов разного литологического состава полностью и надежно обосновывается фактическими данными (волновой картиной), полученными по линии сейсмических наблюдений. Таїсим образом, для выделения коллекторов в ачимовской толще требуется более детальное ее изучение, а также переинтерпретация имеющихся геолого-геофизических материалов с использованием более совершенных способов и технологий, программно-методические средства которых позволяют создать корректные геолого-геофизические модели потенциально перспективных интервалов разреза. Это тем более важно, т.к. выявленные и прогнозируемые здесь ловушки относятся к неантиклинальному типу, трудно картируемому сейсморазведкой.
Распределения пластов-коллекторов в терригенных отложениях нижней части ачимовской свиты Восточно-Уренгойского месторождения и ниж него олигоцена разведочной площади Чэ-Тинь76
Проведенные исследования показали, что результаты многопараметровой интерпретационной обработки данных сейсморазведки и ГИС подтвердили клиноформенное строение ачимовской толщи и разломно-блоковое - эоцен-олигоценовой, и позволили внести существенные дополнения и коррективы в представления о структурных и лито-логических особенностях клиноформ Ачб и Ач5 на Восточно-Уренгойском месторождении и толщи ЕЗЗ на разведочной площади Чэ-Тинь, детализировать их внутренне строение и выделить в разрезе серию песчаио-алевролитовьгх и песчаных пластов, рассматриваемых в качестве коллекторов.
Изучение ачимовской толщи Восточно-Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения проведено по сейсмическому профилю МОГТ 33-67/96 (в дальнейшем изложении - профиль 33), отработанному АО «Ямалгеофизика» (см.рис.6, 7 и 8) [62-64]. Он протягивается с северо-востока на юго-запад, пересекая по диагонали всю территорию месторождения (см.рис.9,10) и является связующим в системе отработанных здесь сейсмических площадных профилей субширотного и субмеридионального направлений (см.рис.5).
Прежде чем приступить к технологическому процессу обработки материалов по профилю 33, необходимо было осуществить увязку данных сейсморазведки и ГИС. Для этого выполнена процедура конвертации скважин с последующей их привязкой к профилю. При ее проведении материалы сейсморазведки были дополнены данными ГИС по скважинам 712, 336,733,181 (находятся на линии профиля) и 603,302,180 (расположены на расстоянии до 1 км от профиля): кривыми стандартного, акустического и плотност-ного каротажа, а также графиками пластовых и средних скоростей.
Для увеличения отношения сигнал/помеха и расширения исходного пространства признаков были проведены процедуры вычисления различных видов трансформант и дополнительных параметров физических полей: исключения линейного тренда амплитуд (рис.19), преобразований Гильберта (разрезы мгновенных амплитуд, мгновенных фаз и мгновенных частот, рис.20, 21,22). На основании моделей скважин построены разрезы псевдоакустического каротажа (рис.23). Обработка сейсмической записи по зволила улучшить отношение сигнал-помеха, необходимое для получения разреза с разрешающей способностью, достаточной для опознания и уверенного прослеживания отражающих горизонтов, фиксирующих подошвы и поверхности клиноформенных структур.
Специфика строения ачимовской толщи Восточно-Уренгойского месторождения и выявленные особенности распределения в его пределах залежей газа и конденсата позволяют для прогноза коллекторов использовать не весь технологический цикл, а провести лишь наиболее рациональный и достаточный для него комплекс - качественное и полуколичественное разбиение разреза. Это связано с тем, что на месторождении в верхней части ачимовской свиты залежь не контролируется структурным планом кли-нофрм АчЗ и Ач4 (ее размеры определяют только литологические неоднородности пес-чано-алевролитовых пластов) и не имеет подошвенных вод. Поэтому каждый из линзо-видных песчано-алевролитовьтх пропластков, сложенный проницаемыми разностями, содержит залежь, а пропластки, сложенные непроницаемыми разностями, играют роль флюидоупоров. Опыт проведения геологоразведочных работ в Уренгойском районе подтверждает именно эту закономерность. Немаловажным является и то, что ачимов-ская свита подстилается высокобитуминозной баженовской толщей. Налегающие на нее клиноформы являются первыми ловушками, которые могут улавливать углеводородные флюиды, мигрирующие из этих пород.
Для получения детального представления о геометрии и гипсометрии клиноформ в ачимовских отложениях и изменениях в их пределах мощностей пород, а также предварительных представлений о литологии была применена безэталонная таксономическая классификация толщи, позволившая дифференцировать разрез на однородные по физико-геологическим свойствам участки - таксоны. В качестве входных данных использовались трансформанты различных геофизических параметров (разрезы мгновенных амплитуд, мгновенньгх частот, мгновенньгх фаз, псевдоакустического каротажа), а таюке результаты полосовой фильтрации с частотами 3-13-39-80 Гц, нуль-фазовой деконволю-ции и когерентной суммы. Выходным данным является качественное данное, характеризующее расположение таксонов на профиле 33. Количество таксономических типов -10: на разрезе (рис.24) показаны интервалы, вероятнее всего отождествляемые: с пластами-коллекторами (песчаники и алевролиты) - таксоны 5, 6, 8, 9, 10, или с пластами-флюидоупорами (глины и аргиллиты) - таксоны 2, 3, 4, 7.
Обработка профиля 33 с применением таксономической классификации позволила выделить на нем однородные по физико-геологическим свойствам участки и проследить их распределение. На основании анализа разреза и скважинных материалов проведена корреляция отражающих горизонтов. Это позволило существенно уточнить и детализировать структурные особенности ачимовской толщи и получить предварительные представления о литологических и сейсмических особенностях разреза.
Эта толща в волновом сейсмическом поле расположена между двумя отражающими горизонтами, которые характеризуются, в целом, практически горизонтальным залеганием. Нижний из них (Б), фиксирующий раздел между ачимовской и баженовской свитами, отличается большей волнистостью, верхний (ВД отвечающий разделу между ачимовской и мегионской свитами - несколько большим наклоном в западном направлении. Отчетливо видно, что максимальная мощность (524 м) пород ачимовской толщи зафиксирована в северо-восточной части профиля 33 (район скважины 302). В направлении с северо-востока на юго-запад отмечается ее постепенное, но закономерное и заметное уменьшение. Минимальные значения мощности зафиксированы в юго-западной части профиля, в районе скважин 336 и 712.Это позволяет наметить следующую закономерность: для ачимовской свиты с востока на запад прослеживается и сокращение мощности, и уменьшение выраженности несовпадения структурных планов по ее подошве и кровле.
На профиле 33 уверенно прослеживаются пять клиноформ, выраженных достаточно контрастно на всем его протяжении (рис.25), что подтверждается данными пробуренных скважин. Анализ поведения отражающих горизонтов, обрисовывающих границы клиноформ, показывает, что структурный план каждой из них сугубо индивидуален и практически не совпадает со структурными планами подстилающей и перекрывающей толщ. Эти ярко выраженные элементы внутренней структуры, выклинивающиеся в западном направлении, погребены под вышезалегающими отложениями мегионской свиты, подошву которых фиксирует отражающий горизонт В4. Выше этой сейсмической границы структурный план меловых отложений заметно меняется. В нем практически не находят отражения элементы, морфологически ярко прослеживающиеся в отложениях ачимовской свиты. Также отчетливо видно, что они не соотносятся со структурой баженовской свиты, залегающей ниже, что фиксирует отражающий горизонт Б,
