Модели карбонатных резервуаров в Интинско-Кожимском надвиговом дизпликате

Постановка задачи. Детальная разведка месторождений нефти и газа в условиях надвиговых структур Предуралья на востоке Тимано-Печорского региона ранее была ограничена низкой эффективностью профильных сейсмических наблюдений, неадекватных сложному геологическому строению разреза. Бурение поисковых и разведочных скважин на локальных сводах структур часто не достигало цели и сопряжено с высокими геологическими и технологическими рисками. Результаты внедрения трехмерной сейсморазведки и комплексной геологической интерпретации совместно с данными геофизических исследований скважин показали, что детальная разведка карбонатных резервуаров в таких условиях потребует применения принципиально новых технологий сейсмической разведки и петрофизического обоснования комплексной интерпретации. Прежде всего, это более эффективные технологии подавления помех при обработке данных 3Д, новые способы глубинной анизотропной миграции сейсмограмм, новые способы изучения структуры и состава керна, изучение трещиноватости пород методами кросс-дипольного акустического каротажа и акустическими имиджерами. Но и для комплексной интерпретации требуются новые подходы изучения тектонических моделей разрезов, структуры слоистости и морфологии палеорельефа рифогенных построек, более современные методики оценки пористости и проницаемости. В настоящей работе описываются результаты, полученные с применением некоторых из перечисленных подходов 3Д сейсморазведки и ГИС в потенциально перспективном районе Интинской системы дизпликатов (Рис.1).

40166376471425562479165m

Все полученные ранее в ОАО « Севергеофизика» 3Д съемки были переобработаны в компании «ПетроТрейс Глобал» в рамках единого куба с использованием новых технологий. Исходные сейсмические данные 3D были обработаны в обрабатывающем пакете Focus c применением глубинной миграции до суммирования по алгоритму Кирхгофа (PSDM) и миграции до суммирования во временной области (PSTM). Общий объем обработанных данных 3Д составил 389 км2. Интерпретация выполнена в системе Epos 4.1 компании Paradigm. Целью интерпретации было изучение геологического строения разреза осадочного чехла, создание структурно-тектонической модели сложно-построенных дизпликатов, выделение новых перспективных объектов в автохтонной и аллохтонной частях разреза и выдача рекомендаций по размещению поисково-разведочных скважин. В процессе интерпретации сейсмических данных к анализу привлекались материалы ГИС, АК и СК глубоких скважин, данные исследования керна по скважинам, расположенным в пределах площади работ и ближайшем окружении, данные опробования и испытаний скважин. Всего цифровая база данных ГИС составлена по 12-ти скважинам глубокого поискового и разведочного бурения. Особое внимание в процессе проведения исследований было уделено углублению понимания геологического разреза продуктивных интервалов среднекаменноугольных-нижнепермских отложений Интинского и Кожимского газовых месторождений на основе анализа зависимостей емкостных и упругих свойств пород по данным ГИС. Для тектонической интерпретации были использованы специальные сейсмические атрибуты, заточенные не на гладкие отражающие поверхности, а на их изломы, сдвиги, шероховатость. На рисунке 2 показано совмещение двух атрибутов – униполярных фаз и абсолютных значений амплитуд, на которых более однозначно очерчиваются зоны нарушения характера слоистости и позиционируются зоны тектонических нарушений. Атрибуты позволили протрассировать горизонты и построить поверхности в отложениях, стратифицируемых как отложения серпуховского горизонта, по которой, предполагается, происходило горизонтальное перемещение пород и формирование аллохтонов.

39743322351425562485616m

Объемное представление простирания нарушений в сочетании с атрибутами углов и азимутов поверхности ОГ Ia+s свидетельствует о сложной тектонической модели строения карбонатных резервуаров. С другой стороны, представляет возможности визуализации и распознавания сложных зон разно ориентированных плоскостей нарушений. Отчетливо выявляются сдвиговые нарушения, которые разделяют скважины на группы с одинаковыми по глубине ГВК. Площадное положение этих блоков показано разным цветом на карте внизу на рис.3.

4796534731425562491216m

Модель пористости и псевдоскорости по скважинам была положена в основу расчета фоновой модели для расчета акустической инверсии по сейсмическим мигрированным кубам. Использованные данные акустики в скважинах позволили уверенно калибровать времена, скорости и отметки в пластах в пространстве между скважинами с учетом сложной структурно — тектонической модели площади не только в глубинном масштабе, но и во временном. Это позволило восстановить литологическую модель пластов и выделить в них пропластки с пониженными псевдоскоростями и соответственно, с повышенной пористостью. Разделение плотных карбонатных пород от разуплотненных пород в областях тектонических нарушений выполняется довольно уверенно. Но выделение пластов с толщинами менее 10 метров весьма проблематично, что позволяет использовать данные акустической инверсии скорее в качестве тренда пористости между скважинами. Результаты инверсии показаны на рисунке 4. Более точное восстановление пористости возможно средствами геологического моделирования. Отсутствие современных данных спец.методов ГИС типа имиджеров и волнового АК не позволило выполнить прогнозирование трещиноватости. Косвенно о трещиноватости можно судить по кубам когерентности и поверхностным атрибутам типа углов и кривизн поверхностей.

10996144751425562497063m

Выводы. 1.Благодаря применению новых технологий и программ глубинной миграции на основе построения сложно построенных глубинно-скоростных моделей сред, удалось восстановить достаточно понятные изображения геологических разрезов через скважины и в пространстве между ними. 2.Удалось восстановить непротиворечивые модели надвигов, сдвиговых нарушений и выделить изолированные блоки карбонатных резервуаров, в которых имеют место различные положения ГВК по разным скважинам. 3.С учетом выявленных структурно-тектонических и литолого-фациальных особенностей строения резервуаров и анализа перспектив нефтегазоносности определены наиболее перспективные антиклинальные, тектонические и, возможно, стратиграфические, литологические и комбинированные ловушки УВ в отложениях нижнего-верхнего девона, карбона и нижней перми, уточнены контуры газоносности выявленных и намечены контуры прогнозных залежей УВ.

29971434061425562743489m

П.И. Приймак, И.Н. Милетенко УК «Инверсия», С.Н. Птецов, Л.А. Персидская, В.А. Евсюков «ПетроТрейс Глобал»