При исследовании и прогнозе коллекторских свойств терригенного разреза в Западной Сибири получила распространение автоматизированная система интерпретации данных сейсморазведки “Залежь”. Данная методика основана на использовании характерных особенностей формы записи отраженных волн для исследуемого интервала разреза. Для классификации и соотнесения с эталонами, т. е. сейсмическими записями в исследуемом интервале разреза в районах пробуренных скважин использованы методы распознавания образов. Под сейсмическим образом вскрытого скважиной типа геологического разреза понимается совокупность динамических и кинематических характеристик сейсмической трассы во временном окне, соответствующем исследуемому интервалу разреза. Основы и особенности использования АС ИДС-1 “Залежь” подробно описаны в работах Е. А. Галаган, Д. Б. Тальвирского, О. Л. Кузнецова и др. [1, 2], а сведения о связи особенностей формы отраженных волн и геологических особенностей тонкослоистого разреза – в работе Е. А. Галагана и др. [3].

Авторы данной статьи выполнили исследования по методике “Залежь” в условиях карбонатного нижнесилурийского разреза на территории Верхневозейского месторождения нефти, расположенного на юго-западном борту Хорейверской впадины в зоне сочленения с Колвинским мегавалом. На этом месторождении в отложениях веякской и сандивей-макарихинской свит нижнего силура выделяются две залежи нефти. По данным исследований специалистов “Печорагеофизика” и УНГГ залежь нефти в отложениях веякской свиты (венлокский ярус) приурочена к глубокоразмытым отложениям нижнего силура, несогласно подстилающим кыновские образования, являющиеся региональной покрышкой. Разрез лландоверийского яруса включает салюкинскую, макарихинскую и сандивейскую свиты. Залежь нефти в сандивей-макарихинских отложениях экранируется локальными глинистыми покрышками, отделяющими ее от верхней залежи.

По геолого-геофизическим данным продуктивная толща разделяется на восемь пачек, из которых (снизу-вверх) пачки III, V (сандивей-макарихинская) и VII (веякская свита) – коллекторы, а четные – глинистые маломощные флюидоупоры толщиной несколько метров. Коллекторы представлены трещиноватыми доломитами поро-кавернозными, выщелоченными. Залежи пластовые, тектонически экранированные.

Из общей ситуации на месторождении следует, что при работе по методике “Залежь” прежде всего, необходимо выяснить, какую информацию о верхнем и нижнем объектах (соответствующих двум залежам нефти) можно выделить и распознать в сейсмических записях вдоль профилей МОГТ. Такой анализ выполнен с помощью программы “Вклад”, предназначенной для исследования геологической информативности сейсмической записи и стратиграфической привязки отражений [1–3]. В результате выяснилось следующее: 1) вклады верхнего и нижнего объектов в формируемый сейсмический образ при имеющемся качестве материалов МОГТ (дискретизация 4 с, шаг сейсмотрасс 50 м) и АК не могут быть разделены; 2) роль выделяемых ГИС маломощных глинистых прослоек, являющихся локальными покрышками, в формировании сейсмической записи несущественна по сравнению с влиянием колебаний пористости карбонатных отложений; 3) значительное влияние на сейсмические образы оказывает общая мощность разуплотненных массивов карбонатов, заключенных между глинистыми покрышками и “нашпигованных” прослоями коллекторов, иначе говоря, мощность одного общего объекта; 4) привязка отражающих горизонтов не совпадает с положением выделяемых границ пачек, что связано с тем, что при трассировании геологических границ данные АК не учитываются.

При анализе геологической информативности сейсмических записей выявилось существование связи (в условиях отсутствия влияния глинистости) между суммарными объемами разуплотненных пород, насыщенных коллекторами, и формой сейсмических образов вскрытых скважинами типов разреза. Такая связь существует для целого набора величин, характеризующих сейсмические образы,– их признаков. Особенно ярко она проявляется для продолжительностей волнового пакета T, соответствующих выделяемым в скважинах суммарным объемам разуплотненных пород. На рис. 1 эта связь показана графически. Коэффициент корреляции составляет 0,9. Таким образом, выбранные десять эталонных сейсмических образов с сейсмотрасс вблизи скв. 97, 200– 203, 205, 208, 210, 212, 218 соответствуют распределению суммарных объемов объектов, изменяющихся от 19 до 205 м. Эти величины внутри всего диапазона изменений распределены достаточно равномерно. Значит, спрогнозировав распространение десяти эталонных сейсмических образов на площади, мы тем самым спрогнозируем распределение величин суммарных объемов разуплотненных пород в пространстве между пробуренными скважинами.

На рис. 1 показано также изменение величин эффективной удельной емкости коллекторов q в эталонных скважинах. Эта величина представляет собой произведение средневзвешенного значения коэффициента пористости коллектора Кп и его суммарной толщины – Sh_эф, установленных по результатам глубокого бурения и ГИС [5]. Как видно из рис. 1, для всех скважин, за исключением скв. 201, сохраняется прямая корреляционная связь параметров q, DH и DT. Выпадение скв. 201 из этой связи можно объяснить отсутствием достоверных данных обо всех коллекторах, слагающих общий объем разуплотненных пород в верхнем и нижнем частных объектах. Дело в том, что высокопористых коллекторов в этой скважине оказалось мало, а нефтенасыщенным является интервал общей толщиной 3,6 м в верхнем объекте, при этом его пористость (по ГИС) составляет 9 % (коллекторы, слагающие верхний объект в других скважинах, имеют пористость до 16 %). Следовательно, ситуацию со скв. 201 можно объяснить недостатком информации об истинной мощности не представляющих интерес при испытаниях низкопористых коллекторов во всем интервале разуплотненных пород.

На этапе распознавания на пересечениях профилей были получены максимальные расхождения прогнозируемых величин: для DHоб – 10–20 м, для q=K_п*Shэф – 1,01. При этом среднеквадратические отклонения на пересечениях составили: DHоб– 16 м, q – 0,3. Следовательно, сечение изолиний на прогнозных картах должно быть 50 м для DHоб и 1,0 для q. При этом вероятности, с которыми сделаны распознавания, более чем на половине точек составили 70– 80% (величина критической, или пороговой, вероятности при десяти эталонных классах равна 10%), а на остальных – 30–40 %. С учетом этого результаты распознавания можно считать хорошими.

По этим результатам построена карта распределения суммарных толщин разуплотненных массивов нижнесилурийских карбонатов (рис. 2). Здесь же представлен прогноз распределения величин q по методике “Залежь”. На данной площади сделан также прогноз величин q по методике, разработанной во ВНИГНИ [5].

Методика прогноза эффективной удельной емкости в межскважинном пространстве основана на анализе и интерпретации разрезов псевдоакустического каротажа (ПАК) и эффективных коэффициентов отражения (ЭКО). Привязка низко- или высокоскоростных отрезков псевдоакустических кривых на разрезах ПАК и сейсмических пластов эффективных коэффициентов отражений к геологическим разрезам, данным ГИС, сейсмокаротажа и акустического каротажа должна свидетельствовать о соответствии их потенциально продуктивным отложениям: При выполнении такого соответствия значения q в межскважинном пространстве определяются по изменениям временного интервала низко- и высокоскоростной части ПАК(t_пак) или псевдоакустических скоростей. Это положение основывается на том, что главным фактором, определяющим импеданс и скорости продольных и поперечных волн, является пористость [4]. В процессе определения q используются не псевдоакустические скорости в коллекторе, зависящие, главным образом, от Кп , а Dt_пак и DVпак , соответствующие продуктивным отложениям, cодержащим коллекторы и неколлекторы, и функционально связанные как со средней пористостью коллекторов Кп , так и с их долей в общей толще продуктивных отложений (доли суммарной эффективной толщины коллекторов). Таким образом, при увеличении Кп скорость уменьшается, а Dt увеличивается, как и при неизменном Кп, но увеличении общей толщины коллекторов Sh. Функциональные зависимости Dt_пак=f(Кп*h_эф) или DVпак=f(Кп*Sh_эф) определяются экспериментально по данным бурения, ГИС и сейсморазведки (ПАК, ЭКО).

На основании сопоставления результатов прогноза по изложенным методикам сделан вывод, что полученные разными способами материалы обладают большой степенью сходства, но имеют и определенные различия, заключающиеся, главным образом, в степени дифференцированности выделяемых экстремумов, а также сглаженности (по данным методики ВНИГНИ) изолиний величины q. Дело в том, что эта методика является интегральной, в которой суммируются результаты прогноза величины q во всех выделяемых внутри исследуемого интервала разреза сейсмических пластах. В результате прогноз обладает высокой степенью надежности, но при этом нивелируются локальные особенности, в частности связанные с малоамплитудной разрывной тектоникой. Методика “Залежь” довольно чутко реагирует на них, что хорошо видно при сопоставлении рис. 2 и показанных на рис. 3 тектонических нарушений, выделенных по результатам автоматической корреляции отражений внутри исследуемого интервала разреза. Однако степень надежности прогноза величины q с применением аппарата распознавания сейсмических образов не всегда может быть высокой, а дифференцированность результатов прогноза сильно зависит от изученности разреза пробуренными скважинами. Например, максимумы величины, выделяемые по методике “Залежь”, не столь дифференцированы, как это позволила сделать методика, разработанная во ВНИГНИ, использующая экстраполяцию прогнозных значений емкости в область, не представленную имеющимися скважинами, но логически продолжающую исследованную ими.

Из рассмотрения полученных результатов следует, что на Верхневозейском месторождении распространены малоамплитудные разрывные нарушения. Будучи вынесенным на карту величин Hоб и q, их положение коррелирует с распределением прогнозируемых величин. В частности, в районе ПК 150.00 на профиле 38 отмечается уменьшение временной мощности исследуемого интервала нижнесилурийских отложений (это видно из изменения положения прокоррелированных отражающих горизонтов на рис. 3), что отражается на картах распределений величин Ноб и q (см. рис. 2). Подобное соответствие отмечается и в других местах, например в районе ПК 104.50–114.50 на профиле 43, ПК 85.00 на профиле 11, ПК 142.50–147.50 на профиле 35 (см. рис. 2 и рис.3).

В методике “Залежь” чувствительность прогноза к резким изменениям DHоб, обусловленным тектонической ситуацией, можно использовать при точном учете структурных особенностей покрышки залежей, для нахождения локальных тектонических экранов. Анализ же в совокупности с этим прогнозных значений q, позволяет обоснованно планировать размещение эксплуатационных скважин. Сходимость результатов прогноза по методике “Залежь” и методике, использующей разрезы ПАК–ЭКО (ВНИГНИ), объективно свидетельствует об адекватном отображении реальной геологической ситуации, а имеющиеся расхождения можно применять для получения дополнительной геологической информации.

В целом основным выводом статьи является то, что полученные независимым образом результаты прогноза эффективной удельной емкости карбонатных коллекторов в межскважинном пространстве имеют хорошую сходимость, дополняют друг друга и образуют надежный комплекс прогноза коллекторских свойств, использование которого должно быть весьма эффективным.

1. Галаган Е.А., Гильберштейн П.Г., Кузнецова Л.В. / Информационная основа ГИС – сейсморазведка при детальном изучении нефтегазовых объектов.– М.: ВНИИгеоинформсистем, 1989.
2. Галаган Е. А., Кузнецов О. Л., Тальвирский Д. Б. / Особенности динамических характеристик отраженных волн в тонкослоистых средах // Геология и геофизика.– 1987. № 9.– С. 109–117.
3. Галаган Е.А., Соколов Е.П., Хренов М.Б. / Количественная оценка факторов, определяющих динамику отраженных волн в тонкослоистых средах // Прикладная геофизика.– М.: Недра, 1992.– Вып. 126.– С. 12–22.
4. Комплекс подземных и скважинных геофизических исследований как информационная основа для оптимизации поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений / А.И. Бабиков, Я.Н. Васин, Е.В. Карус, О.Л. Кузнецов // Новые геоакустические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых.– М.: Недра, 1982.
5. Копилевич Е.А., Славкин В.С., Шарапова Е.С. / Определение параметров удельной емкости коллектора в межскважинном пространстве // Геология нефти и газа.– 1988.– № 8.– С. 29–41.

The way of resevoir properties prediction in intrawell space of carboniferous section is proposed. It uses method of recognition of seismic images of drilled wells. Using a concrete field as an example and comparing this method with an aproved one the possibilities of seismic capacity prediction by features of reflected waves dynamics are proved.

1 – профили МОГТ с указанием номера и пикетажа; 2 – разведочные и эксплуатационные скважины (числитель – номер, знаменатель – значение q для данной скважины); 3 – изолинии прогнозных значений q, м; 4 – изолинии прогнозных значений Hоб объекта, м; 5 – положение Колвинского регионального разлома по кровле отложений нижнего силура

a – г – профили; а –11, б – 13, в – 35, г – 43; 1 – индексы отражающих горизонтов; 2, 3 – отражающие горизонты, прослеживаемые положительными (2) и отрицательными (3) осями синфазности; 4 – предполагаемое положение разрывных нарушений; 5 – расстояние от начала профиля в пикетах