Углубленная сейсмогеологическая интерпретация обширного массива данных трехмерной сейсморазведки на площади Тенгизского месторождения, превышающей 600 км², позволила представить геометрию резервуара, разломно-блоковую тектонику и сейсмолитофациальные особенности разреза его продуктивного комплекса [3-5]. Впервые выявлены закономерности пространственного распределения и корреляционных связей сейсмических, некоторых петрофизических и литофациальных параметров нефтяного резервуара Тенгизского месторождения и раскрыта кольцевая закономерная зональность коэффициентов пористости и нефтенасыщения по площади месторождения (Н.Д. Павлов, 1991, 1992). Задачей последующих исследований, решаемой впервые, явилось возможное обнаружение сквозной закономерной корреляционной связи между названными сейсмическими, петрофизическими и коллекторскими параметрами, с одной стороны, и с такой важнейшей характеристикой нефтяной залежи, определяющей всю идеологию разработки, как пространственное распределение продуктивности скважин, с другой.

где Пр - продуктивность; ак - акустическая скорость; р - плотность, рVak - акустическая жесткость; Кп - коэффициент пористости; Кн -коэффициент нефтенасыщения (у всех параметров рассчитаны средневзвешенные значения по всему вскрытому бурением разрезу продуктивного комплекса) .

В пределах одного месторождения выполнено большое число промыслово-геофизических исследований. Во всех скважинах месторождения проведен обширный круг геофизических исследований скважин, включая, прежде всего такие важнейшие методы для изучения петрофизики и интерпретации волновой картины среды, как ГГК и АК. Именно благодаря этим исследованиям удалось раскрыть геологическую природу всей сформированной волновой картины, связанной, как выяснилось, с существованием крупнейшего палеоатоллового резервуара с массивным типом нефтяной залежи [З]. Нефтеносный этаж, доказанный бурением, превышает 1500 м, ВНК не обнаружен. Раскрыты особенности сложной сейсмической характеристики внутреннего строения этого палеоатолла со своими петрофизическими параметрами (Н.Д. Павлов, 1991). Эти отличающиеся друг от друга особенности упругих свойств разреза отождествлены с крупными элементами сейсмофациального строения разреза самого атолла: с остовом рифогенного кольца последнего, центральной лагуной и склоновыми его литофациями. Последние более детально описаны в работах Н.Д. Павлова и др. (1985, 1988, 1991). Их сейсмические особенности хорошо демонстрируются на рис. 1.

Для изучения важнейших коллекторских характеристик разреза и выяснения существования или отсутствия закономерностей их пространственного распределения, кроме указанных графиков зависимостей различных петрофизических параметров, составлен ряд карт изокоэффициентов пористости, нефтенасыщения, относительного нефтенасыщения и главное - карта площадного распределения продуктивности скважин Тенгизского месторождения.

На рис. 2 приведена карта коэффициентов пористости. Она составлена на базе данных автоматизированной интерпретации геофизических исследований 55-ти скв. (НГК, АК, ГГК, кавернометрия), проведенных сотрудниками научно-исследовательского и проектно-конструкторского института геофизических исследований ассоциации "Нефтегеофизика" (г. Грозный). Интересуемые параметры определялись через каждые 0,5 м по всем скважинам и по всему вскрытому разрезу продуктивной толщи. По большому массиву данных рассчитаны их средневзвешенные статистические значения по каждой скважине для получения обобщенной картины коэффициентов в целом по значительной толще разреза нефтеносного комплекса. Выбранный интервал единичных измерений (случаи) и, следовательно, объем полученной числовой информации оказался наиболее оптимальным. Удалось выявить скрытые закономерности распределения исследуемых параметров. Другими словами, по теории вероятностей "заработал" бы эффект парадокса - "чем больше данных, тем хуже выводы" (Ю.И. Гильдерман, 1991). Этот методический подход был весьма удачным и эвристическим, так как удалось получить статистическую закономерность путем анализа и синтеза большой количественной информации [I]. Если сопоставить распределение сейсмофаций (см. рис.1) и карту коэффициентов пористости (см. рис.2), то легко можно заметить не только хорошее сходство их полей и характера рисунков, но и их плановое соответствие. Так, увеличенное значение (от 7 до 12%) коэффициентов пористости совпадает с кольцом палеоатолловой сейсмофации, а наименьшие коэффициенты связаны с полем дальних склоновых сейсмофации, промежуточные характеристики отвечают полю развития центральной лагунной сейсмофации.

Реальное развитие этих генетически различных литофаций пород кольцевого палеоатолла в резервуаре Тенгизского месторождения, и, следовательно, с иными петрофизическими, коллекторскими параметрами и коэффициентами нефтенасыщения, ярко проявилось в наличии тесной корреляционной зависимости между акустической скоростью и пористостью, пористостью и коэффициентом нефтенасыщения (рис.3, а), волновым сопротивлением или жесткостью и коэффициентом пористости. Во всех случаях четко разделены по петрофизическим параметрам три главные сейсмо- и литофациальные зоны палеоатолла. Так, на графике Vak - Кп, как и на зависимостях Кп - Кн, rVak - Vп, прослеживается наличие тесной ожидаемой гиперболической зависимости между указанными петрофизическими параметрами продуктивного разреза Тенгизского месторождения. Однако наиболее ценной информацией для дальнейшего анализа коллекторских параметров, ФЕС и продуктивности нефтеносного резервуара, безусловно, является дифференциация петрофизических полей по критериям сейсмо- и литофациальной принадлежности слагающих атолл отложений.

Четко разделенными оказались поля, соответствующие литофациям кольца самого остова палеоатолла, его центральной лагуны и кольца далеких склонов. Из полученных графиков следует, что рифогенные известняки имеют максимальные значения коллекторских параметров и коэффициентов нефтенасыщения, наименьшие значения, как правило, свойственны склоновым фациям, а промежуточными данными обладают фации лагуны. Кроме того, скважины, расположенные в зоне фациального перехода между рифогенными и лагунными породами, характеризуются промежуточными значениями параметров, что свидетельствует об объективной достоверности полученной информации (Л.И. Четвериков, 1991).

Следует отметить, что на приведенных графиках наблюдается некоторая дисперсия значений, как в большую, так и в меньшую сторону. Это может свидетельствовать, по-видимому, о сильном развитии трещинных коллекторов и заметном влиянии вторичных диагенетических преобразований пород, а также других физико-химических процессов [I]. Некоторую долю в этот незначительный разброс мог внести так называемые приборные и субъективные погрешности, естественно, присутствующие при любом глубинном измерении, обработке и интерпретации данных ГИС. Однако незначительная дисперсия значений практически не исказила описанные закономерности распределения параметров, соответствующих литофациям рифогенных карбонатов, лагунных отложений и пород далеких склонов самого палеоатолла.

До сих пор закономерности распределения коллекторских свойств разреза рассматривались по всему вскрытому интервалу продуктивного комплекса. Максимальная - вскрытая толщина последнего составляет 1150 м (скв. 22). Расчет исследуемых параметров также выполнен исходя из подтвержденной практикой концепции вероятного увеличения коллекторских свойств ниже предпермского перерыва (Т.И. Гальянова, Б.К. Прошляков, 1990). Под последним продуктивный комплекс должен был подвергнуться более сильному растрескиванию и выщелачиванию. Толщина этой зоны может достичь 200 м, и на эту величину был сделан расчет средневзвешенных значений рассматриваемых параметров разреза. Основной вывод данного расчета таков, что в преобладающем большинстве скважин их значения остались практически без изменения по сравнению с ранее описанными данными по всему вскрытому разрезу. Это показывает, что кольцевая зональность параметров устойчиво прослеживается на большую вскрытую толщину и, по-видимому, охватывает всю карбонатную часть палеоатолла. Скважина же, вскрывшая лишь первую сотню метров нефтеносной толщи, характеризуется незначительным увеличением параметров (0,2-1,2%). Это явление все же может свидетельствовать о сохранении зоны древнего выщелачивания непосредственно под упомянутым размывом.

Рассмотренная взаимосогласованная закономерная инфраструктура пространственного распределения коллекторских параметров хорошо подтверждается зависимостью между Кп - Пр (см.рис.3,б) и, самое важное, закономерностями площадного распространения продуктивности (дебитов) скважин Тенгизского месторождения (рис.4). Аргументированное доказательство этого важнейшего промыслово-геологического факта, вероятно, меняющего всю идеологию дальнейшей разведки (подсчет запасов и разработка Тенгизского месторождения), являлось основным содержанием выполненных многолетних интегрированных работ данных трехмерной сейсморазведки и ГИС [1-4]. Из истории нефтепромысловых исследований следует, что коэффициент нефтенасыщения в любом случае функционально и закономерно зависит от коэффициентов пористости. На практике детального изучения петрофизических параметров Тенгизского месторождения это реально подтверждается в полной мере. На рис. 4 приведена карта изодебитов скважин месторождения при штуцере 8 мм. Отмечается сильное сходство рисунка изодебитов с таковыми карты развития сейсмофаций (см. рис.1), коэффициентов пористости и нефтенасыщения (см.рис.2). Это свидетельствует о существовании "сквозной" тесной причинно-следственной корреляционной связи всех геолого-геофизических параметров по кольцевой зональности, обусловленной самой структурой палеоатолла и литолого-фациальной дифференциацией его разреза. Полученные выводы о кольцевой зональности многих петрофизических параметров, в том числе коллекторских, реально подтвердились наличием такой же закономерности пространственного распределения продуктивности нефтеносного разреза. В связи с тем, что в пределах Тенгизского месторождения сильно развито АВПД с коэффициентом 2.0 и выше, значения реальных дебитов скважин можно принять за величину продуктивности скважин, так как при таких значительных АВПД добычу можно легко осуществить фонтанным способом без создания депрессии. На карте (см. рис.4) максимально увеличенные дебиты (от 350 до 500 т/сут) имеют также кольцевой характер распространения, при этом самые продуктивные скважины (дебиты 450-500 т/сут) сконцентрированы в зонах развития локальных поднятий по кровле продуктивных отложений. Интерпретация горизонтальных срезов куба сейсмических данных показывает, что с ним связаны кольцевые и полукольцевые изохроны от среза, по-видимому, отдельных вершин рифовых тел на остове самого палеоатолла. В пределах центральной лагунной части продуктивность скважин ниже на 100-400 т/сут. Такое снижение дебитов может быть объяснено глинизации, достаточно сильным уплотнением и условиями седиментации лагунных отложений. В сторону же далеких крыльев массива происходит постепенное убывание продуктивности скважин, достигая 100 т/сут и менее в пределах оконтуривающей структуру изогипсы - 5200 м. Разная продуктивность разреза по закономерным кольцевым поясам свидетельствует и о существовании такой же зональности ФЕС. С выявленными кольцевыми зонами разной продуктивности и ФЕС нефтеносного разреза оказались главным образом связанными все три принятые для подсчета запасов типы коллекторов, закономерности распределения которых до сих пор оставались "камнем преткновения" для исследователей. Площадное размещение преобладающих типов коллекторов тесно связано с петрофизическими параметрами ранее выделенных основных сейсмофаций (литофаций) самого Тенгизского палеоатолла. Так, с кольцом рифогенных сейсмофаций связана в основном преобладающая часть коллекторов 1-го типа (пористость более 7%); наименьшие коэффициенты пористости имеет кольцо дальних склонов атолла, промежуточные значения пористости характерны для отложений центральной лагуны. Кроме того, описанная карта продуктивности Тенгизского месторождения и вся полученная нефтепромысловая информация имеют и большое прогностическое значение. По ней легко осуществляется прогноз продуктивности вновь пробуренных и проектных разведочных и эксплуатационных скважин.

1. Литолого-фациальная ассоциация различных типов седиментационно-органогенных карбонатов, образовавшихся в палеогеографических условиях развития кольцевого палеоатолла, предопределила все кольцевые закономерности пространственного распределения геолого-геофизических и коллекторских параметров, коэффициентов нефтенасыщения и, самое главное, продуктивности всего нефтенасыщенного комплекса Тенгизского месторождения.

2. Выяснены закономерности пространственного размещения преобладающих трех типов коллекторов в соответствии с кольцевым распределением основных сейсмофаций самого палеоатолла.

3. Установление "сквозной" кольцевой зональности многих параметров разреза позволяет рекомендовать пересмотр дальнейшей идеологии разведки и размещения "ковра" как разведочных, так и эксплуатационных скважин.

4. Обнаруженная кольцевая системная инфраструктура взаимосвязи петрофизических и флюидодинамических параметров разреза может служить новой концепцией для последующих интерпретационных работ вновь получаемых нефтепромыслово-геологических данных и, вероятно, окажется эффективным направлением оптимизации доразведки, подсчета запасов и, следовательно, создания аргументированного проекта разработки Тенгизского месторождения.

5. В "сквозных" закономерностях многих петрофизических и коллекторских параметров нефтеносной резервуарной системы Тенгизского месторождения ярко проявился принцип: все параметры в природной системе функционально взаимосвязаны и взаимообусловлены через парадокс петли обратных связей. Этот принцип должен служить руководящей и организующей идеей при анализе любых вероятностно-статистических данных по петрофизическим параметрам природных углеводородных систем.

1. Дэвис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии. - М.: Недра, 1990.
2. Павлов Н.Д., Садов Ю.А., Гогоненков Г.Н. Геолого-геофизическая модель Тенгизского нефтеносного палеоатолла по сейсмостратиграфическим данным//Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1988. - № 10. - С. 137-150.
3. Павлов Н.Д. "Сквозные" взрывоопасные разломные зоны на Тенгизском супергигантском месторождении нефти Прикаспия (в связи с оптимизацией его эксплуатации)//Научно-технич. достижения и передовой опыт в области геологии и разведки недр. - 1991. - №7. -С. 53-63.
4. Павлов Н.Д. Тектоно-кессонный эффект и проблема формирования трещинных и суперколлекторов подсолевых отложений Прикаспийской впадины. //Нефтегазовая геология и геофизика. - 1992. - № 2. С. 30-32.
5. Секей Г. Парадоксы в теории вероятностей и математической статистике. - М: Мир, 1990.

Circular infrastructure of seismic, petrophisical and reservoir parameters of oil bearing sub-salt sequence of Tengiz super-gigantic field and its productivity is revealed for the first time.

Forecast estimation of high economic effectiveness from received geological-industrial results realization during intense field extraction is given.

1-3 сейсмофации: 1 - остова рифогенного палеоатолла, 2 - центральной лагуны, 3 дальних склонов; 4 - профили; 5 - изогипсы кровли продуктивного комплекса, м; 6 -поглощающие скважины

1 - профили; 2 - изолинии, м; 3 - скважины (числитель - номер, знаменатель - значения коэффициентов); 4 изогипса по кровле продуктивного комплекса, оконтуривающая структуру; 5 - предполагаемый разлом

1-3 - скважины, расположенные в пределах кольцевой зоны палеоатолла (1), центральной лагуны (2) и дальних склонов (3)

1 - профили; 2 - изолинии продуктивности, т/сут; 3 - изогипса по кровле продуктивного комплекса, огибающая структуру; 4 - предполагаемый разлом; 3 - скважины (числитель - номер, знаменатель - дебит нефти, т/сут; штуцер 8 мм)