В.А. Трофимов, РА. Мухутдинов (ПО "Татнефтегеофизика")

Лабитовское нефтяное месторождение, открытое в 1984 г. Ульяновской НГРЭ ПГО "Нижневолжскгеология", содержит залежи, приуроченные в основном к нижнему карбонатному комплексу, включающему верхнефранские, фаменские и турнейские отложения (рис. 1). В тектоническом плане оно расположено на западном борту Усть-Черемшанского прогиба осадочного чехла над зоной сочленения структур фундамента Мелекесской впадины, Серноводско-Абдуллинского авлакогена и Ставропольской депрессии. Такая локализация обусловила сложный характер соотношения структурных планов, резкие вариации мощности некоторых стратиграфических подразделений и как следствие неоднозначную картину изменения сейсмических скоростей. Видимо, по этой причине, несмотря на значительные объемы бурения и сейсморазведки, проведенной в 1981-1986 гг., строение месторождения не было выявлено с достаточной детальностью. В связи с этим перед сейсморазведчиками ПО "Татнефтегеофизика" были поставлены следующие задачи: уточнить геологическое строение территории, выполнить доразведку Лабитовского месторождения и подготовить его к подсчету запасов.

Постановка таких задач в столь сложной сейсмогеологической обстановке потребовала, во-первых, применения 48-кратного профилирования с использованием 96-канальной симметричной расстановки длиной 4800 м и, во-вторых, достижения максимально возможной разрешенности записи. Последнее диктовало необходимость возбуждения широкополосного свип-сигнала и сохранения высокочастотных компонент при обработке данных.

Основой для интерпретации послужили временные разрезы, полученные с сохранением истинных соотношений амплитуд в различных масштабах и полярностях, материалы псевдоакустического преобразования (ПАК) и спектрально-временного анализа (СВАН). Осуществлено очень важное литолого-стратиграфическое расчленение девонских и каменноугольных отложений на основе совместной обработки сейсмических материалов, данных ГИС, в том числе АК, и сейсмокаротажа с целью уточнения стратиграфической разбивки разреза.

Для прогнозирования и оконтуривания залежей нефти в нижней карбонатной толще наиболее существенное значение имеет качественный анализ временных разрезов. Так, сопоставление рисунков сейсмической записи в районе продуктивных и "пустых" скважин обнаружило их значительное различие. Как правило, на фоне резкого погружения турнейских отложений в области нефтяной залежи отмечаются достаточно интенсивные субгоризонтальные оси синфазности (рис. 2, t₀ = 1,13 с). Их трассирование по площади позволяет обосновать прогнозные контуры залежей (см. рис. 1). Интересным фактом является повышенное затухание волн, о чем свидетельствует наличие "слепой" зоны ниже продуктивного пласта.

Принципиально важный геологический результат – выявление сейсморазведкой Ново-Лабитовской антиклинальной структуры в осевой зоне Усть-Черемшанского прогиба. Бурение скв.40 подтвердило результаты прогноза: из карбонатных девонских отложений был получен высокодебитный приток нефти. Всего же на Лабитовской площади даны рекомендации на заложение 11 глубоких скважин (см.рис. 1).

Получение высокоинформативных сейсморазведочных материалов на Лабитовской площади послужило основанием для продолжения аналогичных работ на площади, граничащей с запада. В результате этих работ, завершенных в 1993 г., на площади 320 км² выявлено семь нефтеперспективных объектов и даны рекомендации на бурение шести глубоких скважин.

Скважины: 1 - ликвидированные по геологическим причинам, 2- с притоком нефти из отложений карбона и (или) девона; контуры локальных поднятий по горизонтам: 3 - PR, 4 - D₃sm, 5 - C₁ml-up, 6 - C₁t, 7 - C₁el, 8 - C₁tl, 9 - C₂vr; тектонические нарушения по данным: 10 - аэромагнитной съемки, 11 - гравиразведки, 12 - сейсморазведки; 13 - зоны развития неогеновых врезов; 14 - граница выклинивания песчаников малиновского надгоризонта; 15 - зона клиноформного залегания турнейских отложений; 16 - нефтеперспективные участки, выделенные по аномалиям сейсмической записи; 17 - местоположение рекомендуемых разведочных скважин; 18 - зоны резкого сокращения мощности терригенных отложений нижнего карбона (по материалам Ульяновской НГРЭ); 19 - нефтяные залежи и месторождения; 20 - границы. а - Ульяновской области, б - Республики Татарстан, в - Самарской области; 21 - площадь проведения сейсморазведочных работ