|
УДК 550.34:553.98 |
|
|
|
© Коллектив авторов, 1998 |
ИЗУЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОКОМА ВОСТОЧНО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
А.Н. Золотов (НТКФ "Геосервис"), А.Г. Лурье, Д.И. Рудницкая (СНИИГГиМС), Ф.К. Салманов (ЗАО "Роспан Интернешнл")
Нефтегазопродуктивные отложения нижнего мела Западной Сибири образуют сложный тип разреза, где положение залежей не подчинено структурному плану реперных геологических и опорных сейсмических границ. Исследования последних 10-15 лет [1-4] свидетельствуют, что для неокома Западной Сибири, в частности для Уренгоя, характерно клиноформное строение, типичное для осадконакопления в условиях некомпенсированного прогибания дна бассейна, что подтверждает научные положения, развиваемые в работах А.А. Наумова.
Одной из наиболее завершенных и приемлемых для разработки методики разведки залежей в неокомских отложениях Западной Сибири является модель, предложенная Н.Я. Куниным [1, 2]. Согласно этой модели продуктивную толщу неокома можно представить в виде системы крупных, вытянутых вдоль палеопобережий на сотни километров клиноформных единиц - ланарклинов, состоящих из клиноформных тел подчиненного уровня. Каждое клиноформное тело такой сиквенс-структурной единицы представляет собой циклит, формировавшийся как в условиях регрессии, так и завершающей ее трансгрессии (часто кратковременной и ограниченной в пространстве), фиксируемой по наличию глинистой покрышки, отделяющей данную клиноформу (сиквенс) от последующей.
Клиноформные тела характеризуются первичным наклоном ограничивающих их поверхностей и закономерными изменениями вещественного состава по простиранию и падению. Внешние границы клиноформ в отложениях неокома восточной и центральной частей Западно-Сибирской впадины наклонены к западу и северо-западу, т. е. к центральной, наиболее глубоководной части палеобассейна. Изменения крутизны наклонов границ связаны с формой дна бассейна и условиями седиментации. Эти изменения происходят в области особых ситуационных точек (рис. 1): А - переход от зоны пляжа к шельфовой террасе, В - кромка шельфа, С - нижний склоновый перегиб, D - выклинивание клиноформы в придонной части бассейна. По положению этих точек устанавливаются части клиноформ: ундоформная - шельфовая (интервал АВ); ортоформная - склоновая (интервал ВС); фондоформная - бассейновая (интервал CD). Эти части существенно различаются по генезису и особенностям строения сформированных в них залежей. Плановое положение линий, разделяющих части клиноформы, можно установить по резкому изменению ее мощности: увеличению при переходе от фондоформной части к ортоформной и уменьшению при переходе от ортоформной части к ундоформной. Эти изменения обычно четко фиксируются на сейсмических разрезах, пересекающих клиноформы вкрест их простирания.
В клиноформных типах разрезов положение залежей контролируется не только и даже не столько структурным планом клиноформных границ разреза, сколько существенными изменениями литологических характеристик и коллекторских свойств отложений в пределах каждого клиноформного тела, что обусловлено различиями в условиях седиментации в период формирования различных частей клиноформ. Так, в глубоководных (фондоформных) частях клиноформ неокома Западной Сибири отмечаются локализованные песчанистые тела с хорошими коллекторскими свойствами (ачимовские песчаники), ограниченные либо разделенные глинизированными, карбонатизированными или уплотненными отложениями того же возраста. В склоновых (ортоформных) частях клиноформ слоистость отложений менее выражена. Эти отложения формировались в условиях "свала" привносимого осадочного материала в зоне берегового склона, породы здесь плохо отсортированы, песчаные тела имеют неправильную форму. В шельфовых (ундоформных) частях клиноформ продуктивные песчаники представлены наиболее широко, они образуют хорошо отсортированные шельфовые песчаные пласты-коллекторы, глинизация отмечается, как правило, в восточных частях ундоформ, где шельфовые отложения замещаются лагунно-пляжевыми.
Восточно-Уренгойское многопластовое месторождение нефти, газа и конденсата расположено на восточном куполе Нижнепуровского мегавала. В разрезе этого месторождения вскрыты пласты ачимовских песчаников Ач6, Ач5, Ач3-4, содержащие нефть, газ и конденсат, а также вышележащие нефтегазосодержащие песчаные пласты валанжина БУ16 и БУ17. Залежи имеют сложное строение, ареалы их развития не отвечают сводовым частям Восточно-Уренгойского и Северо-Есетинского поднятий.
Разобщенность отдельных залежей Восточно-Уренгойского месторождения обусловлена их принадлежностью либо к различным клиноформным телам, разделенным глинистыми экранами, либо к различным частям одной клиноформы. При переходе от одной части клиноформы к другой происходит резкое литологическое замещение пород, что создает условия гидродинамической изолированности отдельных участков залежи. Изолированными также могут быть разделенные глинистыми прослоями отдельные песчаные линзы, относящиеся к одной части клиноформы. Такие образования можно рассматривать как микроклиноформы, формирование которых обусловлено локальными изменениями условий седиментации в процессе тектонических движений более низкого порядка. Определенную роль в изменениях коллекторских свойств пород могут играть также постседиментационные преобразования осадочных отложений, вызванные разрывными нарушениями.
Таким образом, при разведке и опытно-промышленном освоении месторождений в клиноформных отложениях Западной Сибири определяющее значение приобретают выявление и прослеживание клиноформных тел, их частей и получение сведений об изменении литологии и коллекторских свойств в пределах каждой из них, а также установление зон деструктуризации разреза.
Такие задачи наиболее эффективно решают методики, использующие комплекс сейсмических и скважинных данных.
Бурение, геофизические исследования, отбор керна и испытание скважин - источник наиболее детальной и надежной информации о литологических, акустических, фациальных характеристиках разреза и его нефтегазопродуктивности по траекториям скважин. Скважинные данные позволяют расчленять разрез с высокой степенью детальности, выделять в нем стратиграфические комплексы и вещественно однородные пласты, а также изучать фильтрационно-емкостные свойства пород.
Однако корреляция в межскважинном пространстве многочисленных пластов песчаников и глин, выделяемых по данным ГИС, имеет недостаточную степень надежности без привлечения сведений о морфологии и протяженности внешних и внутренних границ клиноформ. Это, прежде всего, относится к корреляции пластов ачимовских песчаников. Поскольку наклон границ фондоформных частей клиноформ по отношению к границам подстилающих их аргиллитов баженовской свиты различаются незначительно, то ачимовские песчаники, коррелируемые как единый пласт в пределах месторождения, в действительности могут являться разновозрастными линзами, относящимися к разным клиноформам (или микроклиноформам), последовательно сменяющим друг друга непосредственно над аргиллитами баженовской свиты.
При отсутствии надежной информации о положении внешних границ клиноформ может возникнуть ложное представление о конформности границ ачимовских песчаников и границ баженовской свиты, что приведет к ошибочным представлениям о строении залежи. Такие ошибки выявляются лишь в процессе эксплуатации, создавая существенные экономические потери. Избежать либо снизить число таких ошибок еще в процессе разведки месторождения можно при эффективном использовании специальных способов интегрированной интерпретации данных сейсморазведки и бурения.
Сейсмическая информация, интегрируемая со скважинными данными, дает сведения о параметрах геологического разреза по линиям сейсмических профилей. Это позволяет изучать морфологию стратиграфических и литологических границ в межскважинном пространстве, латеральные изменения физических свойств, литофациальных и коллекторских характеристик разреза, выделять и картировать зоны деструктуризации разреза.
Привлечение системы РЕАПАК (Рудницкая Д.И., 1990; Рудницкая Д.И. и др., 1996) для интегрированной интерпретации сейсмических и скважинных данных с целью построения геологических моделей нефтегазопродуктивных интервалов клиноформных отложений диктуется следующими соображениями.
Реализуемое в системе РЕАПАК разделение волновой сейсмической записи на сверточные компоненты - элементарный сигнал и разрез эффективных коэффициентов отражения (разрез ЭКО) - обеспечивает повышение разрешенности сейсмической информации, т. е. способности выделять более мелкие элементы разреза. Полученные в результате обработки системой РЕАПАК разрезы ЭКО по сравнению с исходными разрезами ОГТ более адекватно отображают геологические границы, в том числе форму и протяженность границ продуктивных пластов. Они также дают информацию о величине и знаке эффективного коэффициента отражения, которые непосредственно связаны с литологическими и коллекторскими свойствами разреза. Так, коэффициенты отражения с отрицательным знаком соответствуют, как правило, кровле глинистых пластов с аномально низкими значениями скорости, в том числе пластов, разделяющих клиноформы. Границы с положительным знаком коэффициентов отражения, как правило, относятся к кровле песчаных пластов в клиноформном теле.
Помимо использования этих достаточно общих взаимосвязей между акустическими и литологическими характеристиками разреза, специальная обработка данных ГИС в системе РЕАПАК обеспечивает и более жесткую увязку конкретных границ, прослеживаемых на разрезах ЭКО, с геологическими границами, установленными по данным бурения.
Для выполнения такой увязки по скважинным данным вычисляют параметры, сравнимые по разрешенности с разрезом ЭКО, что обеспечивает корректность переноса литофациальных характеристик с разреза скважины на сейсмический разрез. Результатом такой увязки является локальная пластовая литосейсмическая модель, построенная по разрезу ЭКО вблизи скважины.
На рис. 2 показан процесс увязки сейсмических (профиль 28.89.20) и скважинных (скв. 92) данных, полученных на Восточно-Уренгойской площади.
В первой колонке рис. 2 приведены график скорости (данные АК) и его сглаженный эквивалент, рассчитанный с учетом спектральной характеристики элементарного сигнала, полученного в качестве сверточной компоненты разреза ОГТ профиля 28.89.20 и изображенного в той же колонке; во второй колонке представлен литологический разрез по данным ГИС. На рис. 2 проиндексированы продуктивные пласты ачимовских песчаников Ач6(0), Ач5, шельфовые песчаные пласты БУ17 и БУ16 и разделяющие клиноформы пласты глин с кровлями S6, S5, S4, S3, S2. Положение этих границ сопоставлено с фрагментом разреза ЭКО (см. третью колонку на рис. 2), полученного по сейсмическим данным вблизи скважины, и синтетической трассой ЭКО, рассчитанной по данным АК (см. четвертую колонку на рис. 2). В результате сопоставления этих данных установлены границы разреза ЭКО, контролирующие каждый из выделенных элементов продуктивного интервала разреза скважины, на основании чего построена локальная пластовая модель (см. третью колонку на рис. 2).
На Восточно-Уренгойской площади имеются достаточно густые сети сейсмических профилей и разведочных скважин. Локальные модели построены для большой части этих скважин. Они охватывают практически все возможные для данной площади вариации литотипов и продуктивности разреза: присутствие и положение тех или иных индексированных песчаных и глинистых пластов, их мощности, фильтрационно-емкостные характеристики и результаты испытаний.
Согласно методике интерпретации элементы в системе РЕАПАК, установленные на локальных моделях, распространены затем на межскважинное пространство в соответствии с особенностями конкретных сейсмических данных разрезов ЭКО. По ним определены положение, протяженность и динамические характеристики границ, контролирующих выделенные в скважинах и на локальных моделях элементы геологического разреза.
Таким образом, межскважинная корреляция пластов при построении геологических разрезов в системе РЕАПАК полностью контролируется фактическими данными, полученными по линиям сейсмических наблюдений. Технология построения геологических (литосейсмических) разрезов по линиям сейсмических наблюдений охватывает интерактивный и автоматический режимы. В интерактивном режиме принимают решения о тождественности границ, в автоматическом устанавливают контуры пластов и кодируют, например, в цвете их литологические признаки.
В автоматическом режиме формируются также данные для построения карт: изохрон, структурных, мощностей, динамических характеристик.
Характерные черты строения клиноформных отложений, отраженные в теоретической модели (см. рис. 1), наиболее четко проявляются на палеореконструированных сейсмических разрезах. Для палеореконструкций разрезов ЭКО на Восточно-Уренгойской площади был использован уровень реперного сейсмического горизонта, соответствующего положению в разрезе пласта "шоколадных" глин. Период накопления этих глин на площади исследований можно отнести к времени завершения формирования неокомской клиноформной серии.
Палеореконструированные разрезы ЭКО явились основой для построения геологической модели Восточно-Уренгойского месторождения. Модель представлена серией детальных литосейсмических палеоразрезов клиноформных отложений, характеризующих литологические изменения в продуктивных пластах (рис. 3); картами мощностей клиноформ (рис. 4); структурными картами по границам коллекторов и покрышек; картами мощностей продуктивных пластов (рис. 5); картами зонального развития коллекторов и латеральных экранов (рис. 6).
Литосейсмический палеоразрез, приведенный на рис. 3, относится к сейсмическому профилю 33-67/96, пересекающему Восточно-Уренгойское месторождение с юго-запада на северо-восток. На нем прослежены пять клиноформ: KL6, KL5, KL4, KL3, KL2 (В статье принята нумерация клиноформ с запада на восток, что противоречит последовательности их формирования (см. рис. 1). Связано это с тем, что ачимовские "пласты" нумеруются у геологов сверху вниз. Таким образом мы избегаем путаницы: коллекторы Ач6 располагаются в глубоководной части клиноформы KL6, Ач5 - в KL5, Ач4 - в KL4.), каждая из которых содержит продуктивные пласты. Верхние части каждой из клиноформ представлены глинистыми трансгрессивными пачками, кровлям которых и соответствуют границы клиноформ S6, S5, S4, S3, S2. На сейсмических разрезах МОГТ границы устанавливаются по признакам несогласного налегания на них отложений каждой последующей клиноформы. На разрезах ЭКО эти границы характеризуются отрицательным знаком коэффициента отражения и прослеживаются на всех профилях практически без разрывов.
На литосейсмических палеоразрезах отражены также внутреннее строение и литофациальные характеристики отдельных залежей в пластах Ач6, Ач6(0), Ач5, БУ17, БУ16, относящихся к выделенным клиноформам.
Клиноформа KL6, содержащая залежи в продуктивных песчаных пластах Ач6 и Ач6(0), на Восточно-Уренгойском месторождении выражена фондоформной частью начиная от линии ее выклинивания. В зоне выклинивания она представлена пластом глин, вскрытым скв. 336 (см. рис. 3), залегающим непосредственно над аргиллитами баженовской свиты (над границей Sbg). Далее к северо-востоку под пластом глин появляется граница, имеющая положительный знак и аномально высокие значения коэффициента отражения. Это кровля пласта плотных непроницаемых песчаников, вскрытого скв. 733. Далее по профилю его сменяет продуктивный пласт-коллектор Ач6. Кровля этого пласта также имеет положительный знак, но более низкие значения коэффициента отражения. В верхней части клиноформы KL6 залегает другой пласт-коллектор Ач6(0), отделенный от пласта Ач6 глинами. Оба песчаных пласта, прослеженных на разрезах ЭКО, вскрыты рядом скважин с притоками газа и конденсата. На площади песчаники Ач6 и Ач6(0) представлены отдельными линзами, разделенными участками либо плотных пород, либо глин.
Клиноформа KL5 представлена в основном фондоформной частью, переходящей на востоке и юго-востоке в ортоформу. Отложения KL5 в фондоформной части содержат значительное количествохорошо отсортированного песчаного материала конусов выноса, накопившегося у подножия берегового склона. К этим песчаным коллекторам приурочена газоконденсатная залежь в пластах группы Ач5.
На литостратиграфических палеоразрезах (см. рис. 3) в интервале KL5 в виде более или менее протяженных линз прослежены чаще два, реже один песчаный пласт Ач5. На отдельных участках верхние и нижние линзы объединяются в один пласт, что свидетельствует о наличии между ними гидродинамических связей. На других участках эти линзы разделены глинистыми перемычками либо участками нарушенной слоистости, возможно, связанными с зонами деструктуризации разреза.
Суммарная мощность HRP выделенных на литосейсмических палеоразрезах пластов группы Ач5 изменяется по площади от 8 до 70 м. Значения HRP на участках литосейсмических палеоразрезов вблизи скважин сравнивались со значениями эффективной нефтегазонасыщенной мощности Нэнг, рассчитанными непосредственно по данным бурения. Зависимость Нэнг = f (HRP) была использована для расчета прогнозных значений Нэнг по линиям сейсмических наблюдений для построения прогнозной карты эффективной нефтегазонасыщенной мощности пластов Ач5 Восточно-Уренгойской площади (см. рис 5).
На карте выделены две наиболее перспективные зоны повышенных значений Нэнг. Одна зона пересекает площадь с юго-востока на северо-запад примерно от линии скв. 734-733-720 в направлении скв. 170 и 130. Другая зона расположена в юго-западной части площади. Ее центр проходит по линии скв. 303, 723, 336, 722, 710.
На востоке зона развития пласта Ач5 ограничена линией латерального замещения хорошо отсортированных пород фондоформы, накопившихся в относительно глубоководной части бассейна, плохо отсортированными породами ортоформы, сформированными на береговом склоне. Эта граница, которую можно рассматривать как латеральный экран залежи в пласте Ач5, установлена по резкому увеличению мощности клиноформы KL5 на карте, полученной по сейсмическим данным (см. линию С5 на рис. 4, А).
Клиноформа KL4 лишь в западной части Восточно-Уренгойского месторождения представлена фондоформной частью, включающей продуктивный пласт Ач3-4 (см. рис. 3). Граница перехода этой части отложений к ортоформе установлена по резкому увеличению мощности KL4 (см. линию С4 на рис. 4,б). Малоперспективные в отношении нефтегазоносности ортоформные отложения клиноформы KL4 занимают большую часть Восточно-Уренгойской площади. На литосейсмических разрезах (см. рис. 3) они представлены нерасчлененной толщей, содержащей отражающие границы небольшой протяженности и разных наклонов. В восточной части площади по линии В5, ограничивающей зону уменьшения мощности KL4, намечен достаточно плавный переход к ундоформной части (см. рис. 4,б).
Клиноформа KL3 на западе площади представлена отложениями берегового склона (ортоформы) и кромки шельфа, а на остальной территории - отложениями шельфовой зоны (ундоформной частью клиноформы).
На литосейсмических палеоразрезах отмечено, что на кромке шельфа внешние границы клиноформы коррелируются неоднозначно. Это связано со сложными условиями седиментации на этих участках осадочного бассейна, в частности с влиянием процессов смыва на береговой склон части осадков, накопившихся на шельфе. Эти процессы обусловили также накопление пластов плотных песчано-глинистых непроницаемых пород. Такие породы вскрыты при бурении скв. 704, 336, 723, 721, 720. К востоку эти породы замешаются песчаными пластами-коллекторами БУ17.
Продуктивные песчаные коллекторы БУ17 прослеживаются на площади в виде двух меридиональных зон. В зоне, расположенной в центральной части площади, скв. 733 вскрыт песчаный пласт с промышленными притоками нефти, газа и конденсата. Другая зона находится на востоке площади, где из скв. 92 получены небольшие притоки газа. Песчаные пласты, прослеживаемые в этих зонах, разделены по латерали глинистыми отложениями либо плотными песчано-алевритовыми пачками.
Клиноформа KL2 на площади исследований представлена осадками шельфовой зоны, отложившимися в мелководной части дна бассейна вблизи его береговой линии. В этой части шельфа накоплены мощные пласты продуктивных песчаников группы БУ16. На литосейсмических палеоразрезах наблюдается увеличение общей мощности клиноформы в восточном направлении, а также увеличение числа и суммарной мощности песчаных пластов, содержащихся в ней. На литосейсмическом палеоразрезе (см. рис. 3) можно видеть три локализованные группы песчаных коллекторов БУ16, разделенные участками глинистых либо глинисто-алевритовых пород. В юго-западной и центральной частях профиля коллекторы представлены одним-двумя песчаными пластами, в северо-восточной части - тремя-четырьмя.
На рис. 6 показана карта зонального развития коллектора БУ16 в клиноформе KL2. Западная зона распространения коллектора (I) имеет форму полосы меридионального направления, за которой следует зона глинизации отложений (II). Центральная зона развития коллектора (III) также имеет меридиональное направление. Коллекторы в этой зоне представлены двумя пластами, из которых нижний - более протяженный. О продуктивности этой зоны можно судить по результатам бурения и испытания скв. 733, 300, 303, из которых получены небольшие притоки нефти. В ряде скважин, расположенных в этой зоне, пласт БУ16 по данным ГИС оценен как продуктивный.
Центральная зона развития коллекторов имеет исключительно изрезанную западную границу контакта коллекторов и глин, песчаные отложения внедряются в глинистые в виде заливообразных рукавов очень сложной формы. Такая ситуация могла быть отслежена на площади только с привлечением сейсмических данных.
Наибольший интерес с позиций нефтегазопродуктивности группы пластов БУ16 представляет восточная зона развития коллекторов (V). В этой зоне прослежена группа пластов БУ16 различной мощности, к которым приурочена газовая залежь, относящаяся в основном к самому нижнему, наиболее мощному (до 40 м) пласту БУ16. Из этого пласта получены мощные притоки газа в скв. 90, 92, 93, 313, 314, 317, 307, а также притоки нефти в скв. 305 и 320, в которых пласт БУ16 занимает более низкое гипсометрическое положение.
Восточная зона развития коллекторов отделена от центральной глинистыми отложениями (IV), которые можно рассматривать как латеральный экран.
Использование методики интегральной интерпретации сейсмических и скважинных данных в системе РЕАПАК при изучении продуктивных отложений Восточно-Уренгойской площади позволило установить морфологию внешних границ неокомских клиноформ, структуру и состав слагающих клиноформы пород, форму и емкостные характеристики входящих в них песчаных тел, взаимное положение по глубине и латерали песчаных тел и пограничных отложений, в том числе отложений, выполняющих роль экранов.
Анализ проведенных исследований дает основание сделать вывод о единстве залежи газа в пласте Ач5 на Восточно-Уренгойском месторождении с выделением двух зон высоких эффективных газонасыщенных толщин: на участках скв. 720, 804, 733 и 336, 723 (см. рис. 5).
В пласте БУ16, возможно, обособляются две зоны развития песчаников: 1) основная - восточная, с которой связана крупная нефтегазоконденсатная залежь с высокими притоками нефти и газа; 2) центральная, видимо, преобладающе нефтеносная, к настоящему времени слабо изученная. Расширяются перспективы нефтегазоносности коллекторов Ач6(0) и Ач6 на восточных участках Восточно-Уренгойской и Ново-Уренгой-ской площадей.
Эти данные детального геологического строения Восточно-Уренгойского месторождения могут быть использованы при уточнении запасов углеводородов и в различных флюидодинамических расчетах при проектировании эффективного режима разработки составляющих его залежей.
Литература
1. Кунин Н.Я., Иогансон Л.И. Геофизическая характеристика и строение земной коры Западной Сибири. - М.: ИФЗ АН СССР, 1984.
2. Кунин Н.Я., Сафонов B.C., Луценко Б.Н. Основы стратегии поисков месторождений нефти и газа (на примере Западной Сибири). Ч. I. - М.: ОИФЗ РАН, 1995.
3. Нежданов А.А. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа в Западной Сибири. - М., 1989. - (Обзор / Геоинформмарк. Сер. Разведочная геофизика. 4.1).
4. Соседков B.C. Картины отражений, характерные для присклоновых фаций нижнемелового разреза Восточно-Уренгойской зоны // Геология нефти и газа - 1995. - № 8. - С. 31-34.
The article deals with the method of constructing the layer geological models of oil and gas bearing deposits, which takes into account peculiarities of the Neocom clinoforms of the West Siberia. The method based on united interpretation of seismic and well data by the REAPACK system has been applied to study the East Urengoy deposit of multibedded complex structure. The resulting deposit model is represented by sections and maps over a profile network. The detailed lithoseismic paleosections of the clinoforms characterize lithological variations within the productive beds. The maps show morphology of collectors and caps, thickness of sequences and productive layers, effective thickness of oil saturation of the latter. Zonal extension of collectors and lateral screens is contoured on the maps.
Рис. 1. МОДЕЛЬ ПОПЕРЕЧНОГО СЕЧЕНИЯ КЛИНОФОРМ-ЛАНАРКЛИНОВ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (по Н.Я. Кунину)
Цифры в кружках - номера клиноформ; цифры в квадратах - номера верхних границ клиноформ; части клиноформ: Ф - фондоформная, О - ортоформная, У - ундоформная; А, В, С, D - особые ситуационные точки
Рис. 2. УВЯЗКА СЕЙСМИЧЕСКИХ И СКВАЖИННЫХ ДАННЫХ. ПОСТРОЕНИЕ ЛОКАЛЬНОЙ ПЛАСТОВОЙ МОДЕЛИ
Акустические модели: 1 - тонкослоистая, 2 - сглаженная; пласты песчаников: 3 - БУ16, 4 - БУ17, 5 - Ач5, 6 - Ач6(0); 7 - неиндексированные пласты; 8 - алевролиты; 9 - аргиллиты; 10 - битуминозные аргиллиты; 11 - элементарный сигнал
Рис. 3. ЛИТОСЕЙСМИЧЕСКИЙ ПАЛЕОРАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ 33 67/96 (ВОСТОЧНО-УРЕНГОЙСКАЯ ПЛОЩАДЬ)
