WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

на правах рукописи

БАРЫШЕВ ЛЕОНИД АЛЕКСЕЕВИЧ

Прогнозирование нефтегазовых залежей

на основе физико-геологических моделей

в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы

Специальность 25.00.10-геофизика, геофизические методы

поисков полезных ископаемых

А В Т О Р Е Ф Е Р А Т

Диссертация на соискание ученой степени

доктора геолого-минералогических наук

Иркутск – 2009

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном

научно-производственном геологическом предприятии «Иркутскгеофизика»

Официальные оппоненты:

доктор технических наук

Колесов Сергей Васильевич

ГФУП «ВНИИГеофизика», г.Москва

доктор технических наук

Ломтадзе Валерий Валерьевич

Иркутский государственный технический университет, г.Иркутск

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Исаев Виктор Петрович

Иркутский государственный университет, г.Иркутск

Ведущая организация:

Институт нефтегазовой геологии и геофизики

им. А.А. Трофимука СО РАН, г.Новосибирск

Защита состоится « ___ »  __________ 2009 г. в ____ часов на заседании диссертационного совета Д 212.073.01 при Иркутском государственном техническом университете по адресу 884074, г.Иркутск, ул.Лермонтова 83,

тел.(факс) (8-3952) 405-112, E-mail:  dis@istu.edu ; seminsky@istu.edu

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Иркутского государственного технического университета, г.Иркутск, ул.Лермонтова 83

Отзывы на автореферат в 2-х экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по указанному адресу ученому секретарю совета к.г.-м.н. Галине Дмитриевне Мальцевой

Автореферат разослан «___»_________ 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат геолого-минералогических наук

профессор  Г.Д. Мальцева

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Сегодня каждый из этапов геологоразведочного процесса принято завершать созданием модели резервуара, содержащего углеводородное сырье. Детальность модели и полнота описания ее физических и геологических свойств повышаются по мере накопления геолого-геофизических данных от регионального этапа исследований к эксплуатации нефтегазовых залежей. В конечном итоге модель геологического объекта (резервуара) представляет собой результат интегрированной интерпретации данных  комплекса геолого-геофизических методов.

В комплексе геофизических методов на нефть и газ сейсморазведка  традиционно играет лидирующую роль в решении задачи прогноза. Разработанные в последнее десятилетие  программно-методические комплексы (технологии) прогнозирования емкостных свойств коллекторов  существенно расширили возможности сейсмического метода исследований в создании моделей нефтегазовых залежей. Большой арсенал средств и методов преобразования (инверсии) волновых разрезов в различные физические параметры среды (импеданс, скорость) и их многочисленные математические трансформанты (амплитудные, частотные) позволяет достаточно успешно прогнозировать коллекторские свойства осадочных комплексов. Однако в сложных сейсмогеологических условиях Восточной Сибири, когда аномальные эффекты от залежей часто соизмеримы с различного рода помехами, имеющими неслучайный (регулярный) характер, использование большого количества динамических параметров для построения модели геологического объекта не является гарантией надежного прогноза. Поэтому при интерпретации сейсмических данных особенно актуальной является проблема раскрытия системных взаимосвязей между различными характеристиками (структурными, литологическими, петрофизическими и т.п.) среды и сейсмическими волновыми полями. Надежность прогноза и самой модели геологического объекта при системном подходе обеспечивается не количеством вовлекаемых в интерпретацию сейсмических параметров, а  установлением и объяснением различных связей между аномалиями этих параметров и геологическим строением среды.

Достоверность геологической модели, формируемой на основе сейсми-ческих данных, во многом зависит от того насколько полно учтены  факторы, влияющие на процесс распространения и формирования волн в геологической среде. Исследование системных связей различных характеристик геологической среды и волнового поля на основе физико-геологических моделей с привлечением методов моделирования волновых полей является актуальной научной задачей, имеющей важное практическое значение.

Цель работы

Разработка методов прогноза нефтегазовых залежей на основе  физико-геологических моделей (ФГМ) в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы и обоснование сейсмических критериев прогноза емкостных характеристик коллекторов на базе ФГМ с использованием математического моделирования волновых полей.

Задачи исследований

1. Исследование системных  связей между емкостными, петро-физическими и сейсмическими характеристиками геологической среды.

2. Создание физико-геологических моделей различного типа (обобщенных, частных) для решения задачи прогнозирования емкостных характеристик коллекторов на нефтегазовых месторождениях юга Сибирской платформы.

3. Изучение влияния структурных и геометрических характеристик геологической среды  на аномалии динамических параметров волнового поля

4. Физическое обоснование связи сейсмических аномалий со слоистым строением среды и ее нефтегазонасыщенностью. Разработка методов прогноза емкостных свойств  горизонтов-коллекторов  по аномалиям  динамических параметров волнового поля.

5. Изучение причинно-следственных связей различных природных факторов, влияющих на формирование нефтегазовых залежей  на основе интегрированной физико-геологической модели.

Фактический материал и методы исследований

Основу работы составляют фактические материалы наземных и скважинных сейсморазведочных работ, проведенных ФГУНПГП «Иркутскгеофизика» в период 1984-2006 г. Для изучения скоростных свойств пород нефтегазоносных горизонтов автором были проанализированы данные акустического каротажа и сейсмокаротажа  разведочных и эксплуатационных скважин на Верхнечонской и Ковыктинской площадях. Для исследования влияния слоистого строения среды  и петрофизических характеристик нефтегазоносных горизонтов на аномалии динамических параметров волнового поля автором построены обобщенные и частные физико-геологические модели для сейсмогеологических условий Непского свода (Верхнечонская площадь) и Ангаро-Ленской ступени (Ковыктинская площадь). Предлагаемые автором методы интерпретации аномалий динамических параметров волнового поля опробованы на  Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях.

В работе использованы современные литературные данные о геологическом строении и петрофизических свойствах нефтегазовых залежей на месторождениях Восточной Сибири.

Защищаемые научные положения

1. Залежи углеводородов, как конечные продукты функционирования природной нефтегазообразующей системы, обладают набором геологических и геофизических характеристик, физическая и генетическая взаимосвязь которых наиболее полно раскрывается на основе системно-модельного подхода. Создание многопараметровых физико-геологических моделей нефтегазовых объектов является главным условием повышения эффективности методов прогнозирования продуктивности коллекторов.

2. Волновое поле, как подсистема сейсмических характеристик в физико-геологической модели реальной геологической среды, формируется под влиянием многих других ее подсистем. Аномалии динамических параметров волнового поля  одновременно содержат в себе информацию о слоистом строении среды и ее нефтегазонасыщенности. Эффект слоистости, связанный с выклиниванием нефтегазоносных пластов, является геологической помехой существенно снижающей эффективность прогноза нефтегазовых залежей.

3. Моделирование волновых полей на основе физико-геологических моделей является базовым методом анализа внутренней структуры, основных свойств и связей различных характеристик нефтегазоносных объектов. Установленные модельные зависимости между емкостными, петрофизи-ческими и сейсмическими характеристиками среды являются  теоретическим обоснованием связи сейсмических аномалий с нефтегазовыми залежами. Метод выделения локальных аномалий, основанный на учете региональных закономерностей в напластовании терригенных пластов позволяет существенно повысить надежность прогноза продуктивности терригенных коллекторов на Непском своде.

4. Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных по нефтегазоносному объекту осуществляется на основополагающих принципах причинности и системности путем формирования физико-геологической модели, объединяющей взаимосвязанные составляющие (теплоэнергетическую, структурно-тектоническую, сейсмическую) геологической среды, в которой материально запечетлены процессы различной физической природы, повлиявшие на формирование нефтегазовых залежей.

Научная новизна

1. Интерпретация сейсмических аномалий рассматривается как процесс исследования многофакторных связей между аномалиями динамических параметров волнового поля и различными геологическими факторами. Сейсмические аномалии рассматриваются как интегральные волновые эффекты, в которых фактор нефтегазонасыщенности среды является лишь одним из многих, влияющих на процесс формирования и распространения сейсмических волн.

2. Исследовано влияние слоистого строения среды  на аномалии волнового поля и его динамические параметры. Доказано, что составляющая волнового поля, связанная со слоистостью среды, является  наиболее  сильным фактором, влияющим на формирование отраженных волн в сейсмогео-логических условиях Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.

3. Дано физическое обоснование сейсмических аномалий. Установлены вероятностные и корреляционные связи между локальными аномалиями дина-мических параметров волнового поля и емкостными характеристиками нефте-газоносных горизонтов в терригенном комплексе венда – нижнего кембрия.

4. Сформированы физико-геологические модели для сейсмогео-логических условий Верхнечонского и Ковыктинского месторождений. На основе моделей разработаны методы и критерии выделения аномалий волнового поля, связанных с нефтегазонасыщенностью  коллекторов.

Личный вклад

Динамическая обработка и интерпретация 2D и 3D сейсмических данных, построение физико-геологических моделей, математическое моделирование волновых полей и комплексный анализ экспериментальных и модельных геолого-геофизических данных выполнены непосредственно автором.

Практическая значимость

Предложенный системно-модельный подход и методы интерпретации аномалий волнового поля на основе физико-геологических моделей реали-зованы на практике при обработке сейсмических материалов на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. По сейсмическим данным 2D-МОГТ и 3D автором построены физико-геологические модели и прогнозные карты продуктивности горизонтов- коллекторов, вошедшие в «Геологический проект доразведки Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения » (ОАО «Верхнечонскнефтегаз» 2005 г.) и в отчеты «О результатах сейсморазведочных работ МОГТ, проведенных ФГУНПГП Иркутскгеофизика  в центральной и восточной частях Ковыктинского ГКМ» (ООО  «Ковыктанефтегаз» 2006 г.). Применение прогнозных карт позволяет оптимизировать схему постановки эксплуатационного бурения. Предложенная методология прогноза нефте-газовых залежей применима во всей Лено-Тунгусской провинции.

Апробация работы

Представленные в диссертации научные и практические результаты докладывались на семинарах и конференциях различного уровня:

-Всероссийская школа-семинар «Геофизика на пороге третьего тысячелетия» (Иркутск, 2002)

-Международная научно-производственная геофизическая конференция  (Иркутск, 2003)

-Всероссийская научно-практическая конференция «Пути повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и республике Саха (Якутия)» (Новосибирск, 2006)

-Международная научно-практическая конференция «ГЕОМОДЕЛЬ» (Геленджик 2003, 2004, 2005, 2006, 2008)

Публикации

По теме диссертации опубликовано 16 статей и 6 тезисов докладов.

Структура и объем работы

       Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Содержит 201 страницу текста, включая 2 таблицы, 52 рисунка и список литературы из 134 наименований.

Благодарности

Автор благодарен зав.кафедрой прикладной геофизики и геоинформатики  ИрГТУ профессору А.Г. Дмитриеву за помощь и ценные советы в процессе работы над диссертацией. За поддержку и сотрудничество в обсуждении раз-личных вопросов автор выражает благодарность директору  Геоинформцентра ФГУНПГП «Иркутскгеофизика»  В.В. Воропанову и начальнику ОСП М.М. Исакову.

Автор благодарит ст.геофизика Геоинформцентра Л.А. Кочемазову за сотрудничество и помощь при обработке и интерпретации сейсмических данных.

СОДЕРЖАНИЕ  РАБОТЫ

1.  ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЮГА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

В первой главе рассматриваются особенности геологического строения осадочного чехла  Сибирской платформы, дается характеристика резервуаров нефти и газа и оценка возможностей геофизических методов в решении задачи прогноза и поисков нефтегазовых залежей.

Геологические особенности условий образования и сохранности залежей нефти и газа на Сибирской платформе выражаются в следующем:

1. Осадочные бассейны нефтегазовых областей выполнены многократным переслаиванием терригенных, карбонатных, солевых и вулканогенных образо-ваний, что предопределило высокую дифференцированность скоростного сейсмического разреза осадочного чехла.

2. Трапповый магматизм, широко проявленный в форме субгоризонтальных силлов, субвертикальных секущих тел (даек и штоков) и вулканических аппаратов (туфовых трубок), произвел деструктивное действие, как в части инициирования процесса засолонения коллекторов, так и перетоков угле-водородных флюидов из нижней в верхние части разреза.

3. Имеет место высокая степень изменчивости коллекторских свойств терригенных и карбонатных отложений не только в региональных структурах, но и в пределах нефтегазовых месторождений.

На юге Сибирской платформы наибольшие перспективы нефтегазо-носности связаны с двумя областями – Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской, входящими в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Непско-Ботуобинская область в структурном отношении соответствует одноименной антеклизе, в центре которой выделяется Непский свод. В пределах области открыты Среднеботуобинское, Верхневилючанское, месторождения в ловушках структурного типа; Марковское и Ярактинское месторождения – в литологических ловушках. К настоящему времени на Непском своде разведаны и готовятся к эксплуатации Верхнечонское, Данилов-ское, Дулисьминское, Ярактинское нефтегазоконденсатные месторождения.

Ангаро-Ленская нефтегазоносная область находится в южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Нефтегазоносными являются терри-генная нижнемотская подсвита венда и карбонатные породы нижнего кембрия. В вендском резервуаре  открыты промышленные залежи газа на Братском и Атовском месторождениях. В центральной части Ангаро-Ленской НГО ведется доразведка и готовится к эксплуатации крупнейшее в Сибири по запасам газа Ковыктинское месторождение.

Выявленные на территории Сибирской платформы залежи углеводородов по характеру структурного контроля традиционно группируются в два основных ряда – антиклинальные и неантиклинальные. В пределах Лено-Тунгусской  нефтегазоносной провинции наиболее широкое распространение имеют залежи неантиклинального типа, которые в структурном отношении контролируются моноклинальными склонами положительных структур I и II порядков. Типичными примерами являются залежи терригенных горизонтов Марковского, Ярактинского, Аянского, Дулисьминского месторождений, расположенных на юго-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы. К этому же классу неантиклинальных ловушек относится залежь Ковыктинского месторождения, расположенная на моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени. Определяющим в контроле неантиклинальных залежей является литологический фактор.

На юге Сибирской платформы залежи УВ пространственно локализуются в структурах различного типа: антиклинальных и сводовых поднятиях, моно-клиналях и в зонах литологического выклинивания. Широкий спектр нефте-газовмещающих структур и региональное развитие солевых экранирующих толщ объективно выдвигает в число первостепенных задачу выявления высоко-емких коллекторов. Наиболее эффективным и экономичным методом прогно-зирования  емкостных свойств коллекторов является сейсморазведка.

В последние годы основные объемы геолого-геофизических исследо-ваний (сейсморазведка МОГТ, объемная сейсморазведка 3D, многоволновая сейсморазведка, глубокое бурение с комплексом ГИС) сосредоточены главным образом на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. На этих месторождениях ставится задача создания надежных физико-геологических моделей, на основе которых можно  вести их доразведку и эксплуатацию.

На этапе поисково-разведочных работ (1980-1990 г.) комплексирование сейсморазведки и электромагнитных методов (ЗСБ, ДНМЭ), позволило подготовить для глубокого бурения большое количество объектов, получивших название «аномалия типа залежь» (АТЗ). Вместе с тем накопленный опыт поисковых и разведочных работ на месторождениях и АТЗ показал, что главной причиной ошибок в методологии «прямого прогнозирования» и подготовки АТЗ является то, что выделение АТЗ опирается на формальные критерии выделения геофизических аномалий, а не на системный анализ связей различных параметров геофизических полей с реальными залежами.

В 1985-1990 г.г. с переходом на цифровую регистрацию и обработку сейсмических данных сформировалось новое направление, получившее название «прогнозирование геологического разреза» (ПГР). Возросшая разрешенность сейсмических разрезов и детальный анализ энергетических и частотных характеристик отраженных волн, позволили достичь значительного прогресса в прогнозировании коллекторских свойств нефтегазовых залежей.

В последнее десятилетие все большее применение находят новые методы и технологии  прогнозирования резервуаров, которые образовали направление под названием «амплитудная инверсия». Это направление объединяет различные методы преобразования сейсмических волновых разрезов в фильтрационно-емкостные свойства среды. Параметрические модели нефте-газовых залежей, созданные путем инверсии, представляют собой объемное распределение (глубинные разрезы, кубы) емкости, пористости, проницаемости и других свойств пород. Однако следует заметить, что нередко количественные оценки емкостных свойств пород, полученные на основе их корреляционных связей с сейсмическими параметрами, вносятся в параметрическую модель без указания доверительных интервалов изменения их значений. Внешне такие детальные модели выглядят очень привлекательно, но при проверке их глубоким бурением оказывается, что прогнозируемые характеристики резервуара очень далеки от реальных и модель является малонадежной.

Успешное решение задачи прогноза может быть найдено на основе системного анализа физической природы сейсмических волн, которые в реальной геологической среде формируются под влиянием множества различных факторов. Такой анализ требует оценки реальных возможностей сейсмического метода исследований в прогнозировании нефтегазовых залежей.

2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

ПО СЕЙСМИЧЕСКИМ ДАННЫМ

На юге Сибирской платформы осадочный чехол представляет собой высокоскоростную среду, главной особенностью которой является тонкая слоистость и сильная дифференциация осадочных пород по акустическим жесткостям. Средний перепад скорости на границах солей, карбонатных и терригенных пород составляет 1500м/с. Такая высокая контрастность тонкослоистостого осадочного чехла определяют существование в разрезе многочисленных отражающих границ, расположенных близко друг от друга и порождающих большое число отраженных волн. В Восточной Сибири при средней скорости в осадочном чехле 5000 м/с, разрешающая способность сейсморазведки значительно ниже по сравнению с низкоскоростным разрезом западносибирского региона.

Методология прогноза нефтегазовых залежей базируется на системном подходе и включает два важнейших элемента: системный анализ и модельные построения. Необходимость системного подхода к разработке методов прогнозирования залежей УВ по сейсмическим данным определяется тем, что сейсмические волны являются интегральным отображением реальной геологической среды и на пути своего распространения  формируются под влиянием многих физических факторов, обусловленных системными связями между ее геометрическими, геологическими, петрофизическими, физико-механическими, упругими и многими другими характеристиками.

В 1997 году О.К, Кондратьев предложил оценивать возможности сейсмо-разведки в прогнозировании коллекторских свойств пород на основе информа-ционной схемы связи геолого-геофизических параметров среды (рис.1).

Параметры продольных отраженных волн

  РЕАЛЬНОЕ ВОЛНОВОЕ ПОЛЕ

ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ

Рис.1  Информационная схема связи геолого-геофизических параметров

(по Кондратьеву О.К.)

С позиций системного анализа, в этой схеме выделяются три подсистемы (волновое поле, физико-механические параметры, геологические параметры), которые обладают многофакторными взаимными связями и образуют целостную систему свойств геологической среды.

«Прямой» переход от сейсмических параметров волнового разреза к коллекторским свойствам пород является ненадежным и опасным методи-ческим приемом, т.к. поиск «прямых» корреляционных связей между ними практически отвергает физическое обоснование сейсмических аномалий, связанных со скоплениями углеводородов. В рамках рассматриваемой схемы это означает нарушение принципов целостности и иерархичности системы, которое  заключается  в  полном игнорировании подсистемы физико-механи- ческих параметров, являющейся связующим звеном между коллекторскими свойствами среды и базовыми параметрами волнового разреза. Поэтому с позиций системного анализа не имеет смысла заниматься детальными исследо-ваниями  коллекторских свойств геологического объекта, не имея представ-ления о его форме и внутренней структуре. Такое представление дают физико-геологические модели , которые выступают как средство исследования реально существующих объектов, позволяют определить их форму, пространственное положение, интегральный вещественный состав связи и отношения геологи-ческих тел и их физических характеристик. С другой стороны модель рассма-тривается как основа синтеза и интеграции сложного и неоднородного по информативности и глубине проработки эмпирического материала.

Под физико-геологической моделью (ФГМ) объекта прогноза, поиска и разведки понимается вычлененная по резкостным физическим границам из окружающей среды интегрированная совокупность геологических тел, аппро-ксимирующая форму, размеры, структуру и вещественный состав реальных геологических образований и отражающая их система физических полей.

Для типизации объектов поисков и интерпретации геофизических данных, в качестве основного геолого-геофизического элемента предложен структурно-вещественный комплекс (СВК), как сквозное понятие любого иерархического уровня, диалектически связывающее в интегральном виде вещество, форму и структуру. Под СВК понимается совокупность геоло-гических образований, квазиоднородных по физическим характеристикам. Пространственно-геометрические формы СВК определяются по границам резких изменений физических свойств геологических образований, а вещественный состав – по петрофизическим данным.

При построении моделей различного типа по сейсмическим данным взаимоотношение между геологической средой и волновым полем устанав-ливается на уровне понятий сейсмический (волновой) разрез – геологический разрез. Такое взаимоотношение подразумевает, что в процессе интерпретации характеристики сейсмического разреза должны быть преобразованы в характеристики геологического разреза. Сейсморазведка сегодня обладает большим арсеналом интерпретационных систем и технологий для проведения таких преобразований на основе корреляционных связей различного типа  (от простых линейных регрессий до многомерного факторного анализа и распознавания образов). Однако практический опыт показывает, что далеко не всегда связи между сейсмическими и геологическими характеристиками могут быть установлены с высокой степенью надежности.

Причиной  неудач и  ошибочных действий  в установлении  этих  связей  является игнорирование их многофакторного характера. Поэтому обратная задача преобразования сейсмического разреза в геологический разрез должна решаться на основе системного подхода, когда сейсмический волновой разрез рассматривается в качестве подсистемы, в которой ее сейсмические характе-ристики являются результатом взаимодействия волн со всей совокупностью геологических характеристик среды. Иначе говоря, подсистема «сейсмический разрез» представляет собой часть единой геологической системы и связана с другими ее подсистемами. Эта связь осуществляется на уровне структурно-вещественного комплекса, который является главным системообразующим элементом в физико-геологической модели.

Методология прогноза нефтегазовых залежей по сейсмическим данным на основе физико-геологических моделей позволяет реализовать весь комплекс разнообразной геолого-геофизической информации о прогнозируемом объекте и включает три последовательных этапа исследований: 1 – создание физико-геологической модели, 2 – выделение сейсмических аномалий, связанных с залежами углеводородов, 3 – интегрированная интерпретация геолого-геофизи-ческих данных и прогноз продуктивности коллекторов.

Результаты анализа  геологического строения осадочного чехла и его сейсмогеологической характеристики приводят к выводу о том, что создание многопараметровых физико-геологических моделей нефтегазовых объектов является главным условием повышения эффективности методов прогнози-рования продуктивности коллекторов.

3.  ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕКИЕ МОДЕЛИ
НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЪЕКТОВ

В ЮЖНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Построение физико-геологических моделей рассматривается на примере двух крупных нефтегазоносных площадей - Верхнечонской и Ковыктинской, которые включают одноименные месторождения.

Верхнечонская площадь расположена в центральной части Непского свода и за последние двадцать лет хорошо изучена глубоким бурением и сейсморазведкой МОГТ. Плотность сейсмических профилей отвечает масштабу 1:100 000. Основные активные запасы нефти и газа на месторождении связаны с песчаниковыми пластами верхнечонского горизонта (В10-верхний и В13-нижний).

Вся совокупность данных о верхнечонском горизонте представлена в виде петрофизической модели, которая состоит из трех последовательно связанных подсистем различных характеристик геологической среды.

Подсистема геологических характеристик дает представление о литологии и вещественном составе пород, слагающих верхнечонский горизонт. Различия в геологических характеристиках пород в этой подсистеме прослежи-ваются на качественном уровне и не могут быть описаны количественно. Причиной этих различий являются условия осадконакопления (генезис) и эпигенетические изменения (засолонение) терригенных отложений.

Подсистема петрофизических характеристик наследует отличительные черты геологических характеристик, которые прямым образом отображаются  в целом ряде параметров этой подсистемы: эффективной толщине, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности песчаников. Связь с предыдущей подсистемой здесь устанавливается на логическом уровне, путем сопостав-ления петрофизических характеристик породы с ее геологическим описанием.

Подсистема физико-механических и упругих характеристик верхне-чонского горизонта содержит в себе параметры, которые являются следствием изменения его петрофизических свойств и играют ключевую роль в парамет-рической интерпретации сейсмических данных. В решении обратной динами-ческой задачи на основе этих параметров создаются различные методы и технологии определения петрофизических характеристик коллекторов.

Важную роль в петрофизической модели играют установленные зависи-мости  между отражательными, скоростными и емкостными характеристиками  верхнечонского горизонта. Автором проведено исследование пластовых скоростей  продольных волн в верхнем и нижнем пластах песчаников верхне-чонского горизонта. Результаты этого исследования показали, что увеличение коэффициента пористости (Кп) до 18% и коэффициента нефтегазонасыщен-ности (Кнг) до 90% приводит к снижению скорости в верхнем пласте на 20% (от 5000 до 4000 м/с). Аналогичное распределение значений скорости наблюдается и для нижнего пласта. Увеличение Кп и Кнг в этом пласте в понижает скорость от 4600  до 4200 м/с. Установленные зависимости являются связующими звень-ями между подсистемами петрофизических и физико-механических характе-ристик и позволяют дать физическое толкование возникающих в волновом поле аномальных эффектов, которые могут быть обнаружены сейсморазведкой.

По определению, петрофизическая модель является неотъемлемой частью физико-геологической модели исследуемого объекта, и  не может существовать без описания формы и размеров тех геологических тел, в которых установлены зависимости и связи между их различными  характеристиками и подсистемами. Если в петрофизической модели главным является установление связей между подсистемами различных характеристик нефтегазоносного объекта, то в физико-геологической модели важным становится установление принад-лежности этих связей к ее конкретным геологическим элементам.

Обобщенная физико-геологическая модель подсолевого комплекса осадочного чехла, созданная на основе данных сейсморазведки глубокого бурения и ГИС отображает главные закономерности залегания структурно-вещественных комплексов. По своему физическому содержанию она наследует все свойства петрофизической модели, но уже в интегрированной форме отражает связи петрофизических и емкостных характеристик в верхнечонском горизонте.

Детальная физико-геологическая модель подсолевого комплекса, построенная на основе данных глубокого бурения, акустического каротажа и сейсмокаротажа, включает в себя собственно геологическую (пластовую) модель и модель волнового поля, рассчитанную на основе пластовой модели.

Модельный геологический разрез пересекает месторождение с юго-востока на северо-запад вкрест линии выклинивания песчаных пластов верхне-чонского горизонта. Структурные характеристики пластов (углы и градиенты наклона геологических границ, их протяженность) с высокой степенью точности соответствуют реальным геологическим границам. Каждый пласт геологического разреза характеризуется литологическим составом слагающих его пород и скоростью продольных волн, которая изменяется по латерали.

Модель поля отраженных волн рассчитана в предположении верти-кального падения волнового фронта, который на пути своего распространения реагирует только на изменения импедансов на физических границах слоев и пластов. Она  наследует основные характерные черты пластовой геологической модели и отображает геологические границы в диапазоне частот 30-70 гц, стан-дартном для временных разрезов МОГТ на Верхнечонском месторождении.

На основании модельных зависимостей между средней пластовой скоростью, коэффициентами отражения и емкостью преображенского гори-зонта установлена физическая природа сейсмических аномалий. Эффект аномального понижения амплитуд преображенского горизонта  имеет надеж-ную связь с улучшением его коллекторских свойств. Эта связь представляет собой цепочку причинно-следственных соотношений  между  геологическими (эффективная толщина, пористость, емкость), физическими (скорость, коэф-фициенты отражения) и сейсмическими (амплитуда) параметрами преобра-женского горизонта  и  может быть использована для выделения перспективных  амплитудных аномалий на временных разрезах МОГТ.

Модельные исследования амплитудных характеристик отражений в терригенном комплексе осадочного чехла показали, что амплитудные аномалии не всегда имеют надежную связь с его продуктивностью. В зоне наибольшей толщины (50-60 м) терригенного комплекса, где расположены скважины с промышленными притоками нефти, амплитудные характеристики отраженных волн соизмеримы и даже меньше соответствующих амплитудных характе-ристик на непродуктивных скважинах, расположенных в зоне выклинивания пластов песчаников и аргиллитов , где их суммарная толщина изменяется в пределах от 25 до 30 м. Выявленная закономерность позволяет утверждать, что в пределах Верхнечонского месторождения существует волновой эффект, связанный со слоистым строением терригенного комплекса. Причем этот эффект по своей силе может быть соизмерим и даже превосходить эффект от насыщения среды углеводородами.

Оценить влияние слоистости в рамках детерминированной модели не представляется возможным, т.к. при всей ее детальности и достоверности она содержит слишком много взаимозависимых и одновременно изменяющихся переменных. Поэтому для исследования влияния слоистости на процесс формирования отраженных волн создана специальная физико-геологическая модель, которая позволяет ответить на вопрос: существует ли связь между закономерными изменениями слоистого строения среды и изменениями динамических характеристик волнового поля?

Постановка задачи для ответа на этот вопрос основывается на двух базовых принципах:

1. Геологическая среда, формирующая волновое поле, может быть описана двумя группами свойств. Первая группа свойств характеризует вещественный состав, составляющих ее элементов (пластов). В нее входит большой набор взаимосвязанных геологических, петрофизических параметров (скорость, плот-ность, пористость, проницаемость, флюидонасыщенность и т.п.). Вторая группа свойств описывает геометрический образ объекта исследований. Это толщина пластов, углы и градиенты наклона геологических границ слоев и пластов.

2. Физические параметры, определяющие акустические свойства на границах пластов (скорость и плотность) внутри самих пластов не изменяются. Геометрические параметры геологической среды (толщина пластов, углы и градиенты наклона) переменны в пространстве.

Эта модель относится к классу двуальтернативных ФГМ и обобщает информацию для решения одной конкретной задачи на стадии детальных специализированных исследований сейсмических аномалий различной физической природы. Ее принципиальное отличие от выше рассмотренных моделей заключается в том, что она предназначена только для исследования влияния геометрических свойств среды на динамические (амплитудные и частотные)  параметры отраженных волн.

Результаты исследований эффекта слоистости на этой модели показы-вают, что аномалии динамических параметров волнового поля в пределах Верхнечонского месторождения включают в себя эффект слоистости, связанный с выклиниванием нефтегазоносных пластов. Этот эффект может рассматриваться как региональная составляющая волнового поля в зоне трансгрессивного выклинивания терригенного комплекса осадочного чехла. Аномалии, вызванные этим эффектом, являются серьезной помехой и значи-тельно снижают эффективность прогноза емкостных свойств коллекторов.

Таким образом, динамические параметры волнового поля в сейсмо-геологических условиях Верхнечонского месторождения содержат в себе информацию как о нефтегазонасыщенности, так и о слоистом строении среды. Процесс формирования отраженных волн можно представить как одновре-менное воздействие двух факторов на распространяющийся в среде сигнал. Первый фактор связан с насыщением среды углеводородами, а второй фактор с пространственными изменениями слоистой структуры терригенного комплекса осадочного чехла.

Из этого следует, что поле отраженных волн является суммой волновых эффектов различной природы и соответствует общепринятой аддитивной модели геофизического поля. В аддитивной модели результаты измерений поля F(x)  представляют собой сумму аномалий и искажающих их помех.

F(x) = A(x) + K(x) + n(x)

где A(x) – сумма аномалий, связанных с нефтегазонасыщенностью среды

  K(x)  – составляющая наблюденного поля, связанная со слоистостью

  n(x)  – сумма помех случайной природы

Составляющая K(x) , связанная со слоистым строением среды, выделена в отдельный элемент волнового поля, как один из наиболее сильных факторов, который носит неслучайный (регулярный) характер и влияет на динамические параметры отраженных волн. Остальными помехами случайной природы  n(x) можно пренебречь и считать, что они значительно ослаблены в процессе обработки МОГТ процедурами фильтрации и суммирования.

Выделение нефтегазоперспективных локальных аномалий из наблюден-ного поля сводится к решению задачи разделения полей, когда известным является наблюденное поле, а составляющие его элементы не определены.

На основании результатов модельных исследований установлено, что пространственные изменения региональной составляющей K(x) связаны корреляционной зависимостью с толщиной терригенного комплекса и пред-ставляют собой тренд, который может быть определен по значениям амплитудных характеристик отражений, не связанных с нефтегазо-насыщенностью исследуемого интервала разреза. Точки наблюденных значений амплитудных характеристик на непродуктивных скважинах являются базовыми точками для расчета тренда. Локальные аномалии амплитудных характеристик, полученные путем вычитания тренда из их наблюденных значений с гораздо большей степенью достоверности отражают продуктив-ность терригенного комплекса. Все высокодебитные продуктивные скважины с промышленными притоками нефти находятся в пределах высокоамплитудных локальных аномалий, в то время как «сухие» скважины находятся или за их пределами или располагаются в зонах низких значений амплитуд.

Результаты модельных исследований эффекта слоистости доказывают необходимость выделения локальных аномалий для надежного прогноза продуктивности терригенных коллекторов на Верхнечонском месторождении.

Ковыктинская площадь находится на юго-востоке Иркутской области и в структурно-тектоническом плане расположена в пределах Ангаро-Ленской ступени. Наиболее изученной является ее центральная часть, где, в основном, сосредоточены скважины в которых проведен комплекс ГИС, а плотность сейсмических профилей отвечает масштабу 1:100 000.

Наиболее изученным является подсолевой комплекс. Именно в этом комплексе находятся нефтегазоносные песчаные горизонты: парфеновский, боханский и безымянный. Среди газоносных песчаных горизонтов своими емкостными характеристиками выделяется парфеновский горизонт, по которому проводится подсчет запасов.

Аномальность физических свойств парфеновского горизонта по отноше-нию к вмещающей среде проявляется в виде зависимости между его интеграль-ными характеристиками: средней пластовой скоростью Vср.(от кровли до подо-швы горизонта) и удельной линейной емкостью Емк= Нэф Кп Кгн 100. Эта корреляционная зависимость, установленная автором, показывает, что уменьшение Vср. происходит прямо пропорционально увеличению емкости. Коэффициент корреляции между этими параметрами, равный 0,90, позволяет считать выявленную связь надежной.

Петрофизическая модель парфеновского горизонта включает в себя три подсистемы:

Подсистема геологических характеристик содержит данные о литологии  и вещественном составе песчаных пластов. Различие между продуктивными и непродуктивными песчаниками определяется здесь на основе их описательных геологических характеристик.

Подсистема петрофизических характеристик включает в себя различные параметры, которые определяют фильтрационно-емкостные свойства и отобра-жают различия в характеристиках предыдущей подсистемы.

Подсистема физико-механических и упругих характеристик дает пред-ставление о том, какие физические эффекты могут возникать при изменении петрофизических характеристик песчаников.

Связь между двумя последними подсистемами устанавливается на уровне корреляционно-регрессионных зависимостей между скоростными и емкост-ными характеристиками парфеновского горизонта. Эти зависимости являются физическим обоснованием сейсмических аномалий, связанных с газонасы-щенностью среды.

Обобщенная ФГМ подсолевого комплекса осадочного чехла, включаю-щая петрофизическую модель, построена на основе данных геофизических исследований скважин и сейсморазведки МОГТ и дает представление о формах залегания  его структурно-вещественных комплексов и о связях между скорост-ными и емкостными характеристиками парфеновского горизонта. Интеграль-ные петрофизические зависимости  между средней пластовой скоростью, отражательными  свойствами и емкостью парфеновского горизонта характе-ризуют его как единое геологическое тело, которое является аномально низкоскоростным по отношению к вмещающим породам.

Исследования, направленные на изучения внутреннего строения газоносных горизонтов, требуют создания более детальных моделей, на основе которых можно было бы решить проблему связи сейсмических аномалий со скоплениями углеводородов в сложно построенной геологической среде.

Детальная физико-геологическая модель терригенного комплекса создан-ная на основе данных глубокого бурения и ГИС, представлена геологическим разрезом по линии скважин от юго-западной границы Ковыктиского место-рождения до его центральной части, временным разрезом отраженных волн, рассчитанным на основе  модельного геологического разреза, и разрезом мгновенных амплитуд, являющимся результатом Гильберт-преобразования временного разреза.

На временном разрезе отчетливо выделяется амплитудная аномалия, которая имеет  надежную корреляционную связь с емкостными свойствами коллектора. При увеличении емкости от 50 до 240 ус.ед. значения амплитуд возрастают примерно в 2 раза.

Разрез мгновенных амплитуд, полученный путем Гильберт-преобразо-вания временного разреза, рассматривается в качестве некоторой формальной (математической) трансформанты исходного волнового разреза. На разрезе мгновенных амплитуд резче выделяется область их повышенных значений в интервале отражения от парфеновского горизонта над газовой залежью.

Результаты модельных исследований показывают, что физическая при-рода интегрального повышения амплитуд отражений от парфеновского гори-зонта имеет ясное логическое объяснение: эффект понижения скорости по мере увеличения емкости коллектора приводит к повышению контрастности его физических границ с покрывающими и подстилающими породами. Повы-шение контрастности сейсмических границ означает повышение коэффи-циентов отражения и, следовательно, повышение амплитуд отражений на этих границах. Полученные на модели результаты являются физическим обосно-ванием для выделения амплитудных аномалий на реальных волновых разрезах с последующим прогнозом емкостных свойств коллекторов.

Наиболее сложным районом для интерпретации амплитудных аномалий на Ковыктинском месторождении является зона сочленения Ковыктинского и Хандинского участков в его восточной части. По данным глубокого бурения и ГИС установлено, что в этой зоне происходит полное замещение коллекторов газоносного парфеновского горизонта на непроницаемые разности.

Детальная физико-геологическая модель газоносного терригенного комплекса для этого района включает в себя геологическую (пластовую) модель и два  временных разреза, рассчитанных на основе этой модели.

Временной разрез, рассчитанный в предположении вертикального падения волнового фронта,  отображает геологические границы в  частотном диапазоне 30-50гц, стандартном для разрезов МОГТ. Пространственное положение амплитудной аномалии соответствует зоне аномального понижения скорости в парфеновском горизонте.

Временной разрез, полученный на основе упругого волнового уравнения, представляет собой волновую картину, когда отраженные волны формируются под влиянием интерференционного суммирования обменных и поперечных волн. На этом разрезе парфеновский горизонт в значительной степени теряет свою динамическую выразительность и превращается в «размытое» отражение интерференционного типа. Амплитудные аномалии, связанные с газонасы-щенностью парфеновского горизонта, здесь имеют менее устойчивый характер и не отображают плавных изменений физических свойств заданных в геологической модели.

Эти модельные временные разрезы следует рассматривать как два крайних случая возможных результатов обработки сейсмических данных. Первый представляет собой  «бесшумный» волновой разрез с полным отсутствием каких-либо помех, и может восприниматься как образец идеального результата обработки. Второй моделирует ситуацию, когда по разным причинам волны-помехи не могут быть подавлены даже самыми современными процедурами обработки и в значительной степени снижают надежность интерпретации.

Обобщая результаты модельных исследований, проведенных на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях, следует особо подчеркнуть, что, несмотря на  различия в структурных, вещественных и петрофизических характеристиках нефтегазоносных комплексов осадочного чехла, на этих месторождениях все рассмотренные физико-геологические модели созданы на основе единого подхода, базирующегося на 3-х главных принципах:

1. В основу формирования ФГМ положен принцип расчленения осадоч-ного чехла на структурно-вещественные комплексы, которые имеют контраст-ные физические границы, соответствующие реальным  стратиграфическим и литологическим границам. Пространственное положение горизонтов-коллекторов определяется по этим границам.

2. ФГМ содержит «физическое обоснование» аномальных волновых эффектов различной природы. Термин «физическое обоснование» включает в себя два неразрывно связанных понятия:

Петрофизическое обоснование аномальных эффектов, связанных со скоплениями углеводородов, которые проявляются в различных характе-ристиках геологической среды. Формы представления этой составляющей ФГМ могут быть весьма разнообразны: гистограммы распределения и вероятностные оценки петрофизических и емкостных характеристик коллекторов, уравнения корреляционно-регрессионных зависимостей с оценкой доверительных интервалов, оценки дисперсии и коэффициентов корреляции и т.п.

Обоснование разрешающей способности сейсмического метода исследований в рамках основополагающих теоретических представлений о физике формиро-вания и распространения сейсмических волн. Это обоснование включает несложные расчеты параметров сейсмических волн (период, частота, длина волны) и тем самым устанавливает граничные условия для решения задачи прогноза емкостных характеристик среды по параметрам сейсмических волн

3. ФГМ, созданные на основе сейсмических данных, обладают свой-ствами управляемости и полиморфности.

Управляемость модели означает возможность создания и расчета специа-лизированных частных моделей, отображающих изменения отдельных характе-ристик геологических объектов. Модель для исследования слоистости на Верхнечонском месторождении является наглядным примером того, как решение узкоспециальной прямой задачи помогает найти способ выделения локальных сейсмических аномалий и установить их связь с емкостными свойствами нефтегазоносного горизонта.

Полиморфность ФГМ неразрывно связана с понятием многовариант-ности. Свойство физико-математической полиморфности проявляется в много-образии форм волновых полей, рассчитанных в предположении различных вариантов формирования и распространения сейсмических волн, на основе одной и той же геологической (пластовой) модели. Примером этого свойства является  моделирование идеального «бесшумного» разреза МОГТ и разреза, осложненного волнами-помехами на Ковыктинском месторождении.

Значимость ФГМ в методологии решения обратной задачи сейсмики заключается в следующем: ФГМ является интегрированной базой геолого-геофизической информации, в которой объединены количественные характе-ристики различных подсистем геологической среды: петрофизические (пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность, емкость), физические (плотность, скорость, импеданс, коэфф.отражения), структурно-геологические (толщина, протяженность пластов, углы наклона, градиенты погружения). На основе модели  устанавливаются связи между подсистемами и производится оценка разрешающей способности сейсмического метода исследований. Корреляционно-регрессионные зависимости, которые описывают связи в математической форме, играют роль передаточных функций, через которые информация об изменениях характеристик одной подсистемы передается в другую подсистему. Такая структура моделей обеспечивает универсальный и системный подход к анализу самой разнообразной геолого-геофизической информации и, что очень важно, позволяет выяснить физическую природу аномальных эффектов, связанных с аккумуляцией углеводородов.

Результаты исследований динамических характеристик волновых полей на основе физико-геологических моделей являются основанием  для формули-рования положения, на котором базируются методы прогнозирования продуктивности горизонтов – коллекторов.

Волновое поле, как подсистема сейсмических характеристик в физико-        геологической модели реальной геологической среды, формируется под        влиян        ием многих других ее подсистем. Аномалии динамических        параметров волнового поля  одновременно содержат в себе информацию        о слоистом строении среды и ее нефтегазонасыщенности. Эффект        слоистости, связанный с выклиниванием нефтегазоносных пластов,        является геологической помехой существенно снижающей        эффективность прогноза нефтегазовых залежей.

  1. МЕТОДОЛОГИЯ ПРОГНОЗА

ПРОДУКТИВНОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

НА ОСНОВЕ ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

Моделирование волновых полей в интерпретации сейсмических данных сегодня является вполне самостоятельным и быстро развивающимся направлением научных исследований. Широкий круг геологических задач, решаемых в рамках этого направления, охватывает практически все аспекты моделирования современной технологичной сейсморазведки. В значительно меньшей степени в научной геофизической литературе обсуждаются общие принципы методологии построения моделей по сейсмическим данным, хотя именно они являются основой системного анализа в разведочной геофизике и должны, по крайней мере, не отставать в своем развитии от различных интерпретационных технологий, предназначенных для преобразования волновых полей в фильтрационно-емкостные свойства моделируемого объекта.

Процесс геологического истолкования  аномалий, наблюдаемых на  сейсми-ческих волновых разрезах и их многочисленных преобразованиях, в атрибуты волнового поля представляет собой сложную и самостоятельную методическую проблему, в которой выделяются две главные задачи, требующие своего решения:

1 – выделение сейсмических аномалий и их разделение (классификация) на перспективные и неперспективные

2- количественная интерпретация перспективных аномалий и физическое обоснование их связи с нефтегазонасыщенностью горизонтов-коллек-торов

Главным методом в решении задачи выделения нефтегазоперспективных сейсмических аномалий является моделирование волновых полей, отобра-жающих изменчивость всей совокупности свойств (геометрических, литоло-гических, петрофизических, емкостных и др.) геологической среды.

Верхнечонское месторождение. Результаты модельных исследований, изло-женные в предыдущей главе, убедительно доказывают необходимость выде-ления локальных аномалий для надежного прогнозирования продуктивности терригенных коллекторов.

Для практического использования модельно-ориентированного  подхода к выделению сейсмических аномалий автором был проведен анализ амплитуд-ных характеристик отражений вблизи всех непродуктивных скважин Верхнечонского месторождения. Результаты этого анализа представлены в виде  эмпирических зависимостей (трендов) амплитудных характеристик от толщины терригенного комплекса осадочного чехла. Тренды для каждой амплитудной характеристики определены в виде детерминированной аналитически заданной по форме и параметрам функцией и представляют собой полиномы второй степени. Сопоставление модельных и эмпирических зависимостей  показывает, что они практически одинаково отображают закономерное уменьшение значе-ний амплитудных характеристик в зоне выклинивания терригенных  пластов.

Результаты практической реализации рассмотренного метода выделения локальных сейсмических аномалий представлены на рис.2 в виде карт восточной части Непского свода на территории общей площадью 9000 кв.км.. Визуальный анализ этих карт показывает, что пространственное распределение локальных аномалий на территории исследований хорошо согласуется с данными глубокого бурения. В центральной части этих карт выделяется обширная высокоамплитудная аномалия, которая  полностью закрывает всю территорию  Верхнечонского  месторождения.

Количественная оценка эффективности применения метода выделения перспективных аномалий выполнена на основе сопоставление карт наблю-денных и локальных амплитудных аномалий с данными глубокого бурения.

Вероятностные оценки, сделанные на основе этих карт, разделены  по градациям аномалий на основе общепринятого критерия трех стандартов и соответствуют шкалам их значений на картах (Аф – фоновое значение, S = D –стандартное отклонение от фонового значения  амплитуд, где D – дисперсия амплитуд). Вероятность обнаружения продуктивного коллектора (Р) опреде-ляется как отношение количества продуктивных скважин к общему количеству скважин в пределах каждой градации. Анализ вероятностных оценок  показывает, что по мере повышения граничного уровня  аномалий прослежи-вается тенденция к увеличению вероятности обнаружения продуктивного коллектора. Однако вероятностные оценки для карт наблюденных и локальных аномалий существенно различаются.

Повышение граничного уровня аномалий от Аф+S до Аф+2S на карте наблюденных аномалий не приводит к существенному увеличению их вероят-ностной связи с нефтегазонасыщенным коллектором. На карте локальных аномалий, при переходе от градации Аф+S к Аф+2S, вероятность обнаружения продуктивного коллектора возрастает более чем в 1,5 раза. Высокоампли-тудные локальные аномалии А>Аф+2S имеют значительно более высокую вероятностную связь (0,95) с продуктивными коллекторами, чем наблюденные аномалии (0,75).

На основании сравнительного анализа вероятностных оценок наблю-денных и локальных аномалий можно сделать вывод о том, что методика выде-ления локальных аномалий, основанная на учете региональных закономерных изменений в напластовании терригенных отложений, оказывается эффек-тивным инструментом для прогноза продуктивности коллекторов не только на самом Верхнечонском месторождении, но и на сопредельных территориях.

Рис.2  Локальные амплитудные аномалии  Восточной части Непского свода

Ковыктинское месторождение. Анализ волновых полей на основе физико-геологических моделей показал, что амплитудные аномалии отраженных волн имеют достаточно надежную связь с газонасыщенностью парфеновского горизонта. Практическим результатом подтверждения этой связи является карта амплитудных аномалий парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении (рис.3). Контур  амплитудной аномалии  по граничному значению A > 4000 ус.ед. «закрывает» примерно 90% площади месторождения. Объективное представление о перспективности выделенной амплитудной аномалии дают вероятностные оценки ее связи с продуктив-ностью парфеновского горизонта. Граничное значение «фона» (Аф=3000ус.ед) определяет контуры перспективной площади, за пределами которой вероятность обнаружения продуктивного коллектора равна нулю. Повышение граничного  аномального  уровня  до  Аф+S приводит  к  резкому  увеличению вероятности  до  0,8. При  переходе  к  следующим  градациям более высокого аномального уровня вероятность увеличивается и достигает практически предельного значения, близкого к 1,0. Здесь следует заметить, что в пределах Ковыктинской площади находится только 2 скважины в которых коллектор отсутствует. При расчете вероятностей автор относил к разряду непродуктивных все скважины, в которых эффективная толщина коллектора оказалась менее 5 м, а коэффициент пористости менее 10%.

Приведенные результаты вероятностного анализа на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях доказывают наличие достаточно надежной связи между сейсмическими аномалиями и продуктивностью нефтегазоносных горизонтов. Однако эта вероятностная связь не дает объяснения таким фактам, как попадание непродуктивных скважин в контур высокоамплитудных перспективных аномалий (ошибки первого рода) и наличие  продуктивных высокодебитных скважин в области неперспективных аномалий (ошибки второго рода). Эти факты заставляют сдержанно отнестись к результатам вероятностного анализа и обратиться к исследованию физической природы сейсмических аномалий.

В научно-технической литературе и петрофизических справочниках приводятся данные о различных связях между величинами изменения физи-ческих параметров осадочных пород и их емкостными свойствами. В диссер-тации эти связи рассматриваются на уровне взаимодействия двух ее подсистем:

1. Подсистема физико-механических и упругих характеристик включает: плотность, скорость, импеданс, коэфф.отражения, коэфф.сжатия (Пуассона), поглощение.

2.Подсистема петрофизических характеристик включает: пористость, прони-цаемость, нефтегазонасыщенность, емкость.

Рис.3  Аномалии амплитуд отражений парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении

Общеизвестные корреляционные связи этих подсистем, (скорость-пористость, плотность-пористость, скорость-нефтенасыщенность, скорость-плотность) широко используются в интерпретации аномалий сейсмических параметров волнового поля. При этом сам факт существования этих связей часто отождествляется с физическим обоснованием  аномальных эффектов, возникающих на сейсмических волновых разрезах, а  некоторые корреля-ционные зависимости используются с нарушением принципа иерархичности при построении емкостных моделей нефтегазовых залежей. Иерархическая организация всех выше рассмотренных физико-геологических моделей, предусматривает выделение в них трех уровней системных элементов:

Первый уровень –  это однородные слои пород-коллекторов, толщина которых составляет 1-5 м. Для этих слоев на образцах керна определяются литологический состав пород, их общая и открытая пористость, абсолютная проницаемость, свойства насыщающих флюидов и связи между физическими характеристиками, измеряемыми геофизическими методами (интервальное время, скорость, плотность, электрическое сопротивление радиоактивность) и емкостными характеристиками пород. Характерной особенностью этих корреляционных зависимостей являются очень высокие коэффициенты корреляции (более 0,9).

Второй уровень – пласты пород-коллекторов, имеющие слоистую структуру, толщина которых составляет первые десятки (20-30) метров. В границах этих пластов устанавливаются более «грубые» связи между их осред-ненными (средневзвешенными) петрофизическими и емкостными характерис-тиками. Эмпирические зависимости средней скорости от пористости, нефте-газонасыщенности и емкости, установленные автором для пластов  песчаников верхнечонского и парфеновского горизонтов, являются примером таких связей.

Третий уровень – нефтегазоносные горизонты (СВК) , включающие в себя пласты различной литологии, и имеющие толщину более30 метров. Связь между их петрофизическими и емкостными характеристиками устанавливается на уровне интегральных параметров. В рассмотренных ФГМ к связям такого рода относятся зависимости средней скорости  и отражательных свойств среды от емкости нефтегазоносных горизонтов  на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях.

В высокоскоростном тонкослоистом разрезе осадочного чехла на юге Сибирской  платформы геологические тела первого и второго уровня (слои и пласты) из-за ограниченной разрешающей способности сейсморазведки лишь в редких случаях могут выступать в качестве самостоятельных объектов исследо-ваний. Поэтому практическую значимость в решении обратной задачи сейсмики имеют связи, установленные для геологических тел третьего уровня. Наибольший интерес  представляют связи аномалий сейсмических параметров с емкостными  свойствами нефтегазоносных горизонтов. Такие связи установ-лены автором на исследуемых месторождениях.

Амплитуда локальных аномалий на Верхнечонском месторождении свя-зана прямой корреляционной зависимостью с емкостью песчаников. Границы интервалов с доверительной вероятностью 90% и высокие коэффициенты взаимной корреляции (0,87 и 0,89) позволяют сделать вывод о тесной связи между сопоставляемыми параметрами. В комплексе с модельными и эмпирии-ческими зависимостями средней скорости от тех же емкостных свойств (Нэф., Кпор., Емк) эти данные позволяют  установить физическую природу  интеграль-ного эффекта повышения амплитуд отражений в виде логической последо-вательности причинно-следственных связей между петрофизическими, физико-механическими и сейсмическими характеристиками среды: эффект понижения скорости по мере увеличения емкостных характеристик (Нэф., Кпор.) коллек-торов, приводит к повышению контрастности их физических границ с покрывающими и подстилающими породами. Повышение контрастности физических границ означает повышение отражательной способности (коэфф. отражения, импеданс) и, следовательно, повышение амплитуд отражений на этих границах.

На Ковыктинском месторождении объяснение физической природы амплитудной аномалии дается с точки зрения ее соответствия общим геоло-гическим закономерностям в распределении емкостных свойств парфеновского горизонта.

Автором проведен анализ распределения Нэф. и Кпор. парфеновского горизонта в градациях амплитудных аномалий. Для градации (3000<A<4000) характерен очень широкий диапазон значений эффективной толщины (от 0,5 до 24 м) и коэффициента пористости ( от 6 до 16%). В то же время, суммарная вероятность обнаружения коллектора с эффективной толщиной более 15 м здесь достаточно высока и составляет 0,8. В градациях высокоамплитудных аномалий ( 4000<A<5000, A>5000 ) диапазон изменения Нэф. также очень широк, но при этом его нижняя граница не опускается ниже 7 метров. Коэффициенты пористости имеют высокие значения (10%) с вероятностью 1,0. Главной особенностью высокоамплитудных аномалий является то, что два главных параметра Нэф. и Кпор., которые определяют емкость коллекторов, имеют устойчивые нижние пределы (Нэф. не менее 7 м и Кпор. не менее 10%) со значением вероятности более 0,9.

Несмотря на высокий уровень вероятностных оценок амплитудных аномалий, необходимо отметить следующее. Сопоставление диапазонов изме-нения коллекторских свойств парфеновского горизонта и амплитуд сейсми-ческих аномалий показывает, что они существенно различаются. Эффективная толщина и емкость могут изменяться в десятки раз, в то время как относи-тельные изменения амплитуд  сейсмических  аномалий  не  превышают  50%  (от 4000 до 6000 усл. ед.). Именно поэтому на Ковыктинском месторождении не удается получить функциональную зависимость амплитуды от емкости.

Главный вывод, который следует из результатов вероятностного анализа и модельных исследований волновых полей на Ковыктинском месторождении заключается в том, что амплитудные аномалии парфеновского горизонта имеют надежную связь с его емкостными характеристиками. Физическая природа амплитудных аномалий связана с эффектом понижения скорости сейсмических волн в газонасыщенных пластах песчаников.Результаты исследований сейсмических аномалий на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях, дают основание для следующего вывода:

Моделирование волновых полей на основе физико-геологических моделей является базовым методом анализа внутренней структуры, основных свойств и связей  различных характеристик нефтегазоносных объектов. Установленные модельные  зависимости между емкостными, петрофизическими и сейсмическими характеристиками среды являются теоретическим обоснованием связи сейсмических аномалий с нефте-газовыми залежами. Метод выделения локальных аномалий, основанный на учете региональных закономерностей в напластовании терригенных отложений, существенно повышает эффективность прогноза емкостных свойств коллекторов.

  1. ИНТЕГРИРОВАННАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ

В современной научной литературе объединение разнородных геолого-геофизических данных в единую целостную модель получило название «интегрированная интерпретация». Интегрированная интерпретация является процессом, а не технологией, потому что процесс - это совокупность последо-вательности действий для получения результатов, а не совокупность методов, осуществляемых в процессе производства, при котором эти результаты получают (Зайченко В.Ю., 1997).

Современные технологии обработки и интерпретации сейсмических данных позволяют создавать детальные параметрические модели пористости, прони-цаемости, флюидонасыщенности и др. свойств коллекторов. Однако несмотря  на многофакторную зависимость параметров волнового поля от многих геологических характеристик пород (гранулометрический состав, глинистость, засолоненность, пористость, проницаемость и др.) для построения моделей используются однофакторные корреляционные уравнения связи только с одним искомым параметром геологической среды. Таким образом, параметрические модели отдельных петрофизических свойств коллекторов, созданные на основе сейсмических данных и ГИС, чаще всего не содержат никакой информации об истории формирования и структурно-тектоническом строении  нефтегазовых залежей и не могут считаться самодостаточными. Представляется очевидным, что успешное прогнозирование емкостных характеристик коллекторов возможно только на основе интегрированной интерпретации всех имеющихся геолого-геофизических данных о строении месторождения.

Главным положением интегрированной интерпретации является утвер-ждение о том, что точность и надежность сейсмического прогноза обеспечи-вается созданием интегрированной многопараметровой физико-геологической модели, основанной на системном анализе многих природных факторов, влияющих на формирование нефтегазовых залежей. В интегрированной модели различные типы данных (структурно-тектонических, потенциальных физичес-ких полей, сейсмических, ГИС, петрофизических) рассматриваются как взаимо-связанные подсистемы. Все факторы в этих подсистемах равновероятны и равнозначны в своем влиянии на формирование сейсмических аномалий.

Интегрированная интерпретация сейсмических аномалий рассматри-вается на примере многопараметровой физико-геологической модели Верхне-чонского месторождения. Многолетний опыт геолого-геофизических исследо-ваний на Верхнечонском месторождении свидетельствует о том, что нефте-газовые залежи характеризуются сложным строением резервуаров и невыдер-жанностью емкостных свойств коллекторов, как за счет изменения литологии пород, так и за счет засолонения их порового пространства. Причины и механизм возникновения этих природных явлений и сегодня остаются мало-изученными, хотя именно они в конечном итоге определяют фильтрационно-емкостные свойства нефтегазоносных горизонтов.

Установлено, что главной и практически единственной причиной регио-нального засолонения  коллекторов на Непском своде, является термобаричес-кий метаморфизм рассолов (снижение температур и давлений), который в значительной степени активизируется тепловым воздействием интрузивных магматических тел, внедрявшихся в осадочный чехол.

Интегрированная ФГМ представляет собой систему взаимосвязанных элементов (составляющих) геологической среды, которые включают  явления  и процессы различной физической природы, происходившие во время формиро-вания нефтегазовых залежей. 

Теплоэнергетическая составляющая ФГМ

Уникальное по своим размерам скопление УВ на Верхнечонском место-рождении обусловлено действием двух теплоэнергетических факторов: первый фактор связан с глубинным диапиром пород основного-ультраосновного состава, второй – с  зоной структурно-вещественного преобразования земной коры, производимого поднимающейся флюидно-магматической колонной. Глубинный диапир выделяется при пространственном совмещении положи-тельных магнитных (до 700 нТл ) и гравитационной ( до 15 мгл ) аномалий, которые соответственно обусловлены высокой намагниченностью и плот-ностью основных и ультраосновных пород. Большой теплоэнергетический потенциал диапира определяется его объемом, превышающим 10 000 км3.

Зоны повышенной электропроводности, выделяемые по данным глубин-ных магнито-теллурических зондирований, рассматриваются как результат отмеченного выше структурно-вещественного преобразования земной коры. Верхнечонская проводящая геоэлектрическая  неоднородность имеет  глубину  до верхней кромки – 10 км, мощность по вертикали–20 км, проводимость 50 000 См. Контур зоны повышенной электропроводности  перекрывает  75% площади контура диапира.

Глубинные разломы и флюидно-магматическая колонна  формируют зону повышенной проницаемости, по которой распространяется глубинный флюидный поток и тепловая энергии, которая может обеспечить высокую степень катагенетических преобразований органического вещества в отло-жениях венда-кембрия.

Структурно-тектоническая составляющая ФГМ

Структурно-тектоническая модель подсолевого комплекса осадочного чехла  включает структурные поверхности опорных сейсмических горизонтов и разломы, разделяющие осадочный чехол  на ряд структурно-тектонических блоков. Сопоставление структурных поверхностей подсолевого комплекса показывает, что все они обладают высокой степенью унаследованности не только в региональном плане, но и в отдельных локальных структурных элементах. Структурно-тектоническая модель с высокой степенью точности отображает положение поверхностей напластования, соответствующих страти-графическим границам подсолевого и терригенного комплексов осадочного чехла. Блоковая конструкция этой модели, которая базируется на данных сейсморазведки и глубокого бурения, достаточно хорошо объясняет различные уровни газожидкостных контактов и различное насыщение продуктивных горизонтов, разделенных разломами с небольшими амплитудами смещения. В то же время структурно-тектоническая модель, ограниченная объемом подсо-левого комплекса, не обеспечивает решения главной проблемы – предсказание участков засолонения коллекторов.

Термобарический метаморфизм, являющийся главной причиной засоло-нения коллекторов, тесно связан с тепловым воздействием интрузивных магматических тел. На территорию Верхнечонского месторождения составлена схема пространственного распределения зон субвертикальных трапповых тел, вулканических аппаратов и их сближенных групп. В физико-механическом отношении все они относятся к деструктивным элементам, нарушающим первоначальную целостность коллекторов и покрышек. Пространственное совмещение зон интенсивного внедрения субвертикальных трапповых тел с зонами засолонения показывает высокую степень их соответствия. Высокая вероятность отсутствия коллекторов в зонах деструкции и засолонения подтверждается также тем, что из 28 непродуктивных скважин  месторождения 21 скважина находится  в контурах этих зон.

Анализ геолого-геофизических данных показывает, что глубинные разло-мы, зоны деструкции, связанные с магматическими телами во многом опреде-лили пространственное распределение коллекторских свойств верхнечонского горизонта. Поэтому сейсмические аномалии следует рассматривать как след-ствие проявления структурно-тектонических факторов в волновом поле, и с этих позиций анализировать их связь с емкостными свойствами коллекторов.

Сейсмическая составляющая ФГМ

       Сейсмическая составляющая многопараметровой модели определяет  процесс изучения месторождения в  современном состоянии, в котором запечатлены все конструктивные и деструктивные события в длительной истории его развития. Наибольший интерес в интегрированной много-параметровой модели представляют сейсмические аномалии и их  причинно-следственные связи  со структурно-тектоническими элементами и емкостными свойствами  песчаников верхнечонского горизонта.

       Схема интегрированной интерпретации сейсмических аномалий на рис.4 представляет собой многослойное наложение графических текстур различных характеристик верхнечонского горизонта.

       Крупная амплитудная сейсмическая аномалия, выделенная по результатам динамической обработки и интерпретации отраженных волн на границах нефтегазоносного верхнечонского горизонта, закрывает практически всю продуктивную площадь в лицензионном контуре месторождения. В  регио- нальном плане ее западная и юго-западная границы совпадают с зоной внедрения трапповых тел. Связь амплитудной аномалии с удельной емкостью верхнечонского горизонта представляется очевидной, т.к. ее контуры во многом совпадают с зонами высокоемких коллекторов, а непродуктивные (законтурные) скважины находятся в  зонах засолонения за ее пределами.

       Обобщая материалы по всем трем  составляющим интегрированной ФГМ, можно сделать вывод о существовании причинно-следственных связей между различными геологическими факторами, которые оказали существенное влияние на  формирование нефтегазовых залежей:

- Глубинные теплоэнергетические факторы (диапир, зона структурно-вещест-венного преобразования земной коры, глубинные разломы) сыграли важную роль в процессах образования крупных скоплений углеводородов в пределах Верхнечонского сводового поднятия.

Рис.4  Схема интегрированной интерпретации амплитудных сейсмических аномалий

- Структурно-тектонические элементы (глубинные разломы, зоны интен-сивного внедрения магматических тел и связанные с ними зоны засолонения коллекторов), возникшие во время активизации тектонических процессов в верхней части консолидированной земной коры, во многом определили пространственное распределение коллекторских свойств нефтегазоносных горизонтов в терригенном комплексе осадочного чехла.

- Сейсмические аномалии являются следствием проявления петрофизических свойств  песчаных пластов (пористость, емкость) в волновом поле, которые, в свою очередь, пространственно связаны с структурно-тектоническими элементами (зоны деструкции и засолонения) интегрированной модели. 

Целостность интегрированной ФГМ определяется развитием устойчивых внутренних связей между различными характеристиками ее элементов (подсистем). Пример таких системных связей приведен на рис.5. Все характе-ристики песчаников верхнечонского горизонт оказываются взаимно связан-ными по меньшей мере с одной другой характеристикой, и нет таких, которые бы не находились в связи с другими. Прочность связей между ними подтверждается достаточно высокими значениями коэффициентов взаимной корреляции (R) от 0,70 до 0,79. Такой  «узкий» диапазон  изменения R свиде-тельствует о том, что все они являются примерно «равными» и одинаково важными в отображении коллекторских свойств верхнечонского горизонта.

       Повышение детальности моделей  нефтегазовых залежей тесно связано с развитием 3D сейсморазведки, которая на основе объемных изображений различных параметров среды позволяет существенно дополнить и уточнить  геологическое строение среды в межскважинном пространстве. Сейсморазведка 3D позволяет с высокой степенью детальности исследовать различные неоднородности в коллекторах продуктивных горизонтов. На Верхнечонском месторождении результатам  интерпретации 3Д сейсмических данных с использованием технологии PETREL (Schlumberger) выделено песчаное тело верхнечонского горизонта отображающее его продуктивность. Уменьшение  толщины этого тела означает ухудшение коллекторских свойств песчаников за счет их глинизации в верхней (кровельной) части верхнечонского горизонта. Еще одним подтверждением эффективности 3D сейсмического прогноза являются результаты атрибутного анализа сейсмических волн, отраженных на кровле песчаников верхнечонского горизонта. По сейсмическим атрибутам выделяется  линейная зона их низких значений, пространственно совпадающая с зонами уменьшения толщины песчаного тела. Расчеты показывают, что «прямые» парные корреляционные связи между сейсмическими атрибутами - пористостью и эффективной толщиной - слишком слабы (коэфф. взаимной корреляции не превышают 0,58) и не могут быть использованы для практи-ческого применения. Поэтому возможности атрибутного прогнозирования  по данным наземной сейсморазведки 3D можно считать исчерпанными.

Наиболее перспективным направлением в исследовании емкостных свойств коллекторов сегодня является комплексный анализа различных компонент волнового поля, регистрируемых в методе МВСП (многоволновое вертикальное сейсмическое профилирование). Главным достижением МВСП является возможность определения упругих и сдвиговых импедансов во внутренних точках среды. Использование импедансов, а не непосредственно сейсмических амплитуд, позволяет достигнуть высокой разрешенности разре-зов МВСП и провести более детальную и точную интерпретацию.

Обработка, интерпретация и амплитудная инверсия данных МВСП на одной из скважин Верхнечонского месторождения выполнена В.А. Редекопом и Г.А. Шехтманом в 2008 году. Прогнозные оценки пористости коллектора, полученные по данным МВСП (14,2%) практически совпали с пористостью, определенной по комплексу ГИС (14,7%). Полученные результаты МВСП показали, что комплексный анализ различных компонент волнового поля позволяет существенно повысить точность определения емкостных свойств верхнечонского горизонта по сравнению с наземной 3D сейсмикой на монотипных продольных волнах.

Рис.5  Взаимосвязь геологических, петрофизических

и промысловых характеристик верхнечонского горизонта

На Ковыктинском месторождении в сейсмическом кубе 3D зоны отсут-ствия коллектора на картах сейсмических атрибутов проявляются с большей детальностью, чем на карте амплитуд отражений парфеновского горизонта. Результаты динамического анализа 3D сейсмических данных позволяют в вос-точной части Ковыктинского месторождения детализировать зону отсутствия коллектора, которая сформировалась под влиянием разрывного нарушения.

Подводя итог геологической результативности сейсморазведки 3D, следует отметить, что на любом этапе геологоразведочных работ она играет роль детализационного метода, направленного на повышение достоверности и точности выявления нефтегазовых залежей в зонах сложного геологического строения, которые характеризуются развитием дизъюнктивной тектоники, выклиниванием и литологическим замещением коллекторов. На стадии разра-ботки месторождений проведение сейсмических работ 3D в комплексе с МВСП позволяет снизить риски попадания эксплуатационных скважин в зоны засолонения и глинизации коллекторов, а также проводить корректировку траекторий горизонтальных участков скважин без бурения пилотных стволов.

Рассмотренные результаты интегрированной интерпретации сейсми-ческих данных показывают, что различная детальность разнородных геолого-геофизических данных не является препятствием для их объединения на основе физико-геологической модели, которая позволяет рассматривать процесс фор-мирования и распространения сейсмических волн во взаимосвязи с геологи-ческими процессами образования ловушек и залежей углеводородов. На основании результатов интерпретации геолого-геофизических данных форму-лируется следующее положение:

Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных осуществляется на основополагающих принципах причинности и системности путем формирования физико-геологической модели, объединяющей взаимосвязанные составляющие (теплоэнергетическую, структурно-тектоническую, сейсмическую) геологической среды, в которой материально запечетлены процессы различной физической природы, повлиявшие на формирование нефтегазовых залежей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основным результатом работы являются разработанные методы прогноза продуктивности терригенных коллекторов на юге Сибирской платформы, основанные на создании физико-геологических моделей нефтегазовых залежей.

На основе системного подхода к анализу геолого-геофизических данных автором сформированы обобщенные и частные физико-геологические модели  для  Верхнечонского и Ковыктинского месторождений. Физико-геологические модели рассматриваются как совокупность подсистем многих характеристик геологической среды, которые оказывают влияние на формирование аномалий волнового поля. Установленные связи между подсистемами геологических, петрофизических и сейсмических параметров являются физическим обосно-ванием для выделения перспективных сейсмических аномалий.

Для сейсмогеологических условий Верхнечонского месторождения разра-ботан метод разделения сейсмических аномалий на региональную и локальную составляющие. Основу метода составляет математическое моделирование волнового эффекта слоистости на базе частных физико-геологических моделей.

Исследованы причинно-следственные связи между геологическими, петрофизическими и физико-механическими характеристиками коллекторов, на основе которых установлена физическая природа эффектов, связанных с их нефтегазонасыщенностью и проявляющихся в аномалиях волнового поля.

Доказана надежная вероятностная и корреляционная связь сейсмических амплитудных аномалий с емкостными свойствами терригенных коллекторов на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. Установленные модельные зависимости между емкостными, петрофизическими и сейсмическими характе-ристиками среды рассматриваются как теоретическое обоснование связи сейсмических аномалий с нефтегазовыми залежами.

Интегрированная интерпретация геолого-геофизических данных по нефтегазоносному объекту осуществляется на основополагающем принципе причинности, путем формирования физико-геологической модели, объеди-няющей взаимосвязанные составляющие геологической  среды - тепло-энергетическую и структурно-тектоническую. В результате интегрированной интерпретации на основе многопараметровой физико-геологической модели Верхнечонского месторождения, выявлены многофакторные связи между геологическими процессами, влияющими на формирование коллекторов, их емкостными свойствами и  аномалиями волнового поля.

Основные публикации по теме диссертации

1. Барышев Л.А.  Подход к динамической интерпретации отраженных волн на основе физико-геологических моделей // Геофизика «Технологии сейсмо-разведки-I».-2002. -С.31-35.

2. Барышев Л.А. Прогноз продуктивности терригенных коллекторов по динамическим параметрам отраженных волн на Верхнечонской площади // Геофизика. –  2003. -2. - С.27-32.

3. Барышев Л.А.  Физико-геологическая модель подсолевого комплекса осадочного чехла и прогноз продуктивности терригенных коллекторов на Ковыктинском месторождении // Геофизика «Технологии сейсморазведки– II».- 2003, С.38-43.

4. Барышев Л.А. Физическая природа сейсмических аномалий на Непском своде // Геофизика. – 2004. -5. - С.10-13.

5. Барышев Л.А. Методика прогноза емкостных свойств терригенных коллек-торов на Непском своде // Технологии сейсморазведки. -2004. -2. - С.109-112.

6. Барышев С.А., Барышев Л.А. Комплексная интерпретация волновых полей на Ковыктинском месторождении // Технологии сейсморазведки.-2005. - 2. -С.43-47.

7. Барышев Л.А. О физической обоснованности определения коллекторских свойств парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении // Технологии сейсморазведки. -2005. -3. - С.76-82.

8. Барышев Л.А. Физико-геологические модели в нефтегазовой сейсмо-разведке (Ковыктинское месторождение) // Отечественная геология. -2006. -2. - С.35-41.

9. Барышев Л.А., Хохлов Г.А. Комплексная интерпретация данных сейсмо-разведки и ГИС на основе физико-геологической модели // Технологии сейсморазведки. -2006. -3. - С.55-60.

10. Барышев Л.А., Приезжев И.И., Пузин А.В., Солоха Е.В.  Преобразование сейсмических данных 2D-МОГТ в 3D-МОГТ и прогноз продуктивности коллекторов // Геоинформатика. -2007. -4. -С.49-53.

11. Барышев C.А., Барышев Л.А.  Комплексная интерпретация и моделирование волновых полей на Ковыктинском месторождении // Геология нефти и газа. -2008. -2. - С.52-58.

12. Барышев Л.А., Барышев А.С.  Многопараметровая физико-геологическая модель Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторож-дения // Геология нефти и газа. -2008. –4, - С.46-54.

13. Барышев Л.А., Барышев А.С. Методология прогноза нефтегазовых залежей на юге Сибирской платформы // Разведка и охрана недр. -2009. – 3. –С.3-9.

14. Барышев Л.А., Редекоп В.А., Шехтман Г.А. Возможности изучения терригенных коллекторов наземной и скважинной сейсморазведкой в Восточной Сибири // Технологии сейсморазведки. -2009. -2. –С.

15. Барышев Л.А. Методы прогноза продуктивности терригенных коллекторов на Верхнечонском месторождении: Дисс.  к.г.-м.н. – Иркутск, 1993. – 100 с.

16. Барышев Л.А., Хохлов Г.А., Исаков М.М.  Моделирование динамических параметров отраженных волн на примере Верхнечонского месторождения // Геофизические исследования Восточной Сибири на современном этапе. -Иркутск: -1990. -С.19-29.

17. Бернштейн Г.Л., Иванов С.А., Барышев Л.А. Прогноз нефтегазоносности на Ярактинском месторождении //  Прогноз зон нефтегазонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе .-Л: ВНИГРИ, 1988. -С.162-172.

18. Мандельбаум М.М., Бернштейн Г.Л., Климентьев Б.Р., Барышев Л.А. Прогнозирование месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы с помощью геофизических методов // Обеспечение научно-технического прог-ресса при геофизических исследованияхъ в Восточной Сибири. –Новосибирск, Иркутск. -1987. –С.66-73.

19. Барышев Л.А. Интерпретация данных сейсморазведки // Геофизика. -1999 спецвыпуск «Иркутскгеофизике 50 лет». –С.35-41.

20. Дударева О.В., Барышев Л.А. Геоинформационный анализ петрофизи-ческих свойств коллекторов на Чонской площади // Геофизика на пороге третьего тысячелетия. Тр. четвертой Байкальской школы-семинара 5-10 сентября 2002 г. – Иркутск, 2002. –С.89-94.

Подписано в печать  25.06.2009. Формат 60 х 90 / 16

Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. печ. л. 1,75

Тираж 100 экз. Зак. ____

ИД № 06506 от 26.12.2001

Иркутский государственный технический университет

664074, Иркутск, ул.Лермонтова, 83

 



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.