WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

Устинова Вера Николаевна

Сейсмогеологические модели нефтегазовых

месторождений юго-востока

Западно-Сибирской плиты

25.00.10 – геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание учёной степени

доктора геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург – 2009

Работа выполнена в Томском политехническом университете

Научный консультант: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Ерофеев Леонид Яковлевич        

Официальные оппоненты:

доктор  технических  наук,

профессор Афанасьев Виталий Сергеевич

доктор геолого-минералогических наук,

профессор Лебедев Борис Андреевич

доктор технических наук,

профессор Молчанов Анатолий Александрович

Ведущая организация:  ООО «Томскгазпромгеофизика»

Защита диссертации состоится  «_21» _мая____2009 г. в 15. 00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.232.19  при Санкт-Петербургском государственном университете по адресу: 199034, Санкт-Петербург, Университетская наб., 7/9, ауд. 52,
геологический факультет

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке

Санкт-Петербургском государственном университете.

Автореферат разослан __ __________ 2009 г.

Учёный секретарь

диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук                Вагин С.А.

ВВЕДЕНИЕ

Диссертация освещает исследования автора в области сейсморазведки. Работа посвящена изучению опыта и эффективности сейсмических исследований при решении задач нефтяной геологии, связана с созданием пространственных сейсмогеологических моделей нефтегазоносных отложений, разработкой методики сейсмофациального ранжирования нефтегазоносных толщ, прогноза нефтенасыщенных и высокодебитных коллекторов продуктивных отложений чехла юго-востока Западно-Сибирской плиты.

Работа выполнялась в процессе реализации научных программ Комитета природных ресурсов по комплексному изучению недр Западной Сибири.

Объектами исследований были: а) сейсмоморфологические и сейсмоморфофациальные особенности и характеристики разнопорядковых структур чехла; б) пространственно-зональное сейсмофациальное строение продуктивных отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты; в) физико-геологические изменения в нефтегазоносных разрезах под влиянием углеводородов (УВ), характер их проявления в полях сейсмических параметров.

Актуальность работы. В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции перспективы нефтегазоносности связываются с неструктурными ловушками, малоамплитудными поднятиями. Актуальным является создание сейсмогеологических моделей нефтегазоносных отложений и месторождений УВ, отвечающих уровню сложности решаемых задач, создание эффективной методики комплексной интерпретации сейсмогеологических данных, с целью изучения латерально-зонального распространения песчаных фаций коллекторов и обнаружения областей максимального нефтегазонасыщения.

Цель исследований. Цель исследований состояла в изучении сейсмоморфоструктурных и сейсмофациальных параметров и характеристик высокодебитных залежей и нефтегазоносных отложений, в разработке геометрических и вероятностно-статистических моделей вещественно-структурных сочетаний и парагенетических ассоциаций компонентов геологических объектов нефтегазоносного разреза, которые, аддитивно проявляясь в сейсмическом волновом поле, наилучшим образом характеризуют нефтегазоносность.

Основные задачи исследований

1. Сейсмофациальное моделирование. Фациально-генетическая интерпретация результатов сейсмостратиграфических построений для нефтеперспективных отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты, анализ их циклического строения и площадной локализации.

2. Выявление закономерностей в строении сейсмофациальных комплексов, в зональном распределении нефтеперспективных фаций.

3. Сейсмоморфологическое моделирование. Определение роли морфологических параметров структур, особенностей строения рифтовых впадин и направленности пострифтовых процессов, разноориентированных тектонических нарушений и тектонической трещиноватости в формировании и разрушении залежей УВ, их пространственном местоположении и параметрах продуктивности. Создание сейсмотектонических моделей пострифтовых бассейнов.

4. Петрофизическое моделирование. Изучение зональности новоминеральных образований в нефтегазоносном разрезе, особенностей проявления новоминеральных ассоциаций в сейсмическом волновом поле. Создание геосейсмической модели залежи УВ.

5. Вероятностно-статистическая параметризация геологических объектов благоприятствующих нефтегазонакоплению и их аномальных проявлений в сейсмических параметрах. Разработка методики анализа ритмического строения сейсмокомплексов, как последовательности формирования структурно-вещественных ассоциаций горных пород и этапности развития нефтегазоносных структур.

6. Разработка классификации типовых форм структур, их геометрическая (фрактальная) и статистическая параметризация, разработка способов их разделения (выделения) по морфоструктурным характеристикам и особенностям проявления в сейсмическом волновом поле.

Научная новизна

1. Выявлены сейсмогеологические закономерности циклического и латерально-зонального (радиально-симметричного) строения нефтегазоносных продуктивных комплексов на юго-востоке Западно-Сибирской плиты; уточнены параметры петрофизической модели залежи УВ, определены признаки нефтегазоносности и характер их проявления в сейсмическом волновом поле. 2. По данным сейсморазведки построены схемы зонального распределения песчаных отложений нефтегазоперспективных горизонтов. Изучены особенности геотектонического и сейсмоциклостратиграфического строения продуктивной угленосно-нефтегазоносной формации юго-востока Западно-Сибирской плиты. 3. В нефтегазоносном разрезе выявлены комплексы пород ранга мезоциклита, характеризующиеся устойчивостью и повторяемостью рисунка электро- и сейсмокаротажных кривых, отвечающие размерности сейсмического сигнала. 4. Доказано наличие пространственного дополнения в осадочном заполнении территорий на всех уровнях формирования осадка; на уровне мезоциклита проявляющееся в выдержанности сейсмических границ и латеральной изменчивости формы сейсмического сигнала. 5. По сейсмоморфологическим данным изучено влияние на процессы формирования, местоположение и сохранность залежей УВ разноориентированных систем тектонических трещин, рифтовых структур. 6. Установлены закономерности в сочетании морфологических элементов структур, сейсмоморфологическом облике проявления песчаных фаций и их аномальном проявлении в полях сейсмических параметров. 7. Разработаны сейсмические критерии прогноза высокоёмких коллекторов.

Практическая значимость

1. Создана технология прогноза нефтегазоносности включающая сейсмофациальный, сейсмоморфологический анализ, прогнозирование нефтегазонасыщенных коллекторов в полях сейсмических параметров. 2. По данным сейсморазведки выполнено нефтегазогеологическое районирование продуктивных отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты. 3. Построенные сейсмолитофациальные карты позволили установить основные закономерности в распределении песчаных отложений, показать избирательность структурной приуроченности песчаных фаций, доказали перспективность сейсморазведки в обнаружении и картировании нефтегазонасыщенных зон. 4. С точки зрения типовых морфологических форм нефтегазоносных структур разработаны подходы к районированию нефтеперспективных территорий и выявлению зон максимального нефтегазонасыщения.

Реализация работы в производстве. Результаты прогноза нефтегазоносности на юго-востоке Западно-Сибирской плиты, полученные с применением разработанной технологии, отражены в (трёхгодичных) отчётах по научно-исследовательским тематикам с Комитетом по природным ресурсам (Устинова и др., 1998; 2001), в материалах договорных исследований между ТГУ и организациями нефтегазовой отрасли Томской области (в 7 научно-производственных отчётах). Рекомендации по разведочному нефтегазогеологическому районированию переданы в ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», ОАО «Томскнефть», ОАО «Востокгазпром». Проведённые исследования позволили повысить эффективность заложения разведочных и промысловых скважин. Работы были проведены на Останинской, Калиновой, Тамбаевской, Урманской, Герасимовской, Нижнетабаганской, Вахской, Ининской, Юрьевской, Охтеурской, Стрежевой, Фобосской, Северной, Первомайской, Катыльгинской, Малореченской, Алёнкинской, Лесной, Мохсиковской, Меридиональной, Мыльджинской, Двуреченской, Моисеевской, Игольско-Таловой, Крапивинской, Северо-Васюганской и др. площадях.

Фактический материал. В основу работы положены результаты 24-летних исследований автора, которые, в первую очередь, были ориентированы на изучение сейсмического материала.

Геолого-геофизические результаты на месторождениях нефти и газа получены при совместных интерпретационных работах со специалистами ОАО «ТомскНИПИнефть» (С.А. Гладилин, А.Ф. Глебов), ПГО «Томскнефтегеофизика» (Г.В. Пушкарский,  Ю.А. Пономарчук), СНИИГГиМС (Б.А. Канарейкин, В.Б. Белозёров), ВНИИГеофизика (В.В. Кондрашков), ОАО «Томскнефтегазгеология» (А.С. Баранов, А.В. Кондрашов). По результатам проведённых на юго-востоке Западно-Сибирской плиты геофизических работ собран банк данных сейсморазведки 2D и 3D для всех крупных и ряда мелких месторождений нефти и газа.

Для Западной Сибири автором в ходе исследований изучены геологические, тектонические карты и схемы, временные сейсмические разрезы, скоростные разрезы и карты, структурные карты по основным отражающим горизонтам масштаба 1:50000, 1:100000, 1:500000, и др. С использованием методики сейсмофациального анализа на исследованных территориях юго-востока плиты построены карты распространения песчаных фаций продуктивных горизонтов, изучены закономерности их строения, выполнен прогноз нефтегазоносности.

Основные защищаемые положения:

– уточнены параметры типовой геосейсмической модели месторождения УВ, определяемые мощностью песчаных фаций, структурной приуроченностью залежей, их тектонической трещиноватостью;

– разработана методика сейсмогеологической интерпретации, позволяющая выявлять и ранжировать типы песчаных фаций, тектонической трещиноватости и тектонических напряжений, оконтуривать аномалии в полях сейсмических параметров, связанные с песчаными коллекторами, залежами УВ, решать практические задачи прогноза нефтегазоносности;

– установлены 12 типовых форм центрально-зонального сочетания сейсмоморфоструктурных элементов, которые обнаружены в мага-, макро-, мезо- и элементарных объектах, в типовом сочетании сейсмических параметров, статистически параметризованы; поля параметров мерности пространства, энтропии являются цифровыми моделями для оценки напряжённо-деформированного состояния резервуаров, дополнительными критериями для прогноза нефтегазоносности.

Апробация работы. Автором опубликовано 129 работ. Работы по направлению исследований приведены в прилагаемом списке. Материалы, изложенные в диссертации, были представлены и обсуждались на региональных, всесоюзных, международных совещаниях, конференциях, семинарах, школах: 1) I Всесоюзное металлогеническое совещание (Екатеринбург, 1994); 2) Научно-техническое совещание «Геофизические методы при разведке недр и экологических исследованиях» (Томск, 1996); 3) Региональная конференция геологов Сибири, Дальнего Востока и северо-востока России (Томск, 2000); 4) Всероссийская научная конференция «Экологические и метрологические проблемы больших городов и промышленных зон» (Санкт-Петербург, 1999); 5) Международная конференция «Экологическая геология и недропользование» (Санкт-Петербург, 2000); 6) Международная геофизическая конференция к 300-летию Российской геологии (Санкт-Петербург, 2000); 7) Международная конференция «Новое в науках о Земле» (Москва, 2001, 2002, 2003, 2005); 8) Международная научно-техническая конференция «Горно-геологическое образование в Сибири» (Томск, 2001); 9) Первая, Вторая, Третья, Четвёртая и Пятая международные конференции «Циклы» (Ставрополь, 1999, 2000, 2001, 2002, 2003, 2007); 10) Научно-практическая конференция «Формационный анализ в геологических исследованиях» (Томск, 2002), 11) XIV и XV Международные школы по морской геологии (Москва, 2001, 2003).

Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, трёх глав, основных результатов и выводов. Объём диссертации составляет 288 страниц, содержит 90 рисунков и 17 таблиц, 67 приложений. Список использованных источников 416 наименований.

Автор выражает глубокую признательность профессору, д.г.-м.н. Л.Я. Ерофееву за ценные советы и консультации при проведении работы, профессору, д.г.-м.н. И.А. Вылцану за консультации по геологическим направлениям работы, а также коллективам кафедры геофизики ТПУ, кафедры динамической геологии ТГУ, кафедры разведочной геофизики ТюмГНГУ, сотрудникам ГУПР по Томской области, ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», ОАО «Востокгазпром», ОАО «Трансгаз» за оказанную помощь и поддержку.

Глава 1. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ

Нефтегазовые залежи в Западной Сибири выявляются преимущественно в терригенных комплексах, которые изучаются и ранжируются по материалам бурения, ГИС и сейсморазведки. Залежи УВ в терригенном разрезе находятся в существенно тонкослоистом, фациально, литологически и тектонически изменчивом разрезе. Прогноз нефтегазоносности по данным сейсморазведки осуществляется в сложной системе тектонически ранжируемых, циклически построенных неоднородностей сейсмогеологического разреза, включающего коллектор. Формы проявления основных геологических объектов в сейсмическом волновом поле, в полях сейсмических параметров в ходе исследований идентифицированы и параметризованы. Объектами исследования стали сейсмоциклиты, сейсмоформационные системы, комплексы и ассоциации, особенности латерального сочетания сейсмоформационных объектов разного уровня; сейсмотектоническая структура поднятий: трещины – особенности проявления их в морфологии палеоповерхностей, тип сейсмоповерхности, как источник знаний о напряженно-деформированном состоянии структуры; палеоморфологическое проявление сейсмофаций. Тектоно-седиментационная модель юго-восточной части Западно-Сибирской плиты создавалась параллельно с мега-сейсмогеологической моделью Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, восстановлена через анализ зонального распространения сейсмофаций, морфологическое проявление разломов фундамента, тектонических нарушений.

Вертикальная и латеральная согласованность в строении продуктивных сейсмоформационных комплексов юго-востока Западно-Сибирской плиты отражает тип ритма колебательных процессов осадконакопления, в вертикальном режиме колебательных движений отвечает «единичному» по Н.Б. Вассоевичу (1975) циклу. Основные черты согласованности сейсмокомплексов проявляются в их цикличности, иерархической ранжированности, пространственном дополнении сейсмофаций от центра на периферию бассейна. Сейсмоциклиты автором (Устинова, Вылцан, 2005) ранжированы по уровням и рангам близким к геологическим подразделениям (Жемчужников, 1958; Хаин, 1973, 2002; Вылцан, 1990, 2005; Афанасьев, 1998), согласуются по размерности с сейсмоформационными подразделениями (Потапов, 1989). Упорядоченное строение сейсмокомплексов, сейсмоформаций (возрастание латеральных размеров: от более древних к молодым; дополнительный характер латеральной согласованности, «чешуйчатость»), изученное по результатам сейсмоциклостратиграфических построений, отражает процесс развития, движения, показывает периодическую смену областей прогибания. Последовательность движений определена автором через облик (тип) ритма чередования элементов (сейсмоассоциаций) в структуре разреза.

Вертикальный режим колебательных движений осадочных нефтегазоносных бассейнов изучен достаточно хорошо. По В.В. Белоусову, Е.Е. Милановскому, В.Е. Хаину рост поднятий и заложение глубоких впадин достаточно быстрый процесс и происходит на фоне медленных колебаний ассоциированных в них блоков. Малоизученными до настоящего времени являются законы латерального следования колебаний поверхности и их объёмной, пространственной согласованности. Колебания поверхности имеют ограниченный диапазон пространственных частот и характеризуются резонансностью, интервальным проявлением, согласующимся с частотой колебательных движений. Модель ритма колебательного движения – первоначальное интенсивное импульсное колебание поверхности, медленно затухающее, с уменьшением амплитуды колебания, расширением области его проявления и чередованием («пространственным скольжением») области проявления. В рельефе осадочного бассейна – это область прогибания заливного типа, существенно трёхзональная.

Важный компонент мега-, макро- и мезосейсмогеологических моделей изучаемой территории и месторождений УВ тектоническая трещиноватость. Облик поверхности осадконакопления, которая формируется на разных этапах колебательного процесса, тесно связан с системой ортогональных и радиальных трещин в земной коре. Колебательный процесс осуществляется через эту систему трещин и проявляется в мозаичной структуре сейсмоповерхностей в виде прямоугольных (Шульц, 1973; Гарбар, 1991) либо концентрических (Соловьёв, 1982; Глуховский и др., 1984; Кац и др., 1990) блоков. Прямоугольные и концентрические блоки в земной коре проявляют черты согласованности (фрактальны), являются составными частями дискретно-иерархической (Садовский и др., 1987, 1991) вложенной (3–4 кратной) системы трещин. Дискретность вложенности систем трещин установлена и ранжирована автором по сейсмоморфологическим критериям. В колебательных процессах трещины являются путями разгрузки тектонических напряжений, их ранг и характер напряжений определяет степень эродированности поверхности при седиментации, контролирует мощность и сохранность залежей УВ.

В ходе исследований автором для юго-востока Западно-Сибирской плиты, месторождений УВ созданы сейсмостратиграфические, сейсмофациальные модели нефтегазоносных разрезов и сейсмоморфологические – структурных поверхностей, в которых через тип и форму модельного объекта, его пространственные (размерность пространства по Хаусдорфу) и энтропийные характеристики (номера энтропии фрактальных форм) прогнозируется степень нефтегазоносности месторождения. Создание детальных сейсмогеологических моделей является приоритетным в современных научных и производственных исследованиях. В ходе исследований: а) изучены морфологические особенности разнопорядковых нефтегазоносных структур; б) разработана методика сейсмоморфоструктурного анализа; в) морфотектонического ранжирования структур; г) методика сейсмофациальной интерпретации; д) исследовано зональное распространение песчаных фаций и местоположение песчаных коллекторов; е) создана геосейсмическая модель залежи УВ, изучены процессы в нефтегазоносном разрезе, происходящие под влиянием УВ; ж) систематизированы представления о закономерностях поведения нефтегазовых объектов в сейсмогеологической среде, классифицированы сейсмогеологические неоднородности и сейсмические аномалии, связанные с проявлением залежей УВ в нефтегазоносном разрезе.

    1. Сейсмостратиграфическое и сейсмоморфологическое моделирование нефтегазоносных комплексов

Нефтегазоносность осадочного бассейна связана с многоаспектными геологическими, тектоническими и геохимическими предпосылками, требующими изучения и разделения облика их проявления в полях сейсмических параметров. При анализе геолого-тектонических особенностей нефтегазоносных структур, зональности в распределении нефтематеринских и нефтегазонасыщенных фаций основным материалом в настоящей работе были сейсморазведка, ГИС, результаты бурения. Сейсмостратиграфические построения выполнены с целью восстановления латерального распространения песчаных фаций, определения их мощности и генезиса. Вертикальная структура сейсмостратиграфических подразделений для отделов, ярусов юры, мела, отдельных горизонтов (в связи с устойчивостью ритма осадконакопления) достаточно выдержана, с общей тенденцией изменчивости генезиса песчаных фаций: от аллювиальных – к озёрно-болотным и прибрежно-морским (снизу вверх), что позволило выявлять и коррелировать их по сейсмическим данным.

Автором по материалам сейсморазведки и результатам каротажа скважин (1360 скв.) по методике сейсмостратиграфической интерпретации построены карты зонального распространения песчаных отложений юрско-валанжинского макроциклита (сейсмоформационного комплекса). Построенные карты и их сейсмофациальная интерпретация, с привлечением фациальных построений В.С. Суркова и др. (2003), показали возрастную изменчивость генезиса песчаных тел (от речных фаций – в нижнюю юру, к склоновым – в среднюю и прибрежно-морским пологоклиноформным – в верхнюю юру и клиноформным – в нижнем мелу). По результатам сейсмостратиграфических реконструкций выявлено ритмическое чередование и пространственное дополнение (адъювантность) сейсмофаций продуктивных на территории юго-востока ЗСП отложений.

Прогноз эффективных мощностей, фациального типа песчаных отложений (пластов, пачек) для продуктивных разрезов месторождений выполнялся с использованием методик сейсмолитофациальных построений. Сейсмофациальные построения эффективное, интенсивно развивающееся интерпретационное направление. При сейсмофациальных построениях использовался опыт зарубежных и отечественных исследователей (Пейтон, 1986; Потапов, 1990 и др.). Фациальные палеореконструкции, полученные по результатам сейсморазведки, осуществлялись с учётом облика проявления песчаной фации в сейсмическом сигнале (SynTool Landmark) и в морфологии палеоповерхности (GeoSec Paradigm Geophysical). Увеличение мощности песчаных отложений продуктивных горизонтов на временных сейсмических разрезах проявляется в увеличении ширины сейсмического сигнала, в смещении несущей частоты сигнала в низкочастотную область, на скоростных разрезах – в повышении величин интервальной скорости, в виде положительного рельефа на структурных картах. С учётом изменчивости сейсмоморфологического облика песчаной фации, в юрско-меловом макроциклите (сейсмоформационном комплексе) ранжированы типы сейсмоформаций: разветвлённо-русловая аллювиальных систем, склоновая осыпных конусов, полосовидная побережья и разветвлено-веерная обширных дельтовых систем.

По материалам сейсморазведки с видимой частотой сейсмического сигнала порядка 30–40 до 50 Гц (сейсмический материал 80–90-тых годов ХХ века) уверенно картируются песчано-углисто-глинистые пачки уровня мезоциклитов. При частотности сейсмических исследований до 250 Гц с опорой на АК (сейсмическое моделирование в SynTool Landmark) восстанавливались элементарные циклиты. Закономерности чередования литологических разностей, тип ритмолита (ритмической согласованности литологических разностей в единичном цикле) в продуктивных отложениях исследованных месторождений УВ, зачастую, выдержан. Характерной чертой песчано-углисто-глинистых многослоев юры и нижнего мела в межструктурных взаимоотношениях является возрастное смещение зон преобладания углисто-глинистых либо песчаных отложений по латерали. Особенностью чередуемости углистых и глинистых разностей в алевритово-глинистых пачках является то, что для каждой, картируемой в продуктивном разрезе сейсмоассоциации, при увеличении мощности толщи выявляются их аналоги в подстилающих или перекрывающих отложениях.

Разделение структурных, литологических характеристик волнового поля и параметрического влияния залежей УВ в геосейсмических моделях возможно с учётом этапности формирования нефтегазоносных структур, зональности в распределении продуктивных песчаных образований, условий накопления УВ в ловушках в соответствии со структурно-тектоническими особенностями развития бассейна. В полях сейсмических параметров литолого-фациальные объекты необходимо разделять с сейсмогеологическими эффектами залежей УВ. Роль эпигенетического минералообразования изучена при создании геосейсмической модели нефтегазоносных отложений по результатам петрофизических, петрографических определений по керну.

Морфологию поверхностей осадконакопления, генезис осадков чехла и их углеводородозаполнение во многом определила система рифтов, заложившаяся в фундаменте (Сурков, 1986, 1993). В юрско-меловое время заполнение осадками осуществлялось в условиях режима преобладания погружения поверхности осадконакопления, в основном, по рифтовым долинам.

1.2. Сейсмотектонические и сейсмофациальные модели осадков рифтовых впадин и их обрамления

  Сейсмотектоническая модель рифтовой системы Западно-Сибирской плиты разрабатывалась в составе Арктико-Северо-Атлантической рифтовой мегасистемы. Материал для построений – структурные карты по разновозрастным маркирующим горизонтам, модель мегасистемы по (Сурков, 1986), временные сейсмические разрезы ГСЗ, литолого-фациальные карты осадочного чехла Западно-Сибирской плиты по ярусам. В мегасистеме рифты имеют близкое время формирования, им присущи некоторые общие геологические признаки и особенности проявления в полях сейсмических параметров, в гравитационном, магнитном поле. Рифты мегасистемы и пост-рифтовые бассейны формировались синхронно, связаны по линеаментам меридионального простирания. В чехле Западно-Сибирской плиты – это Чузикский, Усть-Тымский, Колтогорско-Уренгойский и др. желоба. Пространственно-временное перемещение тектонического активизационного процесса в мегасистеме – от Северо-Американской, к Западно-Сибирской и Центрально-Европейской. Тектонические перемещения в альпийском мегацикле (бегущая волна колебательного тектонического процесса) геометрически описывается трёхлепестковой фигурой (фрактальна – бассейн Ньютона), Механизм и последовательность тектонических движений при формировании циклитов – с севера на юг, с джампинговыми перескоками области прогибания: от центрального направления – на западное и восточное (геометрически «трёхлепестковый узел»).

Знание последовательности и направленности тектонических движений важная составляющая в прогнозе нефтегазоносности, так как приток тепла и флюидов осуществляется по разломам, трещинным зонам. Разломы, тектонические трещины разбивают рифтовые системы вдоль простирания на отдельные звенья, принимают участие в формировании облика структур, напряжённо-деформированных зон. Согласно сейсмотектонической модели юго-востока Западно-Сибирской плиты в пределах рифтовых структур узлы пересечения разломов в близцентральной части к зоне сопряжения рифтов являются наиболее подвижными, к ним в ближайшем сводовом обрамлении тяготеют высокопродуктивные залежи УВ. Сами залежи концентрируются в активной зоне побережья, существовавшей на момент осадконакопления в обрамлении рифтовой впадины.

Мощные песчаные отложения в желобах и впадинах по результатам сейсмостратиграфических построений картируются, преимущественно, в палеобереговых зонах регрессивных этапов осадконакопления (Сурков и др., 1995). Для этапов регрессий характерно восстановление речных долин, приуроченных к надрифтовым желобам. Песчаные отложения, связанные с аллювиальными, пролювиальными комплексами, картируются в осадках ранней и средней юры. В волновом поле русловые осадки юры проявляются дугообразного облика осями синфазности палеорусел, U- или V-образными отражениями зон врезов, волнистыми осями синфазности пойм. Обнаружение залежей УВ в этих отложениях (на юго-востоке плиты) ожидается в пострифтовых впадинах: Усть-Тымской впадине, в северо-восточной и западной частях Нюрольской впадины, где мощные толщи русловых песчаников сочетаются с мощными глинистыми и выдержанными угольными пластами. Для смены трансгрессивного режима на регрессивный характерен подъём территорий и формирование континентальных склоновых фаций, которым на сейсмических разрезах отвечают наклонные оси синфазности. Мощные песчаные тела «склоновых» фаций картируются в пределах Каймысовского свода, северной части Средневасюганского мегавала, в Усть-Тымской впа- дине, на Пудинском и в северо-западной части Парабельского мегавалов – в бортовых частях желобов. В поздней юре, при морском и прибрежно-морском режимах осадконакопления, перспективно неф-

Рис. 1. Аномалии энергий отражённой волны (а) и интервальной скорости (б) по перекрывающим залежь УВ горизонтам

Площади: Алёнкинская (а); Северо-Останинская (б);  в изолиниях – «энергия» отражений, в усл. ед. (а), значения скоростей, км/с (б); Р – разведочные скважины; аномалии в полях параметров: за контуром залежи УВ – косой штриховкой, в зоне нефтегазонасыщения – прямоугольной сеткой

Рис. 2. Корреляция аномалии VИНТ(x,y) и дебитов УВ пласта Ю1

Западно-Катыльгинское месторождение нефти I: 1 – эффективная толщина продуктивного пласта; 2 – в числителе – номер скважины, в знаменателе – дебит УВ, в м3 в сутки; 3 – масштаб; II: 1 – изоаномалы VИНТ(x,y), в м/c; 2 – контур ВНК; 3 – контур поднятия по горизонту IIа, в м; 4 – скважины; 5 – масштаб; III: корреляция величин дебитов Q и интенсивности отрицательной аномалии скорости – VИНТ(x,y)

тегазоносные песчаные фации накопились в палеозаливах. На сейсмических разрезах им отвечают сигмоидные формы осей синфазности, соответствующие пологоклиноформным образованиям. Полосовидные зоны побережья расположены и в сводовых участках структур первого порядка, что может интерпретироваться как инверсия поверхности осадконакопления или её относительное выравнивание.

Кроме узнаваемого в палеоповерхности облика фациальной обстановки, песчаные сейсмофации, при сложности пространственного распределения и значительной фациальной изменчивости, формируют устойчивые зоны повышенной мощности. Повышенные мощности песчаных отложений отмечаются наличием положительных аномалий величин скорости Vинт(t,x) (ProSpect) и энергий отражений E (x,t) или E (x,y) (VoxelGeo), на фоне которых нефтегазонасыщенные участки коллекторов проявляются контрастными минимумами.

Изучение особенностей поведения залежей УВ в волновом поле и поле величин скоростей выполнено практически в пределах всех сводов юго-востока Западно-Сибирской плиты, детально исследовались: Первомайское, Западно-Катыльгинское, Мыльджинское, Стрежевое, Вахское, Нижне-Табаганское, Калиновое, Герасимовское, Останинское, Двуреченское месторождения. На всех месторождениях, в первую очередь для высокодебитных залежей УВ, в контуре нефтегазоносности установлены контрастные аномалии величин скорости и энергий отражений, характерные для продуктивных зон (рис. 1, 2). Важной особенностью нефтегазоносных структур первого порядка является региональное повышение значений скорости Vинт(x,y) для юрского и мелового комплексов, осадков чехла. Такие скоростные аномалии свойственны месторождениям, в пределах которых наблюдается увеличение мощности песчаных отложений и интенсивности вторичных преобразований в песчаниках в присутствии УВ. Скважинные данные (АК) подтверждают связь положительных аномалий величин скорости Vинт(x,y) в юрских отложениях с суммарной мощностью песчаных фаций нефтегазоносных комплексов.

Разнородность материала для сейсмостратиграфической интерпретации (SynTool, GeoProbe Landmark) (по точности и детальности сейсмических исследований), различное количество поисковых и разведочных скважин приводят к картированию песчаных сейсмофаций с разной точностью. Высокая точность построений (до первых метров) достигнута для сводовых частей структур (практически все изученные месторождения УВ находятся в эксплуатации). В прогнозных зонах – это, в основном, бортовые части структур первого порядка, рифтовые впадины, точность построений ниже (по оценкам достаточно уверенно выделяются песчаные пласты с суммарной мощностью в ритмолите не менее 10 м).

Конвективное и кондуктивное тепло рифтовых структур (Хаин, Соколов, 1993) резко поднимает катагенез пород. На сейсмических разрезах зоны теплового потока отмечаются увеличением поглощения, уменьшением качества прослеживаемости сейсмических границ, сужением амплитудно-частотных спектров сейсмических сигналов. Аномалии поглощения на сейсмических разрезах во впадинах имеют углеводородную природу, но являются косвенными признаками нефтегазонасыщения. Залежам УВ соответствуют аномалии «яркого пятна», контрастность которых в энергетических и скоростных параметрах существенно повышается процедурами специальной обработки (ПРО, AVO, миграция до суммирования). В геологическом разрезе они согласуются с зонами вторичного минералообразования.

Под действием УВ, поднимающихся к поверхности, в нефтегазоносных разрезах образуются зоны субвертикальной «углеводородной проработки». Аномальное поглощение энергии сейсмических сигналов наблюдается в желобах, в наиболее глубоких впадинах, в контурах залежей УВ и над ними. Интенсивность скоростных аномалий (VОГТ(x), Vинт), по результатам оценок на ряде месторождений, коррелирует с дебитами УВ (рис. 2). Отрицательные аномалии значений скорости Vинт и высокого поглощения сейсмического сигнала , аномалий (ProSpect) в зоне «углеводородного потока» распространяются вплоть до дневной поверхности, при этом возникающие неоднородности имеют квазислоистую структуру и характеризуются чередованием аномалий понижения величин параметров Vинт, и и их повышения. Интенсивные аномалии в контурах нефтегазоносности (в том числе над юрскими и палеозойскими залежами УВ) выявляются в верхнемеловых и палеогеновых отложениях.

Максимальных величин достигают скоростные аномалии в зонах тектонических нарушений над залежами УВ. В аномальном гравитационном поле g и величинах плотности в образцах кернового материала они также отмечаются отрицательными аномалиями. В вертикальном разрезе зона неоднородностей над залежью УВ представляет собой «субвертикальный столб», обладающий вертикальной и латеральной симметрией, в вертикальной плоскости – с нарастанием величины дефекта масс вверх по разрезу и на глубину, в горизонтальном направлении – с увеличением величин избыточной плотности () и скорости (VОГТ(x), VОГТ(t), Vинт) по обе стороны от залежи УВ. В плановом проявлении нефтегазонасыщенные ячеи имеют трёхзональный, сигмоидный или лучевой облик (фрактальны, тип фрактала – биоморф), аномалии величин скорости, энергий отражений Е и повышенные величины дебитов УВ тяготеют к зонам пересечения тектонических трещин на поднятии, к зонам сжатия.

Информативными критериями обнаружения углеводородонасыщения можно считать интенсивность аномалий поглощения и величин скорости в трещинных зонах, в контуре залежи и над залежами УВ. Картирование систем трещин, изучение степени трещиноватости пород коллекторов (по керну, в морфологии сейсмоповерхностей), аномалий сейсмических параметров в них показало, что в трещинных зонах коллектора возрастает пористость, проницаемость, увеличивается мощность песчаных отложений, интенсивность отрицательных аномалий величин скорости и энергий отражений.

Изучение трещинных зон, систематизация характера (сжатие, растяжение) и направленности движений в разнопорядковых трещинах на юго-востоке плиты и для конкретных месторождений выполнены с использованием методики трассирования систем трещин в морфологии сейсмоповерхностей (в SeisWorks), анализа динамики напряжений в сейсмоструктуре по величинам аномалий сейсмических параметров в трещинных зонах и типа структуры – её формы, разработанной автором. Тектонические трещины контрастно проявляются в сейсмических волновых полях: на временных сейсмических разрезах – вертикальными линейными зонами поглощения, изменчивости формы сейсмической записи (Клушин, 1990); на сейсмических структурных картах – линейным простиранием зон пережимов стратоизогипс, треугольными изгибами в зонах врезов, наличием прямоугольных изгибов на участках пересечения дислокаций, линейным простиранием положительных и отрицательных форм палеорельефа. Сейсмоморфологические особенности проявления систем трещин позволили автору определить критерии их трассирования (линейное простирание террас; соосные врезы, прямоугольные уступы; линейное простирание палеодолин). Построена карта систем трещин по кровле юрских отложений для нефтегазоносных территорий юго-востока Западно-Сибирской плиты.

Тектонические трещины наиболее контрастно проявились в желобах (по керну это, в основном, открытая трещиноватость, в краевых частях желобов – транстенсивного типа), в условиях преобладания регрессивных тенденций осадконакопления в юрское время они способствовали формированию и аккумуляции мощных песчаных тел аллювиального и аллювиально-пролювиального генезиса. Пространственный облик зон повышенной мощности песчаных отложений на сводах тесно связан с преобладающей ориентацией систем трещин закрытого типа (в близрифтовых зонах транспрессивного типа), определивших особенности зонального распространения (склоновых, дельтовых и русловых) фаций, и их форму в плане: трехзональную, валообразную, сигмоидную, четырёх-, семилучевую (фракталны –кривая Минковского, бассейны Ньютона).

    1. Сейсмотектонические модели трещиноватости,

тектоническая трещиноватость при формировании

залежей УВ

Бесспорна роль тектонической трещиноватости в формировании высокопроницаемых зон, зон перетоков УВ (Микуленко, 1971, 1984). Особенности влияния систем трещин на формирование облика структур, симметрию в структурных проявлениях, напряжённо-деформированных зон и параметров нефтегазонасыщения в песчаных коллекторах не достаточно изучены.

Сейсмоморфоструктурный анализ палеоповерхностей (SeisWorks) позволил на каждом палеосрезе (структурной карте) закартировать системы преобладающих трещин. Тектонические трещины ограничивают разноразмерные блоки, вносят в континуальное строение геологической среды элементы дискретности. Блочное строение явно выделяется при анализе морфологических особенностей сейсмоповерхностей фундамента, проявляется в морфоповерхностях чехла. Крупные блоки размерами 20–30 км (Шульц, 1973) разбиты на блоки последующих порядков, вкладывающиеся друг в друга, размерами 4–8 км и мельче. Прямоугольные блоки представляют собой элементы одной из наиболее распространённых видов симметричных геологических систем. Подобие обнаруживается как минимум в трёх видах иерархических соподчинений (Арманд, 1999) (фрактально – губка Менгера). Дислокационная дискретизация геологических объектов проявляется в наличии прямоугольных, радиальных и концентрических систем трещин, для каждой из которых соотношение размерностей вложенных блоков кратно трём (от 2 до 5 по М.А. Садовскому). Соподчинение размеров блоков в иерархической вложенности дискретных геологических объектов проявляется в изменении степени дислоцированности пород в трещинных зонах. Залежи УВ расположены в наименее нарушенных центральных частях блоков первого или второго порядка (фрактально – пустоты губки Менгера). Физико-математические модели планетарной трещиноватости и планетарно-трещиноватой делимости рассматривались Г.Н. Каттерфельдом (1984), А.В. Долицким (1985), Д.И. Гарбаром (1987). Систематические ротационно-обусловленные напряжения (Каттерфельд, 1984) способствуют образованию на поверхности сферических оболочек Земли линейных нарушений, образующих диа- и ортосистему (Долицкий, 1985). Дислокации определённых направлений пространственно группируются, хронологически возобновляются. Синхронность возобновления тектонической активности соответствует канонам фаз Г. Штилле. В Земле, как планетном теле, при движении по замкнутым орбитам четырежды резко изменяется вектор приложения инерционных сил. До определённого времени напряжения в блоках коры медленно нарастают, затем (при изменении направления движения – повороте) разгружаются, с заложением или активизацией трещин. Первоначально сформировавшиеся в земной коре сколовые трансрегиональные нарушения (Долицкий, 1985) (меридиональные, широтные, диагональные) подвергаются постоянной активизации с периодичностью в мегаритме кратной галактическому году (влияют на формы структур). Возобновляемость напряжений по системам нарушений позволяет, по условиям морфологического проявления (активные трещины контрастно проявляются в палеорельефе, в полях сейсмических параметров), прогнозировать время той или иной активизации и даёт возможность решать вопросы углеводородной специализации разломов, т.е. определять, какие системы нарушений принимали участие в формировании структурных форм, залежей УВ, способствовали перетокам УВ. Зоны перетока УВ в непосредственной близости к залежам УВ в пределах нарушений характеризуются отрицательными аномалиями величин скорости VИНТ(х, t) до 500 м/с.

Поскольку, именно в материалах сейсморазведки удаётся проследить палеоследы тех закономерно направленных деформаций, которые в различные циклы тектогенеза определили условия тектонического развития структурных элементов разного порядка, степень их влияния на динамику онтогенеза нефти и газа определялась с использованием сейсмических параметров. Нарушения, ограничивающие блоки размерами 20х24 км, которые контрастно проявляются в волновом поле и в аномалиях величин скорости VИНТ(x), Vср(x), развивались в юрское время по системам трещиноватости меридионального и широтного простирания, а, ограничивающие блоки размерами 23х32 км, – по системам линейных напряжений северо-западного и северо-восточного простирания. Залежи УВ располагаются внутри таких блоков. Переток УВ в меловое время осуществлялся по диагональным системам трещин. Преобладающая ориентировка и простирание тектонических напряжений (группы по системам трещин) сохраняются на обширных территориях. Размеры блоков, наиболее устойчивые для тектонического резонанса в Западной Сибири, – 10001200 км, 600–700 км, 250–300 км. В них определяется согласованное территориальное распространение осадков свит, горизонтов, толщ, приуроченности продуктивных отложений. Наблюдается достаточно тесная связь крупных залежей УВ с узкими, глубокими, «U»-образными впадинами и прогибами с высокими градиентами склонов. Желоба и глубокие впадины контролируются тремя основными системами тектонических трещин: северо-западного, северо-восточного и субмеридионального простирания. С зонами пересечения разломов соседствуют высокодебитные залежи УВ (Мыльджинское, Первомайское, Крапивинское, Лугинецкое и др.).

В нефтегазоносности структур второго порядка и локальных поднятий на мегавалах и сводах сказывается их амплитуда. Относительно высокоамплитудные поднятия по кровле верхнеюрских отложений характеризуются повышением степени дислоцированности пород фундамента, что, зачастую, приводит к повышению трещиноватости юрских отложений, ячеистому (в малых блоках) заполнению пород коллекторов, способствует перетокам УВ в вышележащие толщи (рис. 3). Степень трещиноватости пород фундамента и чехла хорошо характеризуют отрицательные аномалии величин скоростей VИНТ(x,y) в зонах трещиноватости, размеры интервалов проявления трещинных зон в сейсмоповерхности.

На структурах западного обрамления Колтогорско-Уренгойского жёлоба в отложениях юрских комплексов величины аномалий VИНТ(x,y) (в пределах разноориентированных трещин) составляют порядка 100–200 м/c (здесь выше сохранность залежей УВ и больше их размеры), на структурах восточного обрамления – достигают 200–300 м/с (залежи, зачастую, имеют ячеистый характер). Значительна роль тектонической трещиноватости в процессах формирования залежей УВ (рис. 4). Высокоёмкие коллекторы на поднятиях тяготеют к зонам транспрессивного сжатия.

Системы нарушений северо-восточного (и северо-западного) простирания, определившие строение верхнепалеозойской палеоповерхности, оказали влияние на формирование залежей в приповерхностной части фундамента и в нижне-среднеюрских комплексах. Нарушения широтного и меридионального простирания, отчасти северо-восточного и северо-западного, участвовали в образовании залежей УВ верхнеюрского комплекса. Расформирование верхнеюрских залежей и образование залежей УВ в меловых отложениях происходило при участии нарушений северо-западного (северо-восточного) и северо-северо-западного (и восточно-северо-восточного) простирания. Избирательность влияния  тектонических  трещин определяется

Рис. 3. Тектоническая трещиноватость в контуре залежи УВ

Южно-Тамбаевское месторождение

Рис. 4. Модели нефтегазоносных структур

А – по А.А. Бакирову, Б – по Ю.В. Кравченко: I – зона вторжения УВ, II – зона литологического барьера, III – окислительных процессов, IV – субвертикальных изменений, V – близповерхностных неоднородностей, VI – законтурные области; В – по В.М. Березкину: I – залежь УВ, II – запечатывающий слой, III – ореол вторжения, IV – изменение пород в своде, V – субвертикальные кольцевые зоны, VI – фундамент; Г – автора: I – залежь УВ, II – запечатывающий слой, III – однородная зона «ореола вторжения УВ», IV – неоднородная зона «ореола».

последовательностью их активизации, которая по характеру ритма согласуется с геохронологической шкалой эволюции кинематики разрывных нарушений в юрских и меловых комплексах Урала, предложенной К.П. Плюсниным (1985). Поднятия с нефтегазовыми залежами в меловых комплексах расположены в зонах влияния «трансформных» (Хаин и др., 1993) разломов. На юго-востоке плиты они пересекают желоба и тяготеют к северо-восточным частям нефтегазоносных структур первого порядка. Над меловыми залежами УВ в перекрывающих горизонтах в скоростном поле (VИНТ(x,y)) наблюдаются интенсивные отрицательные аномалии величин скорости.

Очаговая тектоническая дислоцированность определила нефтегазоносность нижнеюрских отложений во впадинах, среднеюрских – на склоновых участках структур, верхнеюрских – на сводах поднятий – по причине латеральной миграции тектоно-активизационного процесса и его согласованности с фазами образования осадков.

На локальных поднятиях трещины первого и второго порядков (Шульц, 1973) оконтуривают нефтегазонасыщенные участки коллекторов, трещины третьего и четвёртого порядков на участках транспрессивного сжатия создают благоприятные условия для формирования высокопроницаемых коллекторов, за счёт микротрещиноватости, дилатансии и кливажа.

    1. Физико-геологическое моделирование

нефтегазоносных разрезов

Генетическая связь разломов, зон трещиноватости и залежей УВ установлена практически для всех нефтегазоносных провинций, выявляется на детально изученных месторождениях территории исследований. Формирование залежей УВ происходит, преимущественно, за счёт восходящей (вертикальной) миграции УВ по субвертикальным флюидопроводящим каналам.

  В нефтегазонасыщенных зонах каждая залежь УВ связана с такими флюидопроводящими путями. В пределах динамико-напряжённых флюидопроводящих зон наблюдаются аномальные изменения (преобразования) пород, на что в своих работах  указывали  К.Р. Чепиков и др.  (1972), А.Е. Лукин (1986), З.Я. Сердюк (2000), О.В. Япаскурт  (2000).  Вторичное  минералообразование в  коллекторах и вмещающих породах и формирование залежей углеводородов идёт параллельно с тектоническими, гидро-флюидо-разрывными процессами. Повышенная  температура, давление глубинных флюидов способствуют их высокой агрессивности и минералообразованию

Рис. 5. Аномалии величин скорости и плотности

  а – по сейсмоданным, б – каротажу скважин, в – керну, в отложениях: 1 – байос-бата, 2 – аалена, 3 – келловей-оксфорда, 4 – баженовской свиты; 5 – мощность песчаных фаций (h); интервальные скорости между: 6 – IIа и III; 7 – Iа и III; 8 – Iа и IIа; 9 –  отражающий горизонт IIа (Н), х.1000 м; скважины: продуктивные (11), нет (10)

Рис. 6. Тектоническая трещиноватость

Сейсмоморфоструктурная интерпретация на месторождениях: Калиновое (К), Северо-Калиновое (С-К), Нижне-Табаганское (Н-Т), Солоновское (С); 1 глубокие скважины: а продуктивные, б с нефтепроявлениями, в пустые; 2 стратоизогипсы по горизонту IIа, в м; 3 тектонические трещины: первого, второго, третьего порядков

в зонах тектонического и дилатантного разуплотнения пород. Залежи УВ на юго-востоке Западно-Сибирской плиты, генетически связанные с зонами трещиноватости, выявляются в приповерхностной части фундамента. Для юрских и меловых отложений трещинных коллекторов не установлено. Однако тектоническая трещиноватость оказывает влияние на формирование порово-трещинных, порово-кавернозных коллекторов, степень и характер эпигенетических преобразований в коллекторе и вмещающих породах. В трещинных зонах внутри коллекторов, которые характеризуются явно выраженными на временных сейсмических разрезах зонами поглощения, в керновом материале выявляется интенсификация процессов выщелачивания, кливажа.

Геосейсмическое моделирование включало решение задач ранжирования неоднородностей разреза по их плотностным и скоростным свойствам. Представления о закономерностях изменения плотности и величин скорости для осадочного покрова и их причинной связи со структурными особенностями, степенью и характером седиментационных и эпигенетических преобразований отдельных литолого-стратиграфических подразделений в нефтегазоносных бассейнах изложены в работах (Маловичко, 1971; Новоселицкий, 1972; Берёзкин, 1974; Уманцев, 1979; Туезова, 1981; Автеньев и др., 1985 и др.). Для территории Западной Сибири ведущую роль в латеральной послойной зональности пород чехла играет их литолого-фациальная изменчивость. Определяющим при прогнозе нефтегазоносности является характер и особенности распределения песчаных фаций в разрезе. Изучение физических свойств песчаных отложений и определение их изменчивости, в том числе по отношению к вмещающим породам, стало основой для построения геосейсмической модели продуктивных зон (рис. 4) и повышения достоверности структурных и литологических построений по данным сейсморазведки.

Обобщен имеющийся материал по результатам исследования керна (12600 образцов) и каротажным кривым на ряде месторождений (3600 скважин). По этим данным изучены особенности вторичного минералообразования в нефтегазоносном разрезе, их влияние на сейсмогеологические параметры. Наблюдаемое в юрской толще юго-востока Западно-Сибирской плиты резкое увеличение плотности пород обусловлено их катагенетическим уплотнением и эпигенетическими процессами, среди которых определены: карбонатизация, цеолитизация, пиритизация, окремнение. На плотностные свойства оказывают влияние водо-, нефте-, газонасыщение пород. Зоны повышенной песчанистости продуктивных отложений, в том числе для песчаных тел байос-бата, аалена, келловей-оксфорда, в пределах локальных структур (данные сейсморазведки, АК и результаты исследований керна) характеризуются положительными аномалиями скорости VОГТ(х), Vср(x,t), Vинт, VР  и плотности (рис. 5).

В контуре нефтегазоносности УВ затормаживают, а в ряде случаев полностью прекращают процессы аутигенного минералообразования. В нефтегазонасыщенных коллекторах преобладает выщелачивание. В поровом пространстве водонасыщенной части образуются гидроокислы железа, пирит, кварц и др. минералы, уменьшающие пористость пород и изменяющие их физические свойства. Пористость же нефтегазонасыщенных пород остаётся значительной. В области диффузионно-фильтрационного проникновения УВ, в так называемом «ореоле вторжения УВ», в присутствии УВ усиливаются процессы вторичного минералообразования, образуются гидроокислы железа, сидерит, происходит вынос кальция. В продуктивных зонах васюганской свиты средняя плотность песчаников понижается более чем на 0,2, аргиллитов – на 0,1.103 кг/м3. В продуктивных зонах тюменской свиты понижение для всех литологических разностей составляет порядка 0,1–0,15.103 кг/м3. Область влияния залежи УВ достигает значительных размеров по вертикали и проявляется вплоть до дневной поверхности (рис. 5). Максимальные изменения скоростных и плотностных параметров захватывают сто-двухсотметровые зоны над залежами, наблюдаются в тектонических трещинах в перекрывающих залежь УВ горизонтах (рис. 4, 6).

Скоростные модели по данным АК (GeoDepth EarthModel) для различных групп отложений построены для Северо-Останинской, Нижнетабаганской, Герасимовской, Южно-Тамбаевской, Калиновой, Урманской и др. площадей. Они показали, что изменчивость пород в ореолах вторжения УВ над нефтяными залежами и над газовыми – различна. Над нефтяными залежами наблюдается понижение величин скорости в песчаных и алевролитовых породах, над газовыми в большей степени – в глинистых. Залежи УВ, изменяя физические параметры пород, обуславливают наличие интенсивных отрицательных аномалий в величинах скорости, получаемых по сейсмическим данным (рис. 2, 5). В горизонтальных спектрах скоростей VОГТ(х), на спектрограммах по перекрывающим залежь горизонтам, залежи УВ отмечаются минимумами, осложняющими положительные аномалии. Интенсивные вторичные преобразования пород в зонах тектонических нарушений над залежами УВ способствуют возникновению латеральных градиентов в полях параметров и повышению дисперсии аномальных осложнений  полей сейсмических параметров.

Глава 2. СЕЙСМОСТРАТИГРАФИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

2.1. Сейсмотектоническая модель нефтегазоносных

формаций, их циклическая структура

При сейсмостратиграфическом моделировании модели осадконакопления составляются на основе сейсмофациальных и сейсмоформационных соотношений в вертикальном разрезе. В работе рассматривается пространственная согласованность сейсмоформаций нефтегазоносных отложений территории исследований. Некоторые черты этой согласованности обусловлены направленностью тектонического развития бассейна, проявляются на региональных профилях, литолого-фациальных погоризонтных картах.

Основные характеристики полученной в ходе исследований сейсмотектонической модели формирования нефтегазоносного бассейна отражены в следующей описательной схеме. На этапе заложения узких глубоких впадин, при относительно быстром прогибании бассейна накопились мощные нефтегенерирующие толщи (мощные сейсмокомплексы триаса и нижней юры рифтовых впадин). Смена этапа прогибания подъёмом территории сопровождалась в глубинных частях земной коры заполнением аномальной мантией «ловушек» на подошве литосферы под прогибами, они образуются в эпоху быстрого погружения (зоны «крокодилов» на глубинных сейсмических разрезах). Заполнение «ловушек» аномальной мантией привело к возникновению разуплотнённых зон в сопредельных к прогибу участках и к заложению прогибов в обрамлении центральной впадины. Образование прогибов в зонах обрамления рифтовой впадины по результатам моделирования происходило не одновременно, а с возрастным «скольжением» (Saemundsson, 1967) – поочерёдно (то в левом, то в правом борту), что установлено на глубинных сейсмических разрезах. На широтных сейсмических разрезах территории исследований (Берзин и др., 2000; Криночкин и др., 2001; Задоенко и др., 2001) «поперечное скольжение» проявляется в возрастном смещении аномально повышенных мощностей сейсмокомплексов от центра впадины. В направлении от центра к периферии бассейна региональные профили пересекают как минимум две рифтовые структуры с несколько меньшей интенсивностью прогибания. В мегаритме и в юрско-валанжинском макроритме последующие тектонические инициации и колебания поверхности осадконакопления были всё менее интенсивны. Растяжение в среднюю фазу макроцикла завершилось разрядкой накопившихся напряжений в блоках путем последовательного ступенеобразного прогибания от периферии – к центру бассейна (с образованием клиноформных комплексов). В завершающие фазы цикла колебания всё более высокочастотные – характерны озёрные, озёрно-болотные сейсмофации.

Близкая сейсмотектоническая модель формирования нефтегазоносного бассейна предложена Артюшковым и др. (1987). Схемы тектонической активизации для впадин, прогибов подвижных поясов рассматривались А. Гребо, В.Е. Хаиным, В.В. Белоусовым. В эволюции крупных тектоноэлементов в этих схемах в течение одного тектонического цикла не показана латеральная последовательность движений. Характер пространственного и повремённого развития активизационного тектонического процесса (в основных чертах латерально-зонального следования и эпизодического развития) в единичную фазу активизации мало изучен. Поверхностные волновые процессы в ходе тектонических активизаций (в условиях замкнутого пространства земных оболочек) имеют ограниченное число пространственных и временных проявлений, выявляются в форме рельефа и в особенностях зонального распространения сейсмофаций.

Положение Земли во внешних гравитационных полях определяет развитие в собственных колебаниях Земли «радиальных», «сфероидальных» и «тороидальных» мод (Staсeу, 1968). Приливные волны формируют колебательные движения поверхности Земли – в приэкваториальной плоскости с возникновением максимальных энергетических перепадов в точках «отрыва» движущейся навстречу суммарному вектору гравитационных сил притяжения активной приповерхностной «пластине» вещества Земли. Положительное движение вещества сменяется обратным, которое сопровождается передвижением активизационного процесса, которое проявляется в пульсационном латеральном следовании областей прогибания и воздымания, «провоцирующих» наступление и отступление моря в устойчивом порядке латерального продвижения, с непрерывно изменяющимся в пространстве и времени вектором направления движения (например, с севера на юг в альпийском мегаритме), с периодическим «джампинговым» смещением области основного прогибания.

Последовательность развития активизационного тектонического процесса в мега- и макроциклах установлена в изменчивости типовых форм сейсмоповерхностей и сейсмофаций от центра бассейна на периферию и в их возрастном дополнении (соподчинении) в пределах циклитов. Латеральная и вертикальная согласованность сейсмофаций в единичном циклите в направлении от денудационных равнин до прибрежной части моря (линейно она подчиняется закону Головкинского-Вальтера) в структуре осадочного бассейна в плане имеет центрально-зональное (относительно центра прогибания, сводов положительных структур – полосовидные зоны сейсмофаций мигрирующего побережья юры, мела), вихревое (для растущих структур и склоновых систем – например, распределение среднеюрских песчаных сейсмофаций пролювиально-делювиального генезиса), петлевидно-дуговое (фаций прибрежных зон пологоклиноформных отложений или склоновых фаций переходных этапов осадконакопления) сочетание типов фаций (формы сочетаний фрактальны, подобны множествам Мандельброта, Минковского, Жюлиа).

Последовательность колебательных движений, восстановленная по результатам моделирования, имеет следующие основные черты. В ходе альпийского мегацикла на Западно-Сибирской плите трансгрессии и регрессии имели преимущественно меридиональное (с чередованием западного и восточного смещения) следование. При формировании юрско-валанжинского макроциклита область палеоберега проградировала с севера на юг. В юрское время, от плинсбаха до оксфорда первоначально испытывала прогибание существенно северо-западная часть плиты, в тоаре прогибание сменилось на центральное, а в аалене и бате – на восточное, в келловее и оксфорде первоначально центральные тенденции в прогибании плиты сменились на западные. В кимеридже произошло расширение морского бассейна, с усилением центрального прогибания в волжском веке и сменой его на западное – в берриасе и валанжине. В проградирующей с севера на юг береговой зоне формировались прибрежно-морские фации, которые латерально дополнялись морскими и фациями денудационно-аккумулятивных равнин (Сурков и др., 1998). На юго-востоке плиты в нижне- и среднеюрских комплексах преобладают фации денудационно-аккумулятивных равнин, в верхнеюрских – прибрежно-морские.

Повторение в вертикальном разрезе (в теле одной сейсмоформации терригенных отложений) однотипных сейсмофаций тесным образом связано с повторением морфологических особенностей рельефа поверхности осадконакопления, имеющего типичные черты в рамках сейсмоформации, но несколько изменяющегося в колебательном ритме, в соответствии с законами трансформации пространственных упругих приповерхностных волн. Источником морфоструктурных особенностей палеоповерхностей являются сейсмические структурные карты. Сложность взаимодействия многих рельефообразующих факторов и, в тоже время, наличие типичных, устойчивых морфоформ рельефа (палеорельефа) создают предпосылки для разработки его классификаций. В настоящее время наметились тенденции к созданию универсальной классификации. Однако, зачастую, разрабатываемые классификации тесно связаны с задачами исследований, имеют тектоническую, литологическую или иного рода зависимость. Менее зависимы от природы классифицируемых объектов структурно-геометрические классификации. В этих классификационных схемах, как главные компоненты, выделяются два основных класса структур – линейно-вытянутые и изометричные формы. Подклассы в разных системах классификации могут содержать значительное число типовых форм: 15–18 в каждой основной подгруппе (изометричные, линейные, по Д.А. Тимофееву); 33 типа локальных проявлений (по А.Н. Ласточкину), из пяти подтипов структурных форм классификации В.Д. Наливкина (1977) для нефтегазоносных структур. Центрально-зонального типа деформированность и подобие (в морфологическом проявлении результатов протекания активных процессов: в рельефе и плановом облике фаций) обнаруживается в наличии круговых, концентрических, вихревых, сигмоидного типа сочетаний гребневых и килевых структурных линий, как в малых структурах, так в крупных и гигантских (Ли Сыгуан, 1958; Слензак, 1972). Если дополнить класс центрально-зональных образов поверхностного облика геолого-тектонических объектов диагональными, меридиональными, широтными, трёх и многолучевыми формами, то основной набор их типового разнообразия будет практически исчерпан. По мнению автора, классификация морфоформ сейсмоповерхностей для сейсмоформаций осадочных отложений при решении нефтегазовых задач должна включать небольшое количество прототипов, иметь геометрическую основу, в том числе, достаточно наглядно характеризовать облик проявления дислокаций в морфоповерхности, особенности и характер проявленности в палеорельефе (включая историческую последовательность их развития) рельефообразующих сейсмофаций, морфоформы должны математически параметризоваться.

Разработанная автором классификация морфоформ, созданная в ходе систематизации представлений о плановом облике нефтегазоносных структур (рис. 7), состоит из 11 основных типов, 12 тип – бесструктурная единица.

Всегда в рельефе, палеорельефе, в форме поверхности отражается фация. В.Н. Невский (2003) для описания таких форм ввел термин «геоморфологическая фация». При интерпретации данных сейсморазведки важно изучать фациальное содержание рельефа. В нефтегазоносных бассейнах в морфологических композиционных сочетаниях проявляются условия формирования и мощность песчаных сейсмофаций, формирование песчаных фаций тесно связано и с распределением полей тектонических напряжений и с геометрическим образом структуры. Наиболее подвижные, мобильные блоки в разнопорядковых структурах группируются в спиралевидные цепочки (рис. 7, тип VIII). Они находятся в зонах максимальных поперечных и продольных напряжений (субдукции, бортовых частях рифтовых структур). Относительно центра структуры для них характерен дивергентно-веерный или лучевой облик в сочетании структурных линий (тип I, III–VII, X), явно проявляющийся на этапах интенсивного тектонического роста или опускания поверхности. Концентрическая зональность рельефна в пределах «сгущения» спиральных структурных линий (тип I, II, IV, VIII). Эти сгущения тяготеют к участкам террасированного подъема или опускания изоуровней рельефа (каждая структура насчитывает не более 2–3, редко 4 террасы).

В постумных, образовавшихся на последующих этапах интенсивного роста поднятий, отложениях осадочного чехла, по причине максимальной подвижности и эрозионной «ёмкости» кольцевых валообразных поверхностей, гребневых сегментов зон сжатия, эта зональность (концентрическая, спиральная, дуговая) выявляется в концентрического или радиального облика зонах повышенных мощностей песчаных фаций. Сигмоидный облик сейсмоморфологического проявления песчаной фации характерен для краевых, периферических валов, пролювиально-аллювиальных осыпных конусов; дугового типа формы наблюдаются в строении меандр русел, баровых песчаных тел; трёхзональные, четырёх-, семилучевые сочетания элементов – в строении каналов, проток дельтового комплекса; меридиональное, широтное, диагональное простирание песчаных сейсмофаций обнаруживается в форме береговых валов, абразионно-аккумулятивных тел берегового клифа, аллювиальных комплексах. Наличие крутящих моментов в блоках палеорельефа (тип VII) проявляется в периферических изгибах зон врезов, дугообразных формах долин, периферических, краевых, тыловых валов, баровых тел, циркумзональном распределении песчаных сейсмофаций, круговых замыканиях в распределении периферических объектов (конусов выноса, осыпных тел) относительно центра поднятия или впадины. Морфоформы в своей центрально-зональной структуре имеют дипольный облик (тип II, IX, XI). Дугообразного облика в плане сводовая часть поднятия, с тяготеющими к ней песчаными фациями, дополняется по латерали близкой по облику впадиной с преимущественно глинистыми фациями. «Дипольность» структурно-вещественных сочетаний проявляется в «дипольном» характере аномалий (Ерофеев и др., 1989) в полях сейсмических параметров (фрактал плазма, кривая Минковского).

Вероятностно-статистический анализ, выделенных по результатам сейсмоморфологического анализа структурных форм (типизация с использованием функций автокорреляции), показал, что для ранжирования палеоструктурных форм оптимальны методы классификации, в которых учитывается их радиальная симметрия, местоположение элементов относительно сводов структур, центра прогибания. Среди структурных морфоформ преобладают трёхзональные, сигмоидные, вихревые, кольцевые, многолепестковые, спиральные. Квазиустойчивый тип рельефа это объёмные стоячие волны. Объёмное колебание формируется в области взаимодействия колебаний Земли с суммарным вектором внешних сил. По причине нелинейного характера системы (пространства и области взаимодействия), колебания в пространстве кривизн земных оболочек скручиваются с образованием упругой стоячей волны ограниченного диапазона размерностей (в соответствии с размерами собственно Земли и толщинами её оболочек) и детерминированного набора форм, определяемых частотным диапазоном интерферирующих компонент и типом скейлинга. Самоподобие в структуре морфоформ стало основой их фрактальной параметризации (с оценкой размерности Хаусдорфа и энтропии).

Сейсмофациальные реконструкции (GeoProbe) юрско-меловых отложений с учётом их сейсмоморфологического проявления (рис. 8) выполнены по материалам сейсморазведки масштаба 1:25000, 1:50000 (1986–2006 гг.), установлено, что в трансгрессивных макро- и мезоциклах формы рельефа при накоплении осадков единичного цикла изменяются от 11–12 типа к первому. Литолого-фациальные модели и схемы уточнялись по скважинным данным, с использованием карт и схем А.М. Казакова, В.П. Девятова и др. (1995, 1997), В.С. Суркова и др. (1995, 2000 и др.), Ф.Г. Гурари и др. (1992, 2000 и др.), В.Б. Белозёрова и др. (1991, 1995, 2005 и др.). Более или менее достоверные представления о характере площадного развития песчаных фаций оказалось возможным получить для сводовых частей структур первого порядка. Строение локальных песчаных тел (с мощностью в первые метры) исследованы на отдельных крупных месторождениях, где была выполнена 3D сейсморазведка (Калиновое, Солоновское, Крапивинское и др.) или стандартная сейсморазведка масштаба 1:50000 с достаточно плотной сетью наблюдений (Вахское, Стрежевое, Первомайское, Катыльгинское, Лонтынь-Яхское, Мыльджинское, Игольско-Таловое, Лугинецкое, Моисеевское и др.).

Сейсмоморфологические, сейсмофациальные модели юрско-валанжинского макроциклита стали основой для создания сейсмотектонической модели колебательных движений поверхности осадконакопления, которые, например, для условий формирования юрских песчаников имеют следующие основные черты. При аккумуляции нижнеюрских осадков преобладали вертикальные тектонические движения во впадинах, формировалась разветвлённая речная сеть, картируются аллювиальные, аллювиально-пролювиальные сейсмофации. В верхах нижней юры вертикальные движения крупных блоков во впадинах дополнились слабоинтенсивными малоамплитудными движениями малых блоков, сопутствующие озёрному и аллювиально-озёрному осадконакоплению. Активизационный тектонический процесс распространялся преимущественно вдоль рифтовых впадин, замыкаясь и разгружаясь в бортах рифтовых структур. Компенсация прогибания осадконакоплением обнаруживается в латеральном продвижении осадков дельт, чередовании режима осадконакопления, в смене движения активизационного процесса с восточных (при наступлении моря на сушу) – на западные (при обратном движении). В ааленское время главенствующая роль в осадконакоплении оставалась за деятельностью рек. Аллювиальные осадки аккумулировались при достаточно пологом рельефе. Аллювиальные осадки байоса формировались в условиях прогибания днищ долин и некоторой активизации сбросовых и грабеновых вертикальных перемещений. Во впадинах выявляются сейсмофации аллювиально-пролювиальных конусов выноса, флишоидные группы осадков. Заполнение рифтовых впадин и возрастание в их периферийных частях крутящих моментов способствовало росту в батское время структурных форм. Для бата характерно циркумзональное и вихревое (в форме вихревых структур вращения) распределение сейсмофаций песчаных отложений относительно центров малых структурных поднятий (иногда структур второго порядка) (рис. 9). Среди сейсмофаций преобладают пролювиальные, делювиальные склоновые типы. В келловее отмечается смещение областей аккумуляции на склоны и в сводовые части поднятий. На поднятиях картируются сейсмофации песчаных отложений элювиальных и элювиально-делювиальных систем. В оксфордское и кимеридж-волжское время преобладали слабоинтенсивные колебания поверхности, формировались заливообразные формы побережья, осложняющие крупные региональные заливные формы (рис. 10), существенно расширившиеся, но с тем же фронтальным следованием тектонических движений: по одному из бортов залива – при наступлении моря и по другому – при его отступлении; с формированием полосовидных сейсмофаций побережья.

Избирательность приуроченности и взаимное дополнение в пространственном распределении песчаных фаций, местоположение ко-

Рис. 7. Типовые морфологические формы палеоповерхности юры

Типизация (типовые формы в кружках) выполнена с использованием структур II порядка по отражающему горизонту IIа юго-восточной части Западно-Сибирской плиты (стратоизогипсы с сечением 0,2 км согласно структурной карте под ред. В.М. Тищенко, 1992): I – Горелоярское куполовидное поднятие; II – юго-восточная часть Нюрольской впадины; III – Окуневское куполовидное поднятие; IV – Моисеевское куполовидное поднятие; V – Мыльджинский вал; VI – Лавровский наклонный вал; VII – Полуденное поднятие; VIII – южная часть Нововасюганского вала; IX – Соболиный вал; X – Ледовое куполовидное поднятие; XI – Останинский вал

торых восстановлено по данным сейсморазведки и уточнено по геологическим данным, выявляются на объектах разной размерности. Например, на гипсометрических профилях продуктивных отложений юры зоны повышенных мощностей песчаных отложений представляют собой своеобразные «кучности», дополняющие друг друга вверх (либо вниз) по склону. Для структур первого порядка (мегавалов, валов, сводов) взаимное дополнение проявляется в смене («миграции») от нижнеюрских к верхнеюрским отложениям зон повышенной мощности песчаников от подножий к сводам поднятий – с подошвенным прилеганием и возрастным «скольжением» вдоль рифтовых структур, локально – вдоль бортов малых заливных форм, которые в плане относительно центров структур имеют спиралевидное сочетание (фрактальны, множество Жюлиа).

2.2. Ритм осадконакопления, его проявление в форме

сейсмического сигнала, картирование песчаных фаций

Параметры сейсмотектонической модели единичного ритма осадконакопления для сейсмоассоциации (мезоциклит) таковы, что на локальных участках с размерами 10–15 км2 восстанавливаются близкие условия осадконакопления, формирующие основные черты разреза: мощность пластов, литологические, фациальные соотношения, устойчивый тип сейсмического сигнала. От объекта к объекту они меняются в режиме плавного дополнения с противоположными тенденциями в особенностях сочетания определяющих параметров. Например, резкое уменьшение мощности песчаного пласта на расположенном рядом своде происходит «за счёт» увеличения мощности глинистого. В перекрывающих отложениях это соотношение часто проявляется в обратных сочетаниях. Наличие закономерностей в латеральном дополнении фаций говорит о согласованном характере тектонических движений в ходе осадконакопления. В латеральном дополнении песчаные фации мезоритмов юры формируют преимущественно трёхзональные системы (спирально замыкающиеся на свод поднятий, геометрически – фрактал Мандельброта).

При наличии существенной изменчивости в мощностях конкретных песчаных пропластков, латеральном выклинивании и замещении пластов, на сейсмических временных разрезах отражения в юрско-меловой толще (в юре – с возрастанием размеров зональной устойчивости типа мезоритма от нижнеюрских отложений – к верхнеюрским) достаточно выдержаны и имеют индивидуальные черты. В сейсмическом сигнале, при видимой частоте порядка 27–36 Гц, проявляется мощность отложений  порядка  40–50 м, картируются песчаные пласты. Такой же мощности отложения характеризуются сохранением особенностей ритмического чередования многослоев по керну и на кривых каротажа. Высокочастотная сейсморазведка позволяет картировать элементарные ритмиты и пропластки песчаных пластов.

Сохранение облика мезоритма способствует сохранению условий резонанса при свёртке сейсмического сигнала с коэффициентами отражения реальной среды и есть причина зональной устойчивости (когерентности) формы сигнала.

От структуры к структуре параметры мезо- или макроритма могут несколько изменяться: плавно или скачкообразно, в зависимости от региональных тектонических условий. В пределах структур первого, второго порядков эти изменения достаточно плавные. Резкие изменения связаны с границами структур первого порядка.

Пространственный рисунок сейсмоциклитов говорит о строгой взаимосвязи и согласованности в латеральном дополнении мезо- и макроциклотем. Объёмная уравновешенность в ритмолитах выявляется в латеральной сбалансированности близких по вещественному составу масс горных пород, формирующихся в различные и, казалось бы, не зависимые интервалы времени.

Рис. 8. Сейсмоморфофациальная модель h (x,y) по горизонту IIа

  Крапивинское и Двуреченское месторождения, в палеорельефе сочетание устьевых песчаных тел повышенной мощности имеет трёхзональный облик («лапка дельты»)

а б

Рис. 9. Сейсмофации песчаных пластов средней юры

  1 – мощности песчаных отложений для песчаных пластов Ю6-7, в м; 2 – стратоизогипсы по кровле юрских отложений согласно шкалы, в км. Тип зональности в распределении (Тр) песчаных тел: концентрический: а – с линейными телами северо-восточного простирания; б – с радиальной зональностью; в – с линейными телами северо-западного простирания. Площади: Крс – Карасёвская, Крн – Карандашовская, Крп - Крапивинская, Мс - Моисеевская, Пс - Поселковая. Структурная карта по горизноту IIa

Так, в юрско-валанжинском макроритме территории исследований наблюдается три основных выдержанных сейсмических отражений (маркирующих горизонтов), та же закономерность устанавливается в циклитах мезоуровня внутри толщи. Каждый из циклитов по вертикали контрастной границей делится как минимум на два практически равных по мощности. Это явление (зеркальная симметрия) справедливо для всех циклических единиц, поэтому в любом сейсмоциклите можно выявить деление как минимум на три, с учётом деления как минимум на два в циклите соседнего порядка. В латеральной согласованности осадков эта особенность обнаруживается в скачкообразной смене типа разреза – с зеркальным отображением мощностей составляющих циклит литологических разностей.

Изучение сейсмоциклитов, оценка типа ритма осадконакопления по форме сейсмических сигналов (SynTool Landmark) для продуктивных отложений юры и нижнего мела позволило установить общие и частные закономерности в пространственном распределении песчаных тел, повысить эффективность картирования нефтегазоперспективных фаций. Так, песчаники берриас-валанжинских отложений расположены в склоновых частях поднятий, келловей-оксфордских – в купольной части, песчаники малышевского горизонта имеют максимум мощности в близсводовых и склоновых частях положительных структур первого порядка. Максимум мощности песчаных фаций для осадков верхней части вымского горизонта наблюдается в бортовых частях впадин, близ сводов положительных структур второго порядка. Толща, включающая песчаники надояхского, лайдинского и нижней части вымского горизонтов, имеет максимум мощности на структурах второго порядка внутри впадин. Песчаники ритмопачек, объединяющие осадки нижней части надояхского, китербютский и шараповский горизонты, максимальные мощности имеют в подножносклоновых частях поднятий первого порядка.

Форма сейсмического сигнала для ритмолита определяется типом сочетания в нём основных литологических разностей, – изменяется от сейсмоассоциации к сейсмоассоциации. Некоторые особенности в литологических сочетаниях для ритмолитов юры проявляются в следующем. Чередование песчаных и глинистых отложений, с мощностью пропластков порядка 3–6 м, при некотором преобладании глинистых разностей, часто согласуется с отсутствием углистых отложений. При тонком чередовании угольных пропластков, столь же тонкие пачки песчаников и глин дополняют в разрезе угли. В вертикальном разрезе юры мощность угольных пропластков и их количество возрастает вниз по разрезу. Появление значительной мощности песчаных отложений в вертикальном разрезе сочетается с глинистыми не менее мощными (песчаники васюганской свиты и глины баженовской; пласты Ю3, Ю2 и глины нижневасюганской свиты, песчаный пласт Ю15 и глины тогурской пачки). В структуре макроциклита установлена зеркальная симметрия. Тонкие угольные пропластки дополняются по вертикали тонкими же песчаными и глинистыми (углисто-песчано-глинистая пачка байосских отложений), а существенно углистая пачка (байосские отложения) вверх по разрезу сменяется существенно песчаной (батской). Мощные угольные пласты (реперы первого порядка), например У10, У1, приурочены к практически безугольным толщам. Ритмичность, с примерно равными мощностями (порядка 5–6 м) песчаных, глинистых и углистых отложений, с некоторым возрастанием мощности песчаных отложений вниз по разрезу, характерна для келловея и аалена. Закономерности чередуемости проявляются в амплитудно-частотных характеристиках сейсмических сигналов. Типовые формы ритмолитов, выделенные по данным электрокаротажа скважин и по материалам сейсморазведки, близки.

2.3. Дополнительные системы в зональном

распределении песчаных сейсмофаций

Важным результатом проведённых исследований по ритмостратиграфической идентификации, по мнению автора, является то, что осадочные комплексы, характеризующиеся сохранением ритма осадконакопления, на временных сейсмических разрезах проявляются в виде сейсмических границ с устойчивыми формами сейсмических импульсов. Эффект автолокализации аномальных проявлений объектов в многослоевых системах, с меняющимися на противоположные свойствами (Новоселицкий, 1975), в сейсмическом волновом поле проявляется в «локализации» сейсмического сигнала в зоне устойчивого ритма, в латеральной выдержанности формы сейсмического сигнала вдоль реперных границ, согласованности сейсмических импульсов с параметрами ритма. В ритмопачке песчаные отложения повышенной мощности могут принадлежать её разным частям. Смещение их в нижнюю, либо в её верхнюю часть приводит к смещению низких частот в интервале сейсмического сигнала вверх либо вниз пачки и нашло отражение в методике сейсмолитологической интерпретации Д.И. Рудницкой (2000). Однако в каждом цикле осадконакопления в упорядоченной и иерархически-соподчинённой системе выделяются все виды вертикальных, горизонтальных и закручивающих движений поверхности осадконакопления (в классическом понимании – в смене эмерсии, первой трансгрессии, второй трансгрессии, инундации, дифференциации и регрессии, по С.Н. Бубнову). В непрерывно-прерывном направленном процессе тектонических движений в соседствующих по вертикали и латерали ритмолитах в преобладающих мощностях формировались песчаные отложения разного генезиса. В этой связи более эффективен при литолого-фациальных реконструкциях анализ формы сейсмического сигнала, его фазово-частотных характеристик и восстановление литолого-фациальных условий отложений с учётом характера ритма и типа рельефа. Тип ритмолитов определяется возникновением на поверхности осадконакопления в каждом единичном ритме (непрерывно трансформирующихся от одной фазы осадконакопления к другой) устойчивых форм рельефа. Сейсмоповерхности в этом отношении предоставляют уникальную возможность исследования преобладающей формы рельефа, его временной трансформации и пространственной изменчивости. Дополнительные сведения о структуре рельефа получены из строения ритмолитов.

Любая сейсмоповерхность в своей морфологической структуре обнаруживает самоподобие: представляет собой систему систем и имеет иерархически вложенную и зонально-упорядоченную структуру. Мозаичное сочетание простых форм в конкретном объекте предопределено взаимодействием упругих волн в структуре Земли ограниченного частотного диапазона и амплитуды (Локтюшин, 1999), тесно связанных с  размерами  тел  и  мощностью  оболочек земной коры.

В пределах структуры любого порядка на морфоповерхности выявляется строгая иерархия составляющих её элементов (в их центрально-зональном следовании и латеральном дополнении). Она определяется формой структуры и, в тоже время, имеет законы «пространственного следования» элементарных компонентов (самоподобна). Среди которых можно отметить – возрастание от центра на периферию сложности строения структуры, по замыкающим изолиниям от свода на периферию наиболее контрастно проявляются трёх-, четырёх-, семизональность и более сложные формы – у подножия; дополнительность (по А.Д. Арманду), она проявляется в уравновешенности положительных и отрицательных форм по веществу и объему; наличие в пределах свода структуры только одного крупного поднятия; подчинённость размеров в структурных осложнениях одного уровня; существование в полуволновом диапазоне отрицательного осложнения (по отношению к каждому положительному), с зеркальным отображением взаимного расположения и сочетания структурных линий; каждая  структура  имеет  собственные черты (или особенности), более рельефно в ней проявляется один из структурно-

Рис. 10. Сейсмофации песчаных отложений верхней юры

1 – контур территории Томской области; 2 – залежи УВ, крупные: Мыльджинское, Советское, Вахское, Полуденное, Первомайское, Мыльджинское, Лугинецкое, Игольско-Таловое в соответствующих нефтегазовых областях (НГО); 3 – контуры повышенных мощностей песчаных сейсмофаций

морфологических типов строения вещества, преобладание выявляется, в том числе в унаследованности форм, в пределах структуры первого порядка определённой формы, структуры второго и последующих порядков на неё похожи.

  Основные типовые формы поверхностей поднятий, выявленные в результате анализа рельефа поверхностей структур первого и второго порядков на территории юго-восточной части Западно-Сибирской плиты (по сейсмическим структурным картам), приведены на рис. 7. Устойчивые морфотипы характеризуются: кольцевым; вихревым; спиральным; симметрично-сигмоидным (с взаимным дополнением по положительным и отрицательным формам); двух-, трёх-, четырёх-, и семилучевым сочленением, широтным, меридиональным и диагональным простиранием основных элементов рельефа.

  Песчаные тела конкретных фаций и их зональность согласуются с особенностями морфологии поверхности осадконакопления, их форма и сочетания описываются совокупностью типовых морфоформ, среди которых выявляются: изометричные, дугообразные, с присводовым или периферийным (в виде кольцевых валов) распределением элементов; лучевые центрально-сводовые, с несколькими степенями свободы в расположении линейных (или овальных) подзон песчаных фаций: двух -, трех-, четырёх-, семилучевые и др. Объединяясь в зоны повышенных мощностей, они создают закономерно построенные картины в зональном сочетании аномалий сейсмических параметров.

Глава 3. ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКАЯ

ПАРАМЕТРИЗАЦИЯ СЕЙСМОМОРФОСТРУКТУР

На разных структурно-морфологических уровнях сейсмогеологических моделей положительные структуры и впадины образуют разнопорядковые изометричного типа сочетания. В существующих структурно-тектонических и морфологических классификациях это: структуры центрального типа (Соловьёв, 1981); нуклеары, нуклеарные сателлиты (Павловский и др., 1982); вихревые, кольцевые, сигмоидные структуры (Кац, Козлов и др., 1989). Кольцевая зональность близкими особенностями морфологических сочетаний проявляется в полях сейсмических параметров, в магнитном, в гравитационном поле. Изометричный облик морфоструктур в осадках чехла платформ определяет зональное расположение фаций. Зональность параметризуется геометрически и фрактально. Геометрическая форма, функция автокорреляции; тип фрактала, его метрические характеристики, энтропия изображения – информативные параметры при прогнозе напряжённо-деформированного состояния структуры, нефтегазоносности, величин прогнозных дебитов.

3.1. Природа кольцевой зональности

Выяснить причину кольцевой зональности геологической материи пытались многие учёные. Исследованию кольцевой зональности при анализе морфологических  типов структур  посвящены  работы Я.Г. Каца, М.В. Муратова, А.И. Полетаева, В.В. Козлова, В.В. Соловьёва, Е.Д. Сулиди-Кондратьева,  Е.В. Павловского и др. Ими выделены кольцевого типа структуры разного генезиса и пространственных размеров. Малоизученными остаются вопросы их близкого строения и подобия.

3.2. Типовые формы кольцевой зональности

Проведённые автором исследования сейсмоморфологических особенностей внутреннего строения Обского нуклеара (Павловский и др., 1984) показали, что внутри овоида можно выделить несколько порядков структурно-морфологических подсистем. Сейсмоморфологические объекты (структуры первого, второго, третьего и т.д. порядков) имеют пространственную концентрически-зональную упорядоченность, построены структурно и вещественно зонально и имеют общие черты морфологического строения с объединяющей их структурой более высокого порядка. Каждая структура на любом из палеоморфологических уровней может быть представлена в виде двух взаимодополняющих объектов: области относительно повышенного палеорельефа и области относительно пониженного палеорельефа. Положительные формы повышенной части овоида обычно группируются в три зоны, которые имеют специфические черты тектонического и морфологического строения – с уменьшением контрастности амплитудных и дислокационных параметров поднятия от центра к периферии. В области пониженного палеорельефа они дополняются тремя зонами морфологических форм противоположной амплитудной направленности.

Морфологические особенности структур вращения, образующихся, наиболее вероятно, в фазы «дифференциации» по С.Н. Бубнову, по причине наличия «закручивающих» напряжений проявляются через сочетание дуговых морфоэлементов. Дуговые линии соединяют сегментарно-прерывистые (Слензак, 1972) положительные и отрицательные формы рельефа. Положительные дуговые элементы (с тенденцией правовращательного движения) хорошо характеризуют растущую структуру и обычно замыкаются на центрально-приподнятый массив. Отрицательные дуговые элементы (с левовращательным моментом, по Я.Г. Кацу) показательны для погружающихся структур, дуговые элементы, в этом случае, замыкаются на центральную, наиболее погруженную впадину.

Сейсмоповерхность кровли верхнеюрских отложений Западно-Сибирской овоидно-кольцевой структуры по наиболее контрастно проявляющимся в палеорельефе типовым формам представляет собой сочетание различных рельефно-морфологических элементов. Это и структура вращения, образованная дуговыми элементами положительных либо отрицательных форм; спиралевидная структура; радиально-лучистая; овоидно-сателлитная и др. Как спиралевидная структура она состоит из двух спиралей: «положительной» и «отрицательной». «Положительная» спиральная линия проходит по вершинам сводов и мегавалов, «отрицательная» – через центры впадин. Положительные структурные формы по «положительной» ветви спирали следуют друг за другом, начиная от общего центра. Наиболее высокие поднятия располагаются в центральной части овоида. Этот сегмент и его склоны перспективны в нефтегазоносном отношении, крупные залежи УВ в юре и мелу по его периклинали обнаружены на Нижневартовском, Александровском, Сургутском сводах.

Структуры сателлиты также представляют собой структуры вращения различного рельефно-морфологического типа. Черты строения структур-сателлитов проявляются в преобладании положительных форм рельефа для структур, расположенных в северо-восточной (относительно приподнятой) и преобладании отрицательных форм для структур-сателлитов, тяготеющих к юго-западной (относительно пониженной) части центрального сегмента нуклеара.

Морфоструктурные характеристики сейсмоповерхностей тесно связаны с веществом, для чехла это углисто-глинисто-песчаная иерархия, для фундамента характерна более сложная дискретизация вещественных компонентов, определяющих тип рельефа и структуру сочетаний полей сейсмических параметров. Особенностью геологического строения приповерхностной части фундамента, согласно геологической карте, составленной В.С. Сурковым и др. (1996), является сосредоточение гранитных массивов и пород кислого и среднего состава в повышенных частях овоида. Гранитные массивы структур-сателлитов тяготеют к их периферии. В синформных структурах южного обрамления породы кислого состава сосредоточены чаще в их южных частях. В западных и северо-западных структурах обрамления плиты породы кислого состава приурочены к северо-западным частям структур сателлитов. Особенности строения фундамента проявляются в региональном магнитном поле, сигмоидные сочетания пород кислого и основного состава обнаруживаются в сигмоидного типа аномалиях. Положение гранитных массивов в фундаменте источник информации о близком местоположении мощных песчаных фаций. Структура регионального магнитного поля фрактальна, в формах магнитных аномалий для структур-сателлитов, преобладают трёхзональные, лучевые, спиральные, – близкие по облику к сейсмоморформам (рис. 7).

В структурах-сателлитах и в нуклеаре по сейсмоповерхности  верхнеюрских отложений крупные залежи УВ сосредоточены на территориях с максимальными превышениями палеорельефа (и максимальными перепадами высот между отрицательными и положительными формами сейсмоповерхности). В южном и юго-восточном направлениях относительно крупного поднятия обычно располагается цепочка более мелких локальных сводов, высота и поперечные размеры которых постепенно уменьшаются: от северо-востока, востока, к югу и юго-западу. В полукольце положительных форм наблюдается устойчивое закономерное чередование положительных и отрицательных сегментов рельефа. Основными особенностями слабо морфологически выраженных структур является расположение обрамляющих впадин в их южных или западных частях. Такие структуры слабо либо вовсе не нефтегазоносны. Положение нефтегазоносного объекта определяется также тем, где в пределах структуры более высокого порядка располагается поднятие.

3.3. Сейсмоморфологическое проявление

и фрактальные типы кольцевой зональности

Объекты центрального типа в их сейсмоморфологическом проявлении обнаруживают самоподобие, фрактальны. Для каждого объекта центрального типа характерно концентрически-симметричное распределение составляющих его частей, иерархических уровней, звеньев, элементов, формирующих концентрически-зональные и иерархически соподчинённые пространственные системы. Каждый объект уникален по особенностям упорядоченности и, в то же время, имеет свойственные всем системам типичные черты.

Пространственная морфологическая упорядоченность составляющих элементов поднятий структурируется и имеет, согласно классификации автора 11 основных типов (рис. 7), двенадцатый тип характеризуется как бесструктурная единица. Каждая система имеет собственные черты (или особенности), более рельефно (в структурных поверхностях, в морфологии полей сейсмических параметров) проявляется один из морфологических типов, в ней обнаруживаются в той или иной степени черты каждого из них.

  Результаты изучения и систематизации геометрических образов сейсмоморфоструктур позволили создать классификацию их планового проявления, геометрически и статистически их описать, с учётом скважинных данных установить структурообразующую роль тектонических деформаций.

  Сейсмоструктуры, положительные компоненты в пределах которых тяготеют к центральной части овоида, и имеют, преимущественно, трёхлепестковое строение, отнесены к первому типу рельефно-морфологических форм. В центральной части такой структуры, зачастую, располагается поднятие, обладающее тройной симметрией. Форма структуры фрактальна – описывается фракталом Ньютона, с размерностью Хаусдорфа 2,73. Закрытые и скрытые системы трещин на таких поднятиях сформировались (в своде) в широтных и меридиональных направлениях, открытые трещины выявляются в системах диагональных напряжений.

  Сейсмоструктуры с равновесным сочетанием положительных и отрицательных компонентов морфоповерхности отнесены ко второму типу рельефно-морфологических форм. Во втором типе структур в центральной части обнаруживается обширное поднятие «серповидной» формы. Интенсивные понижения рельефа выявляются в области внутреннего дугообразного замыкания свода. Фрактальна – фрактал Леви, размерность Хаусдорфа 1,94. В центральной части свода открытые диагональные трещины; меридиональные и широтные системы трещин образуют видимую прямоугольную сеть.

  В третьем типе морфоструктур преобладают положительные формы. Распределения масс на поднятиях в плане имеет треугольный облик. Треугольник Серпинского, Хаусдорфова размерность 1,59. Этот тип структур представляет собой узкое, в центральной части треугольной формы поднятие. От углов треугольника дугообразными грядами расходятся невысокие холмы. Зоны сжатия формируются в компрессионной системе дислокаций северо-восточного и меридионального простирания.

  Четвёртый сейсмоморфологический тип поднятий объединяет плосковершинные, близкие к четырёхугольной форме структуры. Фрактал – кривая Пиано, размерность Хаусдорфа 1,56. Наблюдается некоторое углубление впадин в прибортовых частях сводов. Сжимающие напряжения преобладают в центральной части структуры в системах деформаций меридионального, северо-западного и северо-восточного простирания, системы трещин купольной части формировались в условиях транспрессии и транстенсии.

  Для пятого сейсмоморфологического типа характерен ромбический облик сочетания структурных линий в поле закручивающих правосторонних напряжений. Фрактал – множество Мандельброта с размерностью Хаусдорфа 2,4. Характерно дугообразное сечение заглубленных днищ долин. В своде структуры нередки северо-восточного простирания сдвиговые напряжения.

  В шестом типе сейсмоструктурно-морфологических сочетаний структурным элементом является ромб в поле левосторонних закручивающих напряжений. Фрактал Дракон Хартера-Хайтвея, размерность Хаусдорфа 2,2. Наблюдается углубление краевых впадин. Распределение сдвиговых напряжений выявляется в южной и северной периферии свода. Системы сжатия формируются в меридиональном и северо-западном направлениях центральной части структуры.

Седьмой тип сейсмоморфоструктур. Структурные линии имеют облик вихревого сочетания. Фрактал Жюлиа, размерность Хаусдорфа 2,5. Отличается резким углублением впадин, заложением «коленообразных» щелевых отрицательных форм. В краевых частях, в зонах обрамления впадин, выявляются локальные углубления. В центральной части структуры существенны сдвиговые напряжения, боковые зоны растяжения формируются по системам нарушений северо-восточного, северо-западного и широтного простирания.

Отличительной чертой восьмого типа морфоструктур является рельефная выраженность мелких изометричных локальных поднятий, спиралевидно распределённых относительно центра структуры.  Фрактал Минковского, размерность Хаусдорфа 2,5. Контрастна трещиноватость северо-восточного и северо-западного простирания.

Девятый тип характеризуется наличием в центральной части кольцевой морфоструктуры линейно-вытянутого поднятия. Фрактал Пифагора, размерность Хаусдорфа 3,1. Сжимающие напряжения северо-восточной, северо-западной, широтной ориентировок.

Десятый тип – это морфоструктура купольного типа, лучевая. Фрактал биоморф, размерность Хаусдорфа 3,2. Обнаруживается в бортах неглубоких впадин с цепочками невысоких холмов. Напряжения существенно в системах трещин северо-восточной и северо-западной ориентировок.

Одиннадцатый тип морфоструктур – линейного облика широтные объекты. Фрактал множество Жюлиа, размерность Хаусдорфа 2,6. Несколько опущенная центральная часть свода дополняется высокоамплитудными узкими зонами поднятий в его краевых частях. Растягивающие напряжения широтной ориентировки.

Для двенадцатого морфотипа характерно выравнивание поверхности. Проявление в плане – в виде слабо морфологически выраженных кольцевых форм. Фрактал – множество Мандельброта, с размерностью Хаусдорфа 3,6. В сводовой части поднятия мелкие структурные объекты центрального облика.

Близкие морфологические сочетания обнаруживаются в распределении сейсмофаций, в форме аномалий сейсмических параметров,  фрактальны и статистически распознаваемы по типу фрактала, фрактальной размерности, энтропии, функции автокорреляции.

3.4. Критерии ранжирования кольцевой зональности

Упорядоченное строение нефтегазоносных структур, их самоподобие, центрально-зональная структура морфологических и фациальных типизаций – это дополнительные критерии для оценки нефтегазоносности структур.

Важные сведения о свойствах структур и аномалий сейсмических параметров дают автокорреляционные функции (АКФ) R(t), энергетический спектр W(ω). Для структурно-морфологических объектов первого и второго типа характерны АКФ с большим радиусом нулевой корреляции r0. От третьего к четвёртому, пятому, шестому типам рельефно-морфологических типовых форм происходит расширение функции АКФ и уменьшение интенсивности вторичных минимумов. Для седьмого типа особенностью является наличие чёткого вторичного максимума на кривой АКФ. Восьмой, девятый тип структур отмечаются «узкими» АКФ с рельефными вторичными минимумами. Для десятого, одиннадцатого типов характерно сужение АКФ, уменьшение вторичных осцилляций. Пространственная форма объекта проявляется в АКФ на радиальных диаграммах.

Форма АКФ применялась для определения типа морфоформы и принятия решения о степени трещиноватости структур.

Для каждой из типовых морфоформ получен свой индивидуальный спектр мощности WN (ω), характеризующийся функцией Бесселя определённого порядка (N). Различие в спектрах мощностей для типовых объектов, тип фрактала, размерность пространства Хаусдорфа, величина энтропии позволили выявлять объекты заданного облика, с учётом степени и характера трещиноватости оценивать нефтеперспективность песчаных пластов. Методика опробована на известных объектах, прогнозные объекты подтверждены 32 разведочными скважинами и значительным количеством промысловых.

Опробование разработанной методики при классификации сейсмоморфологических объектов для нефтегазоносных формаций юры и мела в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты показало её эффективность, позволило получить представления о пространственном сочетании типовых морфоформ, оценить связь нефтегазоносности с морфотипом структурного поднятия.

Обнаружена определённая пространственная приуроченность разнотипных структур на территории исследований. Особенностью распределения типовых форм структур является их постепенная миграция (от первых номеров – к двенадцатому) от сводовых частей структур первого порядка – к впадинам, в том числе, для каждого из сводов характерен свой (преобладающий) морфологических тип: для Средневасюганского свода – второй, Пудинского мегавала – четвёртый, Каймысовского свода – пятый, Нижневартовского свода – третий, Александровского мегавала – первый, Парабельского мегавала – шестой. Существенно нефтегазонасыщенными среди изученных сейсмоморфоформ являются структуры первого, второго, четвёртого и пятого типов.

ВЫВОДЫ

1. Сейсмостратиграфическая интерпретация сейсмических материалов c элементами сейсмоморфологического анализа открывает новые возможности при изучении ритмичности осадконакопления, условий формирования осадочных комплексов; есть основа создания сейсмотектонической модели бассейна осадконакопления.

2. Закономерности упругих колебаний Земли устанавливаются в морфологии палеоповерхностей, в унаследованном наборе генетических типов фаций, в пространственном дополнении морфоформ сейсмоповерхностей, есть основа их типизации. Сейсмоморфологическое проявление песчаных фаций позволяет картировать их непосредственно из палеорельефа.

3. Зональное распределение песчаных сейсмофаций в геосейсмической модели бассейна осадконакопления имеет дуговую, сигмоиднеую и вихревую, спиральную, трёх-, четырёх-, семизональную, лучевую, кольцевую, широтную, меридиональную и диагональную упорядоченность, которая применима в их фациальной интерпретации.

4. Особенности сочетания литологических разностей пород в мезо- и элементарных циклитах проявляются в типе сейсмического сигнала, анализ формы которого – основа картирования зонального распространения песчаных фаций, изучения условий и особенностей их латерального дополнения.

5. В морфологическом строении разнопорядковых структур следует признать важную роль тектонической трещиноватости регматической природы, которая, участвуя в их образовании, явилась путями подтока глубинного тепла и флюидов, способствовала формированию коллекторов, перетокам углеводородов, для ряда месторождений УВ обусловила ячеистый характер углеводородозаполнения. Деструкция пород в зонах трещиноватости тесно связана с тектоническими перестройками в осадочном бассейне, обуславливает их аномальное проявление в полях сейсмических параметров. Картирование систем трещин по сейсмоморфологическим признакам, изучение интенсивности аномалий сейсмических параметров в зонах трещиноватости является частью методики прогнозирования УВ.

6. Глубинный поток флюидов создаёт своеобразный углеводородный след, в котором происходит специфически направленное преобразование пород коллекторов и вмещающих пород, проявляющееся в полях физических параметров в понижении величин плотности и скорости. Изучение этих аномалий по керну, данным каротажа, сейсмическим параметрам – путь к построению геосейсмической петрофизической модели залежи УВ, повышению качества прогноза.

7. Наличие типовых форм в морфологии поверхностей осадконакопления, в сочетании аномалий сейсмических параметров есть следствие подобия геолого-геофизических систем, формирующихся как результат гравитационного взаимодействия космических тел в циклически изменяющихся, но близких и повторяющихся условиях колебательного процесса на поверхностях с кривизной, что позволяет классифицировать геологические объекты и сейсмические аномалии, характеризовать типовые формы объектов вероятностно-статистическими, геометрическими параметрами, которые убедительно описывают их основные черты и отличия.

Основные результаты исследований опубликованы

в 129 работах, из них:

1. Автеньев Г.К., Устинова В.Н. Квазиоптимальная винеровская фильтрация случайного гравитационного поля при прямых поисках нефти и газа в Томском Приобье // Развитие методики геофизических исследований на нефть и газ в условиях Западной Сибири. Сборник научных трудов. – М.: Изд-во Нефтегеофизика, 1986. – С. 67–72.

2. Устинова В.Н., Автеньев Г.К. Возможности использования энергоанализа при решении задач прямых поисков нефти и газа в гравиразведке // Комплексирование геофизических методов при поисках и разведке месторождений нефти и газа. Сборник научных трудов. – М.: Изд-во Нефтегеофизика, 1987. – С. 117–122.

3. Устинова В.Н. Гравиразведка при прогнозировании залежей углеводородов в ловушках неантиклинального типа/Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук. – Томск: Изд-во ТПИ, 1989. – 21 с.

4. Устинова В.Н., Вылцан И.А. и др. К прогнозу минерально-сырьевых ресурсов нефти и газа на юго-востоке Западно-Сибирской плиты в связи с рифтогенным структурообразованием//Вопросы геологии Сибири. – Томск: Изд-во ТГУ, 1994.– С. 150–155.

5. Устинова В.Н. Интерпретационные геолого-геофизические модели залежей углеводородов при прогнозе нефтегазоносности в верхнеюрских отложениях Западно-Сибирской низменности // Вопросы геологии Сибири. – Томск: Изд-во ТГУ, 1994. – С. 177–182.

6. Устинова В.Н., Вылцан И.А. и др. Нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты в связи с рифтогенным структурообразованием // Природокомплекс Томской области. Геология и экология. –  Томск: Изд-во ТГУ, 1995. – С. 11–22.

7. Устинова В.Н., Вылцан И.А. и др. О некоторых особенностях  литолого-тектонических условий пространственного распределения скоплений углеводородов // Проблемы геологии Сибири. – Томск: Изд-во ТГУ, 1996 – С. 38–40.

8. Устинова В.Н. Структурно-дефоромационные особенности поверхности фундамента юго-востока Западно-Сибирской плиты и их связь с нефтегазоносностью отложений чехла // Проблемы геологии Cибири. – Томск: Изд-во ТГУ, 1996. – С. 116–117.

9. Устинова В.Н., Вылцан И.А., и др. Литолого-фациальные и геодинамические особенности размещения залежей углеводородов в пределах нефтегазоносных структур первого порядка // Магматизм и геодинамика Сибири. – Томск: Изд-во ТГУ, 1996. – С. 140–144.        

10.Устинова В.Н., Вылцан И.А, Беженцев А.Ф., Стреляев В.И. и др. Континентальный рифтогенез в пострифтовых бассейнах седиментации в геологической истории Южной Сибири. – Томск: Изд-во ТГУ, 1996. – 100 с.

11. Устинова В.Н., Вылцан И.А, Беженцев А.Ф., Стреляев В.И. и др. Формационный анализ и геодинамика литосферы. – Томск: Изд-во ТГУ, 1996. – 138 с.

12. Устинова В.Н., Устинов В.Г, Жилина Е.Н. Сейсмостратиграфическая реконструкция юрского палеоморя Западно-Сибирской низменности // Геология морей и океанов. – М.: Изд-во ИО, 1999. – С. 275–276.

13. Устинова В.Н., Вылцан И.А., Мишенина Л.Н., Жилина Е.Н. Минеральные новообразования в нефтегазоносных разрезах и почвах в связи с разливами углеводородов // Уральский геологический журнал. – 1999. – № 6 (12). – С. 159–163.

14. Устинова В.Н., Устинов В.Г., Жилина Е.Н. Арктико-Северо-Атлантическая рифтовая мегасистема, история формирования, роль в современных геоэкологических процессах // Экология пойм Сибирских рек. – Томск: Изд-во ТНЦ СО РАН, 2000. – C. 104–108.

15. Устинова В.Н., Гафуров О.М., Миркулов В.П. и др. Инновационные методы и технологии нефтегазопоисковых работ и возможные пути их реализации в юго-восточных регионах Западной Сибири. – Томск: Изд-во ЦНТИ, 2000. – 124 с.

16. Устинова В.Н. Циклическое строение терригенного нефтегазоносного разреза юры Западной Сибири // Материалы Второй международной конференции «Циклы». – Ставрополь: Изд-во СКГТУ, 2000. – С. 33–38.

17. Устинова В.Н. Кольцевая зональность и циклическое строение нефтегазоносных комплексов Западной Сибири // Материалы Второй международной конференции «Циклы». – Ставрополь: Изд-во СКГТУ, 2000. – C. 38–40.

18. Устинова В.Н. Геодинамические обстановки формирования разновозрастных комплексов фундамента Западно-Сибирской плиты  – Деп. ВИНИТИ. – 2001. – № 2343-В2001. – 30 с.

19. Устинова В.Н. Тектонические и флюидодинамические особенности формирования и разрушения залежей УВ в отложениях мезозоя Западно-Сибирской плиты. – Деп. ВИНИТИ. – 2001.– № 2343-В2001. – 217 с.

20. Устинова В.Н., Вылцан И.А. Зональность в размещении перспективно нефтегазоносных отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна по результатам сейсмоциклостратиграфической интерпретации // Формационный анализ в геологических исследованиях. – Томск: Изд-во ТГУ, 2002. – С. 141–145.

21. Устинова В.Н., Вылцан И.А, Беженцев А.Ф., Стреляев В.И. и др. Геология, геоэкология и геологическое образование. – Томск: Изд-во ТГУ, 2002. – 100 с.

22. Устинова В.Н. Закономерности латеральной и вертикальной изменчивости физических свойств пород в нефтегазоносных разрезах. – Деп. ВИНИТИ. – 2002. – № 1474- В2002. – 16 с.

23. Устинова В.Н., Устинова И.Г. Подобие и симметрия в геологических и геофизических объектах. – Деп. ВИНИТИ. – 2002. – № 2157-В2002. – 14 с.

24. Устинова В.Н. Залежи углеводородов, особенности их проявления в геофизических полях. – Геофизика. – 2002. – № 5. – С. 25–32.

25. Устинова В.Н., Устинова И.Г. Статистическая параметризация симметричных геофизических объектов. – Известия ТПУ. – 2003. – № 5. – С. 36–41.

26. Устинова В.Н., Устинов В.Г. Методика выделения и анализ зон тектонической трещиноватости на нефтегазоносных поднятиях // Геофизические методы при разведке недр и экологических исследованиях. – Томск: Изд-во ТПУ, 2003. – С. 166–169.

27. Устинова В.Н. Геофизические методы при поисках месторождений  нефти  и  газа.  – Деп. ВИНИТИ. – 2003. – № 1744-В2003. – 168 с.

28. Устинова В.Н., Вылцан И.А., Устинов В.Г., Данилов И.В., Анарбаев У.Я. Влияние условий осадконакопления на формирование структурных поверхностей, возможности сейсмоморфоструктурного анализа при прогнозе нефтегазоносности. – Вестник ТГУ. – № 3 (II). – 2003. – С. 368–371.

29. Устинова В.Н., Устинова И.Г. Некоторые особенности строения фундамента Западно-Сибирской плиты в связи с нефтегазоносностью. – Вестник ТГУ. – № 3 (II). – 2003. – С. 371–373.

30. Устинова В.Н. Сейсмические данные на этапе разведки нефтяных и газовых месторождений. – Известия ТПУ. – 2004. – № 1. – С. 67–72.

31. Устинова В.Н., Зиборов С.С., Гаврилов С.И. Горкальцев А.А., Филимонова А.И.Уникальные коллекторы подугольной толщи Двуреченского–Моисеевской зоны нефтегазонакопления. Статья I. Фациальные модели продуктивных пластов месторождения. – Горные ведомости. – 2004. – № 4. – С. 36–42.

32. Устинова В.Н., Зиборов С.С., Гаврилов С.И., Горкальцев А.А., Филимонова А.И. Уникальные коллекторы подугольной толщи Двуреченско–Моисеевской зоны нефтегазонакопления. Статья II. Коллекторские свойства продуктивных песчаников по данным каротажа и результатам лабораторных исследований. –  Горные ведомости. – 2004. – № 5. – С. 16–21.

33. Устинова В.Н., Шевченко В.М., Короткевич Н.Л. Изменчивость каротажных кривых под влиянием эпигенетических процессов в нефтегазоносных разрезах. – Горные ведомости. – 2004. – № 6. – С. 57–63.

34. Устинова В.Н., Устинов В.Г. Тектонически-напряжённые зоны нефтегазоносных структур и их изучение по данным сейсморазведки. – Геофизика. – 2004. – № 1. – С. 13–18.

35. Вылцан И.А., Устинова В.Н. Циклы в геологии. – Известия Высших учебных заведений. Геология и разведка. – 2004. – № 3. – С. 58–64

36. Устинова В.Н., Вылцан И.А., Устинов В.Г., Данилов И.В. Аномалии величин скорости и энергий отражений в нефтегазоносных разрезах. – Вестник ТГУ. – 2004. – Вып. 21. – С. 47–54.

37. Устинова В.Н., Вылцан И.А., Зиборов С.С., Гаврилов С.И., А.А. Горкальцев, А.И. Филимонова, Бойло О.И. Фациальные модели продуктивных пластов Двуреченского месторождения. – Вестник ТГУ. – 2004. – Вып. 21. – С. 55–63.

38. Устинова В.Н., Устинов В.Г. Сейсмоморфологический анализ при картировании высокоёмких коллекторов. I. Классификация морфоформ. Отражение фациального типа коллектора в палеорельефе. – Известия ТПУ. – 2004. – № 3. – С. 42–48.

39. Устинова В.Н., Устинов В.Г. Сейсмоморфологический анализ при картировании высокоёмких коллекторов. II. Роль тектонической трещиноватости в форме палеорельефа и формировании проницаемых ячей коллекторов. – Известия ТПУ. – 2004. – № 4. – С. 63–69.

40. Устинова В.Н. Нефтегазонасыщенные коллекторы в полях геофизических параметров. – Вестник ТГУ. – 2004. – Вып. 26. – 120 с.

41. Устинова В.Н., Устинов В.Г., Данилов И.В., Горкальцев А.А., Филимонова А.И. Сейсмоморфологический анализ при прогнозе нефтегазоносности на Первомайском месторождении нефти. – Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. – 2004. №6 – С. 44-48.

42. Устинова В.Н., Устинов В.Г., Данилов И.В., Волков Д.К. Неоднородности физико-геологического строения нефтегазоносных разрезов. – Геология нефти и газа. – 2005. – № 2. – С. 28–35.

43. Устинова В.Н., Зиборов С.С., Гаврилов С.Н., Горкальцев А.А., Филимонова А.И., Бойло О.И. Геологоразведочные работы на Двуреченском месторождении, решение задач картирования песчаных фаций и выделение зон высокоёмких коллекторов – Известия ТПУ. – 2005. –№ 1. – С. 27–33.

44. Устинова В.Н. Морфологическая интерпретация сейсмических поверхностей. – Отечественная геология. – 2005.  – №6. – С. 60-67.

45. Устинова В.Н., Вылцан И.А., Устинов В.Г. О пространственном и временном развитии циклически протекающих событий на Земле по геофизическим данным – Геофизика. – 2005. – № 3. – С. 43–48.

46. Ерофеев Л.Я., Устинова В.Н. Методика и технология картирования высокоёмких коллекторов по материалам сейсморазведки. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. – 2008. – №5  (принята к печати).

47. Устинова В.Н. Нефтегазонасыщенные коллекторы в полях сейсмических параметров, их сейсмофациальные и сейсмоморфологические модели. – Геология нефти и газа. – 2008. – № 5. (принята к печати).

48. Устинова В.Н. Горкальцев А.А. Геологические модели продуктивных отложений Каймысовского свода. – Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. – 2008. – №6  (принята к печати).

49. Устинова В.Н. Устинов В.Г. Фациальный тип коллектора в морфологии сейсмоповерхностей. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. – 2009. – №1  (принята к печати).

50. Устинова В.Н., Зиборов С.С., Горкальцев А.А. Фациальные модели продуктивных пластов Двуреченско-Моисеевской зоны нефтегазонакопления. – Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. – 2009. – №2  (принята к печати).

51. Устинова В.Н. Устинов В.Г. Сейсморазведка при изучении тектонической трещиноватости на нефтегазоносных структурах. – Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. – 2009. – №4  (принята к печати).

52. Устинова В.Н. Устинов В.Г. Типизация форм структур на сейсмоморфологических поверхностях. – Геоморфология. – 2009. – №3  (принята к печати).

Отпечатано на участке оперативной полиграфии

Редакционно-издательского отдела ТПУ

Лицензия ПД № 00208 от 20 декабря 1999 г.

Заказ № «_____»______200__г. Тираж ______ экз.






© 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.