В процессе эксплуатационного разбуривания месторождений (Лиственское, Гремихинское, Нязинское и др.) Удмуртской АССР постепенно выяснялось, что в большинстве случаев геологическое строение залежей намного сложнее, чем представлялось на период подсчета запасов. На структурных планах поднятия, представленные ранее как единые, нередко оказываются осложненными целой серией небольших куполов, к которым в отложениях нижнего карбона приурочены самостоятельные залежи нефти со своими ВНК. В промежуточных зонах между куполами пласты часто водонасыщены. Поэтому для уменьшения числа непродуктивных скважин необходимо совершенствование методов изучения геологического строения, один из которых – переинтерпретация фактических геолого-геофизических материалов.

Так, для уточнения структурного плана стратиграфических горизонтов восточного участка Чутырского месторождения была проведена повторная интерпретация имеющихся сейсморазведочных материалов в комплексе с результатами разведочного бурения. Это позволило составить более обоснованные и детализированные карты, на которых данные замеров по скважинам приобрели роль жестких опорных точек, а интерполяция между ними осуществлялась по сейсмическим полям. Прежде всего были заново рассчитаны статические поправки по всем сейсмическим профилям. При этом использовались некоторые нестандартные приемы, например, уравнивание данных МСК путем построения карты скорости на глубине 50 м (v₀) по площади работ и полей изохрон в координатах X, H по профилям. Эти материалы использовались в дальнейшем для определения в каждой точке параметра v₀, необходимого для расчета поправок от глубины 50 м до стандартного для Удмуртии уровня приведения, имеющего альтитуду +100 м, а также для коррекции в необходимых случаях значений вертикального времени t_в.

В материалы MOB вновь рассчитанные поправки вводились полностью, в МОГТ в необходимых случаях – разница “старой” и “новой” поправок. Уравниванием данных были частично откорректированы ранее использованные фазовые поправки. При составлении карты скорости v₁ (глубина 50 м – ОГ I) практически не учитывались данные сейсмокаротажа, только пересчетные значения. Как показали вычисления, при такой методике достигается некоторая компенсация ошибок Т^I₀. Более глубокие границы построены путем расчета приращения глубин DH^n-1 (где n – номер отражающего горизонта) стандартным способом.

В результате работ составлены структурные карты по ОГ I (кровля кунгуро-артинских отложений нижней перми), ОГ II⁶ (кровля башкирского яруса среднего карбона), ОГ II (кровля тульских терригенных отложений нижнего карбона), ОГ III (кровля кыновских терригенных образований верхнего девона). Среднеквадратическое отклонение глубин, вычисленных по данным сейсморазведки и скважин, составило для ОГ I ±2,0 м, ОГ II⁶ ±4,5 м, ОГ II ±6,0 м, ОГ III ±2 м. В общих чертах между этими планами наблюдается соответствие, с глубиной контрастность заметно возрастает.

На рисунке приведены структурные построения по кровле башкирских отложений, составленные на основе данных бурения скважин и сейсморазведки. На карте видно, что по материалам сейсморазведки внутри утвержденного контура нефтеносности структура по изогипсе –1060 м имеет большую площадь к востоку и северу на 2–2,5 км, чем по данным бурения скважин. Самостоятельный купол установлен на юге площади, несколько западнее от глубокой скважины, пробуренной после подсчета запасов.

Таким образом, в результате переинтерпретации сейсморазведочных материалов уточнен структурный план исследуемой территории, что дает основание ожидать на восточном участке приращения нефтеносной площади за пределами утвержденного контура. Следует отметить, что рассматриваемая площадь далеко не единственная, где тщательный повторный анализ сейсморазведочных данных, а в необходимых случаях и их переинтерпретация позволяют получить дополнительную информацию о геологическом строении, уточнить структурные планы по продуктивным горизонтам и выбрать наиболее рациональные варианты бурения эксплуатационных скважин.

1 – пробуренные разведочные скважины; 2 – изогипсы кровли башкирского яруса по данным переинтерпретации, м; 3 – предполагаемый контур нефтеносности; 4 – изогипсы кровли башкирских отложений по данным бурения, м; 5 – контур башкирской залежи нефти (утвержденный); 6 – граница расширения башкирской залежи