Однако перечисленные задачи пока удается решать в условиях, когда пласт-коллектор имеет мощность не менее 10–15 м, является сравнительно однородным, а минимальная высота залежи около 10 м. В качестве примера успешного решения задачи по оконтуриванию нефтяной залежи, отвечающей указанным условиям, рассмотрим Суравинскую структуру в Куйбышевской области. Основная залежь нефти на ней вскрыта в бобриковском горизонте, в пласте Б₂, общая мощность пласта-коллектора 21 м, нефтенасыщенной части в своде структуры 14. На временных разрезах по всем сейсмическим профилям, проходящим через свод структуры (рис. 1, а), с различной степенью отчетливости наблюдается аномалия записи в виде ослабления амплитуд по отражающему горизонту У, сопоставляемому с бобриковским. Пример такой аномалии представлен на фрагменте временного разреза по профилю 078363 на рис. 1, б. Моделирование убедительно показало, что ослабление амплитуд отражения У обусловлено нефтяной залежью в пласте Б₂ (рис. 1, в, г).

Влияние других факторов приктически исключается, поскольку по данным каротажа в четырех пробуренных скважинах пласт Б₂ характеризуется как однородной, а мощности тонких слоев в интервале бобриковского и нижней части тульского горизонтов, на которых формируется отражение У, изменяются от 1 до 4 м.

В модели на рис. 1 потребовалось уменьшить скорость продольных волн в нефтенасыщенной части пласта Б₂ до 3,8 км/с, т. е. на 17 % по отношению к скорости их в водонасыщенной части (4,6 км/с), чтобы амплитудные аномалии на синтетических разрезах соответствовали наблюденным (см. рис. 1, б, в). Высокий перепад скоростей при переходе в нефтенасыщенную часть пласта, не согласующийся с результатами некоторых лабораторных и скважинных сейсмометрических исследований [1, 4], можно объяснить двумя причинами. Во-первых, залежь нефти в пласте Б₂ на Суравинской структуре характеризуется сравнительно высоким газовым фактором (около 100 м³/т), а добавление в жидкость хотя бы малого количества газа ведет к быстрому уменьшению скорости продольных волн [1]. Во-вторых, при формировании залежи Б₂, по-видимому, особенно интенсивно происходило изменение петрофизических характеристик коллектора за счет растворения минералов на древних ВНК в условиях периодически дискретного поступления УВ в ловушку. Процесс такого изменения коллектора в объеме залежи подробно рассмотрен ранее [3].

По аномалии амплитуд, которая интерпретировалась с помощью специальных приемов, на Суравинском месторождении был определен контур залежи Б₂, показанный на рис. 1, а. Этот контур принят в качестве основы для размещения эксплуатационных скважин.

В Куйбышевской и Оренбургской областях имеется ряд других разбуренных структур, где были зафиксированы аномалии сейсмической записи в виде ослабления амплитуд, связанные с нефтяными залежами (Тополевская, Давыдовская, Флеровская и др.). Имеются также структуры (Западно-Евгеньевская, Вишневая, Токская, Горная и др.), на которых нефтяные залежи отображаются на сейсмическом волновом поле аномалиями другого типа, например, увеличением амплитуд в сводовой части структуры, появлением плоского отражающего элемента и др. Наиболее широко распространены аномалии амплитуд. Ряд примеров интерпретации таких аномалий с помощью моделирования убеждает, что нередко тип аномалии, т. е. яркое или темное пятно, зависит от частотного диапазона регистрируемых колебаний. Например, на рассмотренной выше Суравинской структуре реальный и синтетический разрезы на рис. 1 получены при частоте импульса 27 Гц, и залежь на них отображается ослаблением амплитуд. При увеличении частоты импульса до 50 Гц картина меняется на обратную, т. е. залежь отображается уже в виде увеличения амплитуд (яркое пятно) примерно той же фазы. Причина такой неустойчивости аномалий кроется в тонкослоистом характере разреза.

Таким образом, аномалии динамических параметров сейсмической записи, связанные с нефтяными залежами, могут быть достаточно разнообразны, и, очевидно, о каких-либо универсальных сейсмических признаках, которые могли бы быть использованы для прогноза типа флюида, определения границ залежей и т. д. на обширных территориях, говорить не приходится. Более того, многие аномалии, хотя и приурочены к сводовым частям поднятий, вообще не имеют отношения к нефтяным залежам. Поэтому при использовании данных сейсморазведки для решения упомянутых выше геолого-промысловых задач представляются крайне важными правильная интерпретация аномалий и своевременное распознавание тех из них, которые не несут информации о нефтеносности (ложные аномалии). Наиболее эффективным инструментом для распознавания ложных аномалий является итеративное моделирование. Покажем это на примерах Булатовской и Крюковской структур, но предварительно сделаем несколько замечаний по методике итеративного моделирования. Основой данной методики является итеративный подбор параметров (скоростей, плотностей и толщин слоев) априорно заданной тонкослоистой модели среды, при которых достигается подобие синтетического и реального временных разрезов в некотором оптимальном смысле. Подробно такая методика изложена в работе [2].

Не менее важным вопросом является выбор импульса, моделирующего сейсмический сигнал. В практике моделирования широкое распространение получил импульс Пузырева, в котором начальную фазу j, преобладающую частоту w₀ и затухание Р предлагается находить следующим образом: j принимается равной p/2 (симметричный импульс) на основании того, что в процессе обработки реальных сейсмических записей в результате применения всех видов фильтраций (деконволюция, полосовая фильтрация) стремятся получить элементарный сигнал симметричной формы (нульфазовый); w₀ и Р определяются из теоретического амплитудного спектра импульса Пузырева, которым наилучшим образом (способом наименьших квадратов) аппроксимируется амплитудный спектр сигнала, наблюденного по осредненным ФАК реальных сейсмических записей. В дальнейшем наряду с коррекцией параметров модели найденные параметры импульса также уточняются.

Булатовская площадь. Данная площадь расположена в пределах Мелекесской впадины, в Куйбышевской области. По отложениям нижнего карбона она приурочена к осевой части Усть-Черемшанского прогиба ККСП, где мощность терригенных отложений нижнего карбона составляет около 400 м. Булатовское поднятие выявлено в 1983 г., детализировано в 1984 г. По отражающему горизонту У, сопоставляемому с кровлей тульского горизонта, поднятие характеризуется почти изометрической формой, очень контрастное, имеет амплитуду около 60 м, но очень малые размеры в плане – 1.5X1,5 км (рис. 2, а). На поднятии пробурено четыре скважины, открыто несколько залежей нефти, одна из них в пласте Б₂ бобриковского горизонта. Залежь пластового типа, мощность нефтенасыщенной части в своде структуры равна 29 м, нефть характеризуется вязкостью и большой плотностью (0,942 г/см³).

На временных разрезах по всем профилям, пересекающим структуру, отмечаются аномалии в записи отражающего горизонта У, но характер этих аномалий несколько различается на разных профилях. На временных разрезах по профилям, проходящим через свод структуры или вблизи него, непосредственно за отражающим горизонтом У появляется непротяженная, не выходящая за пределы антиклинального перегиба дополнительная ось синфазности. Пример аномалии такого типа представлен на фрагменте временного разреза по профилю 028434 на рис. 2, б. На временных разрезах по профилям, проходящим по периклинали поднятия и захватывающим край нефтяной залежи, аномалия представлена в виде локального, ограниченного самой вершиной антиклинального перегиба, раздвоения второй фазы отражающего горизонта У. Особенно выразительная аномалия данного типа на профиле 028303.

Первым побуждением, естественно, было связать указанные аномалии с нефтяной залежью в пласте Б₂. Однако сейсмическое моделирование позволило дать другую интерпретацию этим аномалиям. Как указывалось выше, нефть в пласте Б₂ на Булатовской структуре характеризуется высокой вязкостью, большой плотностью и отсутствием растворенного газа, в связи с чем в модели на рис. 2, д скорость в нефтенасыщенной части пласта Б₂ была незначительна, всего на 4 %, т. е. на 180 м/с, уменьшена по сравнению с водонасыщенной его частью. Такой слабый контраст в упругих свойствах при переходе из водонасыщенной части пласта (скорость – 4,52 км/с) к нефтенасыщенной (скорость 4,34 км/с) предопределил отсутствие заметных изменений в динамике записи на синтетических временных разрезах, полученных для модели с залежью (рис. 2, в) и без нее (рис. 2, г).

В связи с этим потребовалось другое объяснение природы аномалий. Было сделано предположение об ограниченном распространении пластов глин и алевролитов, которые делят на две части довольно мощный (76 м) пласт песчаника Б₂, представляющий в данном районе весь бобриковский горизонт. При этом были рассмотрены следующие альтернативные модели.

Модель 1. Пласты глин и алевролитов имеют линзовидный характер, распространены только в пределах поднятия, а в направлении к прогибам происходит их выклинивание, как это показано на рис. 2, д; начальное распределение сейсмических скоростей в данной модели было принято следующим: в песчанике пласта Б₂ – 4,5 км/с, в чистых глинах – 3,5, в алевролитах – 3,8.

Выбрать какую-либо из этих моделей в качестве начального приближения с использованием данных бурения было невозможно, поскольку по профилю 028434 в прогибах нет скважин. Поэтому для обеих моделей уточнялись параметры с помощью итеративного моделирования. Полученные синтетические временные разрезы по обеим моделям оказались близкими между собой, и визуально каждый из них имел вполне удовлетворительное сходство с реальным временным разрезом на рис. 2, б. Однако потрассная количественная оценка сходства показала, что для синтетического разреза по первой модели эта оценка немного выше. Поэтому данный вариант модели и приведен на рис. 2, д.

Таким образом, представленные на рис. 2 результаты итеративного моделирования подтверждают предположение, что пласты глин и алевролитов в средней части пласта Б₂ имеют линзовидный характер распространения и что именно с таким геологическим строением Булатовского поднятия связано появление аномалий в записи отражающего горизонта У. Залежь нефти не создает заметных аномалий эффектов. В пользу последнего вывода свидетельствует также тот факт, что уменьшение скорости в нефтенасыщенной части пласта Б₂ до 4000 м/с, т. е. на 11 % ниже, чем в водонасыщенной части, вызывает резкое ухудшение сходства синтетического разреза с реальным (напомним, что в модели на рис. 2, д скорость в залежи уменьшена на 4 %).

Крюковская прощадь. Данная площадь расположена в юго-западной части Бузулукской впадины. Структура (Крюковская) выявлена в 1979 г., подготовлена по горизонтам карбона и девона в 1981 г. (рис. 3, а). Еще до бурения, т. е. по данным сейсморазведки, был ясен генезис Крюковского поднятия – типично эрозионного типа, связанного с останцами рельефа поверхности фундамента. В структуре осадочного чехла амплитуда поднятия последовательно уменьшается вверх по разрезу, о чем свидетельствуют такие данные: по поверхности фундамента амплитуда поднятия около 100, по кровле терригенного девона 60, бобриковского горизонта 35 м.

На поднятии пробурены две скважины, в своде и на северо-западном крыле, открыто две залежи нефти, в терригенном девоне (пласт Д₁) и в бобриковском горизонте (пласт Б₂).

На рис. 3, б приведен фрагмент временного разреза по профилю 048128, на котором в центре, на времени 0,92 с, благодаря достаточно корректной обработке с сохранением амплитуд аномалия проявилась особенно выразительно. Эта аномалия имеет классический вид, т. е. амплитуда первой фазы отражения У в области свода заметно ослаблена (темное пятно), а вторая фаза, наоборот, испытывает усиление более чем в два раза (яркое пятно). На времени 0,97 с прослеживается еще одно отражение, связанное с двумя глинистыми пластами в карбонатных отложениях турне. В записи этого отражения также наблюдается ослабление амплитуд в сводовой части поднятия.

До бурения все эти аномалии, и в первую очередь яркое пятно, интерпретировались как признак нефтеносности бобриковского горизонта. После бурения и открытия в пласте Б₂ нефтяной залежи такой вариант интерпретации, казалось бы, получил подтверждение. Однако анализ изменений акустических свойств разреза, вызванных нефтяной залежью, и последующее моделирование позволили иначе проинтерпретировать природу рассматриваемых амплитудных аномалий.

Прежде всего, значительное увеличение амплитуд второй фазы отражения У, т. е. яркое пятно, объясняется тем, что в нижней части бобриковского горизонта на крыльях складки в направлении к своду происходит замещение пласта песчаника, имеющего мощность 10 м и скорость продольных волн 4,5 км/с, глинами со скоростью волн 3,5 км/с (рис. 3, д). В результате этого в сводовой части структуры с карбонатами турне контактируют глины с низкой скоростью продольных волн. Коэффициент отражения здесь почти в два раза выше, чем в песчаниках, залегающих на карбонатах турне в крыльевых частях и прогибах. В том, что залежь нефти не оказывает влияния на аномалию увеличенных амплитуд, можно убедиться при сравнении синтетических разрезов с залежью и без нее (рис. 3, в, г). На обоих разрезах данная аномалия имеет одинаковый вид, хотя скорость в залежи была уменьшена на 15 % по сравнению с водонасыщенной частью.

1. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке.– М.: Недра.– 1982.
2. Корягин В.В., Сахаров Ю.П. Математическое моделирование в сейсморазведке.– М.: Наука.– 1988.
3. Сахибгареев Р.С., Журавлева А.В. Литогенетические особенности коллекторов нефтяных залежей в связи с прямыми поисками // Советская геология.– 1987.– № 6.– С. 31–41.
4. Трапезникова Н.А., Шушакова Н.С., Ворожцов Л.Н. Результаты математического моделирования сейсмических полей для нефтегазовых залежей Среднего Приобья // Прикладная геофизика.– 1979.– Вып. 94.– С. 45–56.

It has been illustrated by the examples of the interpretation of anomalies of seismic record amplidudes that at comparatively simple geologic framework of a field these anomalies caused, generally by oil pool, may be used to solve a number of geological-field problems. Freguently encountered are the anomalies of amplidudes which are marked in the crestal parts of uplifts but which are not related to oil pools and appear to nesult from lithologic substitutions in terrigenous rocks, increased fracturing of carbonates above basement projections, etc. It has been demonstrated that seismic modeling is an efficient tool for revealing such false anomalies.

Рис. 1. Сейсмическое моделирование на Суравинской структуре с целью оконтуривания нефтяной залежи Б₂.

а – структурная карта по отражающему горизонту У (контур залежи: 1 – по структурной основе, 2 – по динамике – амплитудам отражения У); б – реальный временной разрез; в – синтетический разрез; г – окончательная модель: 3 – известняки, 4 – аргиллиты, 5 – известняки глинистые, 6 – песчаники

а – структурная карта по отражающему горизонту У: 1 – сейсмические профили, 2 – изогипсы отражающего горизонта У, 3 – приподнятый участок, 4 –глубокие скважины; 6 – реальный временной разрез по профилю 028434; синтетический разрез для модели: в – с залежью нефти, г – без залежи; д – окончательная модель (штриховкой показана залежь нефти в пласте Б₂). Усл. обозн. см. на рис. 1

Рис. 3. Подбор модели на Крюковском поднятии.

а – структурная карта по отражающему горизонту У: 1 – сейсмические профили, 2 – изогипсы отражающего горизонта У, м; 3 – глубокие скважины; б – реальный временной разрез по профилю 048128, синтетический разрез для модели в – без залежи, г – с залежью; д – окончательная модель (штриховкой показана залежь нефти в пласте Б₂). Усл. обозн. см на рис. 1