Основные перспективы нефтегазоносности рассматриваемого региона связываются с верхнетриасовыми отложениями, продуктивность которых доказана бурением на целом ряде структур в его пределах. Исследуемое локальное поднятие характеризуется благоприятными для нефтегазонакопления структурными условиями, наличием прямых признаков УВ, что позволяет выделить его как один из первоочередных объектов для проведения геологоразведочных работ. Забой скважины, расположенной в своде поднятия, не достиг верхнетриасовых отложений, поэтому изучение их по геофизическим данным представляет большой практических интерес и позволит оценить целесообразность проведения бурения до проектной глубины (4500 м).

Анализ результатов сейсмических и гравиметрических работ, проведенных в пределах исследуемого поднятия, свидетельствует о приуроченности локального возмущения поля силы тяжести (минимума) к своду, выделяемому по отражающим горизонтам В (J₃), Б (T₃) и А₂ (T₂). Природа аномального гравитационного поля над структурой определяется в основном следующими факторами: рельефом дна моря, рельефом плотностных границ (структурный фактор), латеральной изменчивостью плотности пород в пределах свода структуры и за его пределами.

• по данным сейсморазведки составляется геологическая (структурная) модель осадочного чехла;
• определяются гравиактивные границы в осадочном чехле и избыточные плотности на них;
• рассчитываются гравитационные эффекты от выделенных гравиактивных границ и суммарный “структурный” эффект от составленной модели;
• вычисляется разностное поле силы тяжести Dg_p=Dg_Ф– SV_zk_i где Dg_ф–аномалия Фая, V_zk_i – гравитационный эффект, рассчитанный от i-й гравиактивной границы;
• разностное поле разделяется на фоновую dDg_ф и локальную (нескомпенсированную) dDg_Л составляющие;
• путем итерационного подбора плотностей в заданном интервале глубин выполняется компенсирование локальной составляющей.

Геологическая модель исследуемого поднятия составлялась как в трехмерном варианте (по структурным картам), так и в двухмерном (по профилю MOB ОГТ 078401). Для исключения из аномалий Фая влияния неровностей рельефа дна моря, аномальное поле силы тяжести было “приведено” к уровню –310 м, соответствующему максимальному погружению дна моря в пределах исследуемой площади. Эффективная плотность на контакте вода – дно моря определена способом Неттлетона и составила 0,83 г/см³ (при плотностях морской воды 1,03 г/см³ и ВЧР – 1,9). Средние плотности в слоях задавались как непосредственно по данным АК и ГГК в интервале глубин 1704–2704 м, так и по выявленной корреляционной связи V=f(s).

Всего в разрезе осадочного, чехла выделено семь плотностных границ. Избыточные плотности на них распределяются соответственно сверху вниз следующим образом: Д – 0,28; Г – 0,07; B¹ – 0,15; В – 0,08; Б¹ – 0,18; Б – 0,1; А₁ – 0,17 г/см³. Последние три границы характеризуют кровлю, подошву и промежуточную поверхность верхнетриасовой толщи, в интервале залегания которой (между границами А₁ и Б) отмечается аномальное уменьшение пластовых скоростей и плотности (до 4,07 км/с и 2,40 г/см³ соответственно), что, вероятно, связано с АВПД.

Гравитационный эффект от геолого-геофизических моделей (двух- и трехмерной) рассчитывался по программе PRPZB, в которой геологические объекты (слои) аппроксимируются наборами вертикальных призм с прямоугольным сечением. Вычислив гравитационные эффекты от гравиактивных границ и исключив их сумму из исходного аномального поля, мы получили разностное поле, представляющее собой суперпозицию фоновой и локальной компонент, обусловленных соответственно глубинными факторами и латеральной плотностной неоднородностью пород осадочного чехла. Фоновая составляющая аппроксимирована линейным трендом и исключена из разностного поля. Оставшаяся нескомпенсированная (локальная) составляющая характеризуется отрицательными значениями, интенсивностью до 2 мГал и достаточно четко проявляется как в двухмерном варианте вычислений, так и трехмерном (рис. 1, рис.2). Локальный минимум хорошо коррелируется со сводом структуры, что позволяет сделать вывод о наличии в нем дефицита масс. Уменьшение плотности пород в сводовых и присводовых частях по сравнению с крыльями установлено практически во всех нефтегазоносных регионах страны Геологическая природа этого явления связана с тектоническими процессами, литолого-фациальной неоднородностью пород, зональностью вторичных их преобразований, обусловленных нефтегазоносностью и непосредственно нефтегазовой залежью. При этом доля последнего фактора в суммарном эффекте составляет незначительную величину, соизмеримую с точностью наблюдений, что делает невозможным выделение эффекта от залежи в “чистом” виде Преобладающее влияние нефтегазонасыщенности на латеральное изменение плотности пород отмечено на одной из близлежащих локальных структур, где по данным ГИС выделена зона разуплотнения до 0,15 г/см³ над газовой залежью ( Фукс И Б , Журавлев В С , Сазыкин М К Комплексные геофизические исследования зоны АВПД шельфа Баренцева моря // Тезисы докладов I Всесоюз. конференции “Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР” – Москва – 1986.).

Анализ графика нескомпенсированной части разностного поля показал, что локальная составляющая представляет собой суперпозицию двух компонент в пределах свода структуры на фоне более обширной и менее интенсивной аномалии. Для локализации аномального объекта, обеспечившего бы полную компенсацию dDg_л, проведена динамическая интерпретация сейсмических данных по профилю MOB ОГТ 078401. В интервале между отражающими горизонтами B(J₃) –Б(Т₃) (t₀=2,5–2,7 с) выделена амплитудная аномалия типа “темное пятно”, сопровождаемая специфическими изменениями волнового поля ослаблением интенсивности отраженных волн, увеличением временной мощности (Dt=50–60 мс). Расчет поглощающих характеристик осуществлен по программе Коралл-II, реализующей корреляционный метод прямых поисков. Временные окна задавались с учетом гипсометрии опорных границ и выбирались таким образом, чтобы выделенная амплитудная аномалия располагалась в одном из них. Их величина и рабочий диапазон частот составили соответственно 225 мс, 10–35 Гц. В верхнетриасовом комплексе пород выделена аномалия повышенных декрементов поглощения в упругих волн. Для объяснения ее природы следует предположить наличие газонасыщенных пластов в верхнетриасовом комплексе, сопровождающихся ореолом рассеяния, в пределах которого породы имеют пониженную плотность. Вторая зона разуплотнения, более обширная и с меньшим дефицитом масс, выделяется в нижнеюрских отложениях.

Количественная оценка дефицита плотности в указанных аномальных зонах выполнена по методике итерационного моделирования, результаты которого представлены на рис. 3. Подбор плотностей осуществлялся в двух интервалах глубин между отражающими горизонтами Б'(T₃) и Б(Т₃) и ниже горизонта Б(Т₃), характеризующимися повышенными декрементами поглощения. В профильном варианте полная компенсация локальной составляющей остаточного поля достигнута при введении дефицита плотности –0,03 и –0,09– ––0,11 г/см³ в верхнем и нижнем интервалах соответственно. В площадном варианте дефицит плотности составил –0,02 и –0,12 г /см³. Выделенной зоне с аномальными физическими свойствами соответствует АТЗ в верхнетриасовом комплексе, в краевых участках которой прослежены газожидкостные контакты.

Низкая разрешающая способность разделения слоев по параметрам q, s затрудняет локализацию аномального объекта, выделенного в верхнетриасовом комплексе. Перспективы дальнейшего совершенствования комплексной интерпретации геофизических данных в исследуемом регионе связаны с включением в комплекс применяемых геофизических методов вертикального сейсмического профилирования. Прогнозирование акустических жесткостей ниже забоя скважины по данным ВСП позволит уточнить пространственное положение вероятных продуктивных объектов и провести коррекцию геолого-геофизической модели осадочного чехла исследуемой структуры.

Достигнутый прогресс при решении такой сложной в геологическом и методическом планах задачи, как прогнозирование продуктивности одной из локальных структур центральной части Южно-Баренцевской впадины, свидетельствует о высокой эффективности предложенного комплекса геофизических методов. Это, в свою очередь, дает основание рекомендовать в качестве обязательного метода при изучении локальных структур проведение детальных гравиметрических работ повышенной точности.

Procedures for combined interpretation of gravimetric and seismic data have been developed. According to the results obtained from the application of these methods on the local structures of the shelf, an anomalous object perspective for hydrocarbons has been identified below the bottom hole.

1 – изоаномалы поля, мГал; 2 – линия профиля MOB ОГТ и скважина. Изогипсы, м; А – по кровле среднетриасовых отложений, Б – в верхнетриасовых отложениях, В – по кровле верхнеюрских отложений

Рис. 2. Плотностная модель структуры по профилю MOB ОГТ Графики гравитационного поля

1 – аномалии Фая, 2 – расчетный эффект от контактных границ (структурный эффект), 3 – локальная (нескомпенсированная) часть остаточного поля. Расчетные эффекты от дефицита плотности, 4 – в слое между границами Б' (T₃) и Б(Т₃) 5 – в 500 метровом слое ниже границы Б(Т₃), 6 – суммарный расчетный эффект, 7 – значения дефицита плотности в верхнетриасовых отложениях (г/см³), 8 – участок аномального поглощения энергии на границе Б(Т₃), 9 – участок аномального увеличения интенсивности отражении и понижения частоты (вероятная АТЗ), 10 – участок аномального увеличения временной мощности в интервале Б' (Т₃) – Б(Т₃), 11 – скважина; v_инт , s – средние значения интервальной скорости и плотности в осадочном чехле, q – график аномалии повышенных декрементов поглощения

Величины дефицита плотности: 1 – в слое B(J₃) – Б(Т₃), 2 – в 500 метровом слое ниже поверхности Б(Т₃), 3 – участок увеличения интенсивности отражений и понижения частоты (контур вероятной АТЗ), 4 – зона увеличения временной мощности в слое Б' (Т₃) – Б(Т₃), 5 – участки прослеживания субгоризонтальных отражающих площадок (t₀=2,8с) – возможные контакты "залежь – вода”