После бурения первых поисковых скважин и обнаружения залежи УВ задачи, стоящие перед сейсморазведкой, качественно меняются. Любые исследования направлены на уточнение различных показателей, характеризующих морфологию ловушки, ее строение, петрофизические свойства коллектора и т. д. Конечная цель разведочных работ – надежная геометризация залежи, определение подсчетных параметров и оценка запасов по промышленным категориям.

Основным инструментом изучения геологического строения месторождения и физических свойств пластов-коллекторов служит бурение глубоких скважин и проведение в них соответствующих геофизических исследований. При очень высокой их разрешенности по вертикали они характеризуются крайне низкой разрешающей способностью по латерали, так как изучается только непосредственная окрестность скважины. Поскольку размещение разведочных скважин при этом производится, как правило, либо равномерной, либо по “ползущей” сети, такой подход на сложнопостроенных месторождениях неизбежно приводит к увеличению числа дорогостоящих скважин, росту времени нахождения объекта в разведке и соответствующему резкому снижению эффективности геологоразведочных работ.

В настоящее время для решения задач геометризации выявленных залежей все шире начинает применяться комплексная интерпретация данных бурения и сейсморазведки МОГТ [1,3]. Последняя характеризуется низкой разрешенностью по вертикали по сравнению с буровыми работами, но обладает несравненно более высокой горизонтальной разрешающей способностью. При этом использование сейсмических данных сводится к прогнозированию в межскважинном пространстве отдельных свойств известного объекта, изученного по материалам скважинных исследований. Совместное применение двух методов изучения геологического разреза позволяет в значительной степени компенсировать их недостатки и получать в конечном счете более достоверную информацию.

В результате комплексной интерпретации строится прогнозная модель продуктивной толщи изучаемого месторождения, которая в отличие от модели на поисковом этапе [3] условно названа разведочной. Такая модель предполагает наряду с общей схемой формирования целевого интервала наличие контуров развития конкретных объектов (пласта, линзы, залежи), а также структурных планов по их поверхностям, карт толщин и при наличии благоприятных условий прогнозных карт отдельных подсчетных параметров. Целевым назначением ее являются: 1) размещение разведочных скважин в соответствии с зонами распространения отдельных объектов, их структурными планами и предполагаемым характером изменений отдельных свойств (толщины, пористости и т. д.); 2) гарантированное попадание каждой последующей скважины, бурившейся на конкретный объект, в контур его развития¹ .

Процесс построения детальной модели выявленного месторождения по функциональному наполнению можно разбить на ряд ключевых этапов: 1) привязка отраженных волн к геологическому разрезу, калибровка особенностей сейсмической записи по данным бурения и передача корреляции в межскважинном пространстве по соответствующим осям синфазности; 2) построение прогнозных сейсмолитологических разрезов продуктивной толщи по наиболее характерным направлениям и контроль за правильностью выбранного варианта интерпретации посредством расчета синтетических временных разрезов и сопоставления их с наблюденными; 3) картирование контуров распространения целевых объектов и уточнение структурных планов конкретных продуктивных пластов; 4) выявление функциональных или корреляционных зависимостей между сейсмическими характеристиками и отдельными параметрами продуктивного пласта; 5) построение карт прогнозных параметров залежи УВ.

Определенные трудности в реализации соответствующей технологии разведки связаны с достижением необходимой быстроты реакции на появление новых данных бурения и своевременностью доведения до буровых подразделений откорректированной информации. Проблема эта может быть успешно решена на основе созданной в Тюменьгеологии информационно-вычислительной сети, которая позволяет ВЦ ПГО вести информационный обмен с базовыми ВЦ. Уже сейчас это дает возможность по мере поступления данных бурения новых скважин ² проводить как оперативное уточнение модели, так и соответствующую корректировку сети разведочных скважин. Возможность эта обеспечивается хранением необходимой информации на магнитных носителях ЭВМ в базах данных, быстрым доступом к ней и сравнительно высокой скоростью переобработки.. Наличие обратной связи с “экспедиционными” ВЦ позволяет доводить уточненную информацию до буровых организаций Тюменьгеологии и учитывать ее при выборе точек заложения новых скважин практически в течение всего процесса разведки месторождения. Таким образом, имеются все предпосылки для того, чтобы сделать разведку сложнопостроенных месторождений целенаправленным, управляемым и непрерывно контролируемым процессом.

Отработка отдельных элементов разрабатываемой технологии проводилась на ряде сложнопостроенных месторождений Западной Сибири [3]. Одним из таких является газоконденсатнонефтяное Ростовцевское месторождение, расположенное на севере Тюменской области. Здесь поисковым бурением в неокомских отложениях был выявлен ряд залежей УВ. На момент постановки детализационных исследований пробурено три скважины. Ни в одной из них в целевом интервале не обнаружены одни и те же пласты. Две скважины примерно на одном гипсометрическом уровне вскрыли продуктивные объекты, насыщенные разными флюидами (скв. 60–нефть, скв. 61–газ и газоконденсат). Скв. 62 оказалась сухой. Результаты переинтерпретации сейсмических материалов прошлых лет показали наличие в соответствующем интервале разреза в зоне расположения продуктивных скважин серии амплитудных аномалий с существенно разным плановым положением относительно друг друга.

В связи с этим геофизиками было предложено: 1) провести детализационные сейсмические исследования МОГТ с оконтуриванием выявленных продуктивных пластов и оценкой отдельных подсчетных параметров залежей, 2) обеспечить сейсмические исследования необходимыми объемами и видами ГИС, 3) резко сократить объемы бурения на этой площади до получения результатов сейсмических работ, пробурив минимум скважин, необходимых для калибровки особенностей сейсмической записи.

В качестве последних рекомендовано было пробурить две скважины. Первую предполагалось разместить в обобщенной области регистрации максимального числа сейсмических аномалий, вторую – за пределами переходной зоны. Впоследствии в окрестностях рекомендованных точек были пробурены скв. 71 и 72 соответственно. Они подтвердили предположения, сделанные на основе результатов оперативной переинтерпретации материалов предыдущих работ, и сыграли решающую роль при калибровке отраженных волн, контролирующих пласты групп БЯ и НП₅.

Построение “разведочной” модели Ростовцевского месторождения проводилось на основе интерпретации данных ГИС, ПАК-разрезов (по методике ВЕЛОГ) и разрезов ВСА (рис. 1). Привязка отраженных волн к геологическому разрезу выполнялась посредством сопоставления реальных трасс с синтетическими, построенными по данным АК в семи скважинах. По разрезам ВСА определялся угол передачи корреляции в межскважинном пространстве. По псевдоакустическим разрезам выделялись и прослеживались отдельные пропластки, составляющие каждый резервуар (в пределах достигнутой разрешающей способности), изучались закономерности расположения их в пространстве, исследовалась количественная характеристика соответствующих объектов. В результате комплексного анализа всех имеющихся данных построены схемы корреляции продуктивных отложений мегионской свиты по ряду скважин и прогнозная литологическая модель продуктивной толщи по наиболее характерным профилям (рис. 2).

Из анализа ПАК-разрезов следует, что группа пластов БЯ представлена серией кулисообразно перекрывающихся линзовидных тел (см. рис. 2). Продуктивность (наличие газа, газоконденсата) установлена в пропластках БЯ₁₈ и БЯ₁₉.

Группа пластов НП₅, сформировавшаяся в отличие от предыдущих в фондоформной подзоне седиментации, также представлена серией черепицеобразно залегающих линз проницаемых песчаников различных размеров. Наиболее крупные линзы, продуктивность которых установлена бурением, расположены в присводовой части структуры. Здесь получены притоки газоконденсата, в с кв. 63 выявлена нефтяная оторочка.

Наименьшими радиусами корреляции характеризуются нефтенасыщенные линзы группы НП_1-4, сформировавшиеся, как и пласты НП₅, в фондоформной подзоне седиментации. Нефтеносный пропласток НП₆ в связи с его малой мощностью (ниже достигнутой разрешающей способности) в настоящих исследованиях не рассматривался.

Значительные различия в площадях прослеживаемости пластов НП_1-4 и НП₅ (и те и другие связаны с конусами выноса, формировавшимися на дне палеобассейна) обусловлены тем, что группа НП₅ является продуктом отложений конечных лопастей конуса, развивавшихся на ранней стадии образования рассматриваемой седиментационной системы. Перенос осадков имел плоскостной характер, и, согласно [2], здесь накапливались тонкозернистый материал и “львиная” доля песков. Пласты НП_1-4 отлагались в более поздний период в средней части подводного конуса, наложенного на породы группы НП₅. Для него характерны локализация зоны распространения на сравнительно небольшой площади (на карте временных мощностей соответствующей осадочной системы, рис. 3, этот конус контролируется областью повышенных значений Dt) и увеличенный объем терригенного материала, привнесенного на единицу площади. Объекты связаны с распределительной системой конуса и лопастьевидными зонами осадконакопления супрафена. Согласно [2], осадочный материал, двигавшийся по этим распределительным руслам, частично выплескивался из них, откладываясь в пределах супрафена в виде тел неправильной формы, а основная масса уходила в лопасти нижней части конуса выноса.

Значения V_ПАК, временной мощности пластов и амплитуд колебаний, контролирующих целевые объекты, полученные в точках заложения соответствующих скважин, использовались для поиска многомерных корреляционных связей с отдельными характеристиками продуктивных пластов. Для пластов группы БЯ выявлены зависимости между сейсмическими параметрами, эффективной мощностью пласта и его пористостью. Для пластов группы НП₅ корреляционные связи искались только для эффективных мощностей.

Группа продуктивных пластов НП_1-4 на момент проведения работ была фактически вскрыта лишь одной скважиной. Поэтому здесь ограничились только оконтуриванием отдельных линз и вынесением контуров на структурный план, построенный по их кровле.

По уравнениям многомерной линейной регрессии совокупность карт сейсмических характеристик пересчитывались в карты соответствующих прогнозных параметров, которые в последующих итерациях уточнялись с учетом данных визуальной калибровки ПАК-разрезов и разрезов ВСА. Затем вычислялись площади распространения залежи (по пласту БЯ₁₈ или продуктивной линзы пласта группы НП₅ и НП_1-4) и их объем.

В результате исследований, проведенных на Нулмуяхинской площади, оконтурена сеноманская газовая залежь и оценены запасы по категории С₂; составлены “поисковая” и “разведочная” модели продуктивной толщи Ростовцевского месторождения; детально изучено строение неокомских залежей месторождения, даны прогнозные контуры развития практически всех основных продуктивных объектов (рис. 4), оценены емкостные характеристики наиболее крупных из них.

Несмотря на настораживающие результаты бурения первых и последующих скважин, Нулмуяхинская площадь продолжала разбуриваться с темпами, превышающими скорость обработки и интерпретации сейсмической информации. К моменту завершения работ в общей сложности было пробурено около 15 скважин (см. рис. 4). Материалы по скв. 66, 68 и 78 были получены на заключительной стадии исследований и фактически не участвовали в комплексном анализе. Они использовались в качестве контрольных.

Впоследствии было пробурено еще несколько скважин. Те из них, которые оказались расположенными в пределах прогнозных контуров, вскрыли соответствующие пласты, а по залежи БЯ_18-19 подтвердили прогноз продуктивности (скв. 64, 78, 79, 84). В анализируемом интервале разреза отдельными скважинами выявлен еще ряд небольших пропластков, в которых при испытании получен продукт. Часть из этих объектов (нефтенасыщенные линзы, вскрытые скв. 63, 67, 78) находит отображение на сейсмических материалах. Однако в связи с небольшими размерами и отсутствием заказа геологоразведочных организаций построения по этим объектам не проводились. Ни в одной из скважин, пробуренных вне прогнозных контуров, целевые объекты не обнаружены. Скв. 72 проектировалась как законтурная, она использовалась для калибровки сейсмической записи. Скв. 69 и 77 можно отнести к разряду поисковых, внесших значительные уточнения в представления о геологическом строении Ростовцевского месторождения. Следует отметить, что если бы последние скважины бурились с учетом сейсмических данных, можно было бы выбрать более удачные точки их заложения. Бурение скв. 65, 70, 73, 74, нацеленных на разведку выявленных залежей УВ, проводить не было необходимости.

1. Гогоненков Г.Н. Изучение детального строения осадочных толщ сейсморазведкой.– М.: Недра.– 1987.
2. Лисицын А.П. Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах.– М.: Наука.– 1988.
3. Трусов Л.Л., Трусова Ф.И., Минченков Н.Н. Возможности прогнозирования коллекторов и залежей нефти в пластах АВ³₁– АВ₃ по данным сейсморазведки и бурения // В кн.: Современные геофизические методы при решении задач нефтяной геологии.– М.: Наука.– 1988.– С. 96–104.
4. Цибулин И.Л. Применение сейсмостратиграфического анализа при поисках и подготовке к бурению нефтегазоперспективных локальных объектов в Западной Сибири // Геология нефти и газа.– 1986.– № 11.– С. 11–14.

The possibility exists of creating the technology of the rational exploration of the Western Siberia's structurally complex fields on the basis of a combination of drilling and seismic data and information exchange between “expeditionary” computer centres and base CC provided with powerful processing complexes.

Границы: 1 – сейсмофации, контролирующей продуктивные пласты группы БЯ – НП, 2 – квазисинхронной поверхности, контролирующей завершение цикла осадконакопления пластов группы НП_2-3, 3 – сейсмических комплексов; зоны: 4 – прекращения прослеживаемости волны В_БЯ в направлении палеоберега; 5 – налегания осей синфазности; 6–прекращения корреляции волны Внп₂₊₃; 7–волна “Б”; 8–газ; 9–газ с газоконденсатом; 10–скважина; 11–нефть; 12–вода; 13 – объект непродуктивен

Породы: 1 преимущественно песчаные, 2 – преимущественно глинистые, 3 – песчано-алевролито-глинистые, 4 – известково-алеврито-глинистые; 5 – границы хроностратиграфических комплексов (а – завершение формирования пластов БЯ; б – заключительная стадия отложения пластов НП_1-4; в – начальный этап формирования пластов НП₅); 6–нефть; 7–газ; 8–вода; 9–газ с водой; 10–газоконденсат; 11–газоконденсат с водой; 12–объект нефтепродуктивен; 13–зона возможных грубых погрешностей; 14 – номер продуктивной линзы группы пластов НП₅

РИС. 3. КАРТА ВРЕМЕННОЙ МОЩНОСТИ Dt – СЕЙСМОФАЦИАЛЬНОЙ ЕДИНИЦЫ, КОНТРОЛИРУЮЩЕЙ ГРУППУ ПЛАСТОВ НП_1-5 (A), И СХЕМАТИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ (Б) РОСТОВЦЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Линии: 1 – налегания волны В_БЯ на подстилающую поверхность; 2 – прекращения прослеживаемости волны Внп₂₊₃ 3 – подошвы склона; 4 – область распространения выявленных линз группы НП_1-4; 5–скважины, вскрывшие пласты группы НП_1-4; 6–скважины глубокого бурения, в которых пласты НП_1-4 отсутствуют

Контуры распространения пластов: 1 – БЯ_18-19, 2 – БЯ₂₀, 3 – НП, 4 – НП₂₊₃, 5 – НП₂₊₃, 6 – НП₄ ,7 –НП₅