CC BY
58
УАК .550.834¡55(571.12)
АНАЛИЗ ВРЕМЕННЫХ ТОЛЩИН (ХРОНОПИКНОМЕТРИЯ) КАК МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАТИВНОСТИ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ ДАННЫХ
С .А.Горбунов, А.А.Нежланов, В.В.Огибенин, Ю.А.Загоровский (ООО «Газпром геологоразведка»), Ю.И.Пяш-ниикий, Д.Я.Хабибуллин (ПАО "Газпром")
Благодаря разработке специальных методических приемов анализа временных толщин, методы сейсмопалеогеоморфоло-гического картирования песчаных резервуаров ачимовской толщи неокома и сейсмического прогноза газонасыщенной толщины сеноманских залежей Западно-Сибирского бассейна могут быть отнесены к самостоятельному направлению, дополняющему сейсмофациальный и динамический анализы данных сейсморазведки МОГТ — хронопикнометрии.
Ключевые слова: сейсмопалеогеоморфологическое картирование; резервуары; хронопикнометрия.
В настоящее время сейсморазведка МОГТ достигла высокого научного и технического уровней на всех стадиях работ — в полевой съемке, обработке и интерпретации данных. Теперь практически все сейсморазве-дочные работы ведутся методом 30-съемок, многие из которых можно отнести к разряду высокоплотных. Широко внедряются новые технологии возбуждения и регистрации сейсмических сигналов, в сложных сейсмоге-ологических условиях для изучения анизотропии резервуаров все чаще используются полноазимутальные съемки. Новые методы обработки данных, основанные на более глубоких физических представлениях о формировании отраженных волн, использование сложных миграционных преобразований, разнообразных инверсий и конверсий волнового поля, новых интерпретационных атрибутов, наряду с усложнением методики полевых наблюдений, позволяют получать качественно новую информацию о строении ловушек и залежей УВ.
При этом сейсморазведка нового поколения, естественно, стала более затратной, требовательной к качеству получаемых материалов и квалификации специалистов, занятых на разных этапах получения сейсмических данных. Интенсификация сейсморазведки за счет использования новых научно-технических решений тем не менее не ведет к резкому повышению ее эффективности. Это обусловлено двумя причинами. Во-первых, объекты изучения становятся все более сложными, лежащими на грани физической разрешенности сейсморазведки. Во-вторых, «технологическая гонка» зачастую подменяет разностороннее геологическое осмысление сейсмических данных.
Реальность такова, что при интерпретации данных сейсморазведки МОГТ мы все чаще сталкиваемся с объектами, которые по своим физическим свойствам (в
первую очередь по акустической жесткости) практически не отличаются от вмещающих пород, поэтому любые модификации динамического анализа (в том числе инверсия сейсмоданных) будут бессильны при их картировании. В таких условиях важную роль мы отводим внимательному изучению простой и очевидной информации, заключенной в стандартных сейсмических данных: анализу временных толщин отдельных интервалов сейсмического волнового поля, или «хронопикнометрия» (от древнегреческого Хр6уо<;, время и ГОкуо<; толщина). Это направление геологической интерпретации мы рассматриваем в качестве самостоятельного метода, дополняющего сейсмофациальный и динамический анализы данных МОГТ.
В условиях севера Западно-Сибирского бассейна хронопикнометрия с успехом используется для изучения геологического строения ачимовских резервуаров, являющихся на сегодняшний день существенным резервом прироста запасов УВ. Метод эффективен также для прогноза газонасыщенных толщин сеноманских залежей, находящихся в проблематичных для бурения участках акваторий Карского моря, Обской и Тазовской губ (мелководье, природоохранные территории и т.п.).
Картирование ачимовских резервуаров для нефтегазовой геологии на сегодняшний день наиболее актуальная задача, что связано с установлением их промышленной нефтегазоносности на площади более 500 тыс. км2 в Ямало-Ненецком АО. Ачимовская толща — относительно глубоководные песчано-алевритоглинистые отложения неокома, залегающие у подножия шельфо-вого склона (в фондотемах неокомских клиноформных комплексов). Ачимовская толща формируется преимущественно из осадков дельт и распределяется мутьевы-ми потоками (турбидитами), которые формируют кону-
Рис. 1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ФОРМИРОВАНИЯ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
транспорт!
канальных
сы выноса (депоцентры, или центры осадконакопле-ния), обладающие повышенными эффективными толщинами и более высокими коллекторскими свойствами песчано-алевритовых резервуаров [1].
Как и источники терригенного питания, палеорельеф дна бассейна во многом определяет строение ачимов-ских отложений. Транспортирующие терригенный материал авандельтовые мутьевые потоки тяготеют к пониженным участкам рельефа, обходя положительные морфоструктуры дна (рис. 1).
Эффективность использования анализа временных толщин для картирования площадного распространения и эффективных толщин ачимовских резервуаров определяется природой ачимовской толщи, представ-
ляющей собой песчаные (песчано-алевритовые) накопления у подножия неокомских шельфовых террас. Эффективные толщины ачимовской толщи связаны с общей толщиной фондотем неокомских сиквенсов тесной прямой зависимостью [1].
Поверхность ачимовских отложений пологоклиноформно залегает с наклоном на запад, а области распространения каждого ачимов-ского пласта — регионально - на западную и восточную зоны выклинивания и латеральные зоны глинизации. Региональные зоны глинизации имеют палеогеоморфологиче-ский контроль и расположены соответственно в 30-50 и 140-180 м от дна бассейна седиментации (обычно кровля баженовской свиты) (рис. 2). В участках, где на склонах палеошельфа имеются каналы мутье-вых потоков, полного выклинивания ачимовских песчаников не происходит. Поэтому точное положение восточной, склоновой, зоны выклинивания песчаников должно быть уточнено по данным динамического анализа (уменьшение амплитуды ОВ, контролирующей кровлю картируемой ачимовской толщи) либо по срезам куба амплитуд МОГТ 30 [2].
При картировании ачимовской толщи необходимо учитывать зоны многоэтажной фондотемы, в которых выклинивающийся сиквенс ложится не на баженовскую свиту, а на более древний неокомский сиквенс. В зонах многоэтажной фондотемы картирование ачимовских пластов должно выполняться с использованием более молодой опорной поверхности, чем кровля баженовской свиты.
Рис. 2. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ЗАЛЕГАНИЯ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ В РАЗРЕЗЕ
Ск/онс-м» ГЛИЧИИ^й» «чимовсчих гичсто»
Уводгч* МО»»
КлкиОООЭМимй -(ОМЯЛЖС С «лотовая гликиыцм»^ Амймоасчме пес»а>-йии Дтетэлаюе
ЯкКЛИХИШптС!
Шалафоаь* паст-гы
Диет«г.ахм глинии^и* » •ыклимиинйа б«нмовских л*«ето»
А - положение ачимовских отложений в разрезе единичного трансгрессивно-регрессивного неокомского сиквенса (циклита), Б - палеогеоморфологические закономерности залегаиия ачимовской толши
Рис. 3. ИЛЛЮСТРАЦИИ К ПАЛЕОГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКОМУ КАРТИРОВАНИЮ
А - распределение песчаников в фонлотеме сиквенса, Б- карта кумулятивной толщины неокома в концу формирования сик-венса пласта БУ}8 и ее трансформированный вариант, В - карта общей толщины комплекса, ограниченная полосой перспективной фонлотемы, Г- график связи обших и эффективных толшин ачимовской толши сиквенса пласта БУ}8 в области фондотемы
Связь толщин ачимовских песчаников с общей толщиной картируемого сиквенса (и общих толщин нео-комских осадков на момент его накопления) в фондо-теме прямая, однако при выклинивании песчаников на
склоне, где общие толщины сиквенса увеличиваются, происходит изменение характера связи, она становится параболической (рис. 3). Поэтому в прямом виде карту кумулятивной толщины использовать нельзя - требует-
Рис. 4. ПРИМЕР СОЗДАНИЯ КАРТ ИСТ И ВЫДЕЛЕНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ СОСТАВЛЯЮЩИХ ПЕРЕМЕННЫХ ВЕЛИЧИН
Карты: А - реальная временных толщин сиквенса, Б - идеального седимеитаиионного тренда, В - локальных составляющих временных толщин
ся ее трансформация. Для этого следует проводить пересчет по полиноминальным уравнениям связи Д Г и эффективной толщине ачимовских песчаников в скважинах. Если скважин немного или они отсутствуют, то необходимо использовать параболическое уравнение, основанное на связях, установленных по данным бурения на соседних площадях, а карту общих толщин ограничивать полосой фондотемы, перспективной для накопления ачимовских песчаников.
Зоны увеличенных толщин ачимовских песчаников, или депоцентры, на картах общих толщин сиквенсов и кумулятивных толщин неокома на конец формирования картируемого сиквенса отображаются в виде небольших раздувов временных толщин. Для более точного их выделения необходим анализ локальных составляющих карт толщин. Для этой цели возможно использование различных приемов выделения локальных составляющих из трендовых карт общих временных толщин. Авторами статьи использован метод идеального седи-ментационного тренда (ИСТ) [3].
ИСТ — это идеализированная карта толщин картируемой части сиквенса, с равномерным изменением толщин относительно средней (базовой) линии, выбранной по простиранию изолиний исходной карты временных толщин. Различие между реальной картой толщин и картой ИСТ является картой локальных составляющих временных толщин (рис. 4). Она показывает участки ачимовских депоцентров (положительные прираще-
ния исходной карты толщин относительно ИСТ) и дефицита осадков (отрицательные приращения). Иногда аномалии отлично видны непосредственно на картах общей толщины комплекса, а локальные составляющие их лишь усиливают. Но нередко при использовании метода наблюдается впечатляющий эффект (например, см. рис. 4), где интенсивная аномалия локальных составляющих временных толщин появляется практически из ничего.
Кроме ачимовских депоцентров, карта локальных составляющих обычно отражает наличие аллювиаль-но-дельтовых систем на шельфе (локальные минимумы толщин) и каналов мутьевых потоков на склоне (узкие локальные увеличения толщин). Эти элементы, картируемые с использованием предложенной методики, даже по материалам съемки МОГТ 20 отражают наличие шель-фовых источников питания ачимовской толщи обломочным материалом. Их расположение вверх по склону относительно ачимовских депоцентров подтверждает корректность проведенных палеогеоморфологических построений. Суммирование нормированных карт кумулятивной толщины неокома на конец формирования картируемого сиквенса и карты локальной составляющей его толщины позволяет получить комплексный сей-смопалеогеоморфологический параметр, степень связи значений которого с эффективными толщинами ачимовской толщи (по скважинным данным) выше, чем у отдельных карт (рис. 5).
Рис. 5. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ПАЛЕОГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ (на пример« Уренгойского нефтегаэоконденсатного месторождения)
-*Ч)Дл*+ О.ООМл'- 0.1(4+ 1.7523 0,4118
Толщине *-твоюла м«а<ду комплекса »"5 и кров.-ен
бшяаноасхой соитм, м
нута шсоо
V -О.ОООЗосЧ- 0,0267 д^ f 1.052ix + 11.02в
л
♦ /
* • '/ * '/
• ui^ "if*-- *
»0
30
Л)
»0
10
20
30
40
Локдлоны* сосаа.'лю^.ие *л«&г.и»ого седимвнт»циониого трвча« вхУАотямь коипнка -л«ста БУ^
i'looo ¡вит irmo
* - -г , ..
- - Шш &
я
i
4 §
С
I е
ф
I
х i
5 X
'я - 7М'0-i - 1,2«2
• • Jr /?'-0.S81t
W
j/v
0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 J.0
Комплексный ПАваметр. доли «д.
*t( niw
О . \ ' LWl t m "
H-VU
1 Mm iili1
.'V
, : S- У
SMHLV, '•
Связь с эффективной толщиной пласта А45: А -накопленной толщины неокома к концу формирования комплекса пласта БУ^В, Б- локальных составляющих идеального седиментаиионного тренда, В - комплексного палеогеоморфологического параметра
»мое нв<хе «иоа мою уиооо кто
Рис. 6. ВЫРАЖЕННОСТЬ СЕНОМАНСКОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ КРУЗЕНПГГЕРНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В СЕЙСМИЧЕСКОМ ВОЛНОВОМ ПОЛЕ
:' ; А- карта абсолютной амплитуды ОВ вдоль ОГ Г, Б - фрагмент вр< куба по линии 2' ведки МОГТ 30)
Б - фрагмент временного разреза амплитудного куба по линии 2760 (по материалам сейсмораз-
Описанный подход, позволяющий с высокой точностью картировать эффективные толщины ачимовских резервуаров, был использован при подготовке сейсмо-геологических моделей залежей УВ в ачимовских отложениях практически на всех лицензионных участках ПАО «Газпром» в Западной Сибири.
В условиях залегания изучаемого ачимовского объекта непосредственно на баженовской свите большая часть ачимовского резервуара (до 40-60 % его мощности) может располагаться в объеме предфазы выскоамплитудной сложной волны Б. В таких случаях положение кровли резервуара должно определяться с учетом поведения выше расположенных отражающих горизонтов. Палеогеоморфологически выраженные элементы строения ачимовских отложений (конусы выноса и каналы мутьевых потоков) находят отражение в горизонтальных и погоризонтных срезах атрибутов сейсмоданных МОГТ 30, поэтому данная информация должна дополнять и контролировать анализ вре-
менных толщин. Сейсмофациальный анализ (наличие холмисто-бугристых сейсмофаций, связанных с высокоэнергетическими обстановками осадконакопления) дополняет выбор наиболее перспективных участков для заложения поисково-оценочных и разведочных скважин. Динамический анализ, несмотря на его ограничения в клиноформно построенных толщах (тю-нинг-эффект, невозможность синфазной корреляции отраженных волн и др.) и в условиях неоднородного строения верхней части разреза, позволяет детализировать положение зон выклинивания ачимовских резервуаров и дополняет анализ временных толщин. Естественно, что описываемый метод требует использования всех обязательных процедур геологической интерпретации сейсморазведочных данных, включая увязку скважинной и сейсморазведочной информации, детальную корреляцию отражающих горизонтов, опережающее сейсмогеологическое 20-моделирова-ние и др.
Рис. 7. ФРАГМЕНТ ВРЕМЕННОГО РАЗРЕЗА КРУЗЕНШТЕРНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ЛИНИИ 2760, ВЫРОВНЕННОГО НА ОГ Г (материалы сейсморазведки МОГТ ЗР)
Методические особенности использования анализа временных толщин для картирования ачимов-ских резервуаров подробно изложены в готовящихся к изданию Рекомендациях ПАО «Газпром» — «Картирование ловушек и залежей УВ в тонкослоистых разрезах тюменской свиты и ачимовской толщи по сейсморазведочным данным».
Анализ временных толщин при картировании сеноманских газовых залежей основан на хорошо известном эффекте резкого снижения скоростей распространения продольных сейсмических волн в газонасыщенных средах. Скорость сейсмических волн в газоносных сеноманских песчаниках, обычно залегающих на глубине около 1000 м, приблизительно на 40 % ниже, чем в водоносных. Поэтому газонасыщенные песчаники вносят значительный вклад в изменение скоростей и соответственно интервалов А Г. Очевидно, чем больше толщина газоносных песчаников, тем больше этот вклад.
Несмотря на уверенное отображение газовых залежей в сеномане в сейсмическом волновом поле и высокую точность картирования ее границ в плане (рис. 6), динамический анализ, проводимый в сеноманском интервале, не дает убедительных результатов в оценке эффективной толщины резервуара. Это касается всех разновидностей амплитуд (мгновенных, горизонтальных, «оконных», абсолютных и средних) и различных атрибутов, рассчитанных на основе энергетических характеристик отраженных волн. Динамические атрибуты могут отражать литологический состав в кровле резервуара, но не особенности внутреннего распределения гаэонасыщенных пород во всем интервале залежи. На динамических свойствах сеноманского интервала сказываются многочисленные литологические и тектонические факторы, неоднородности верхней части разреза, зоны потери кратности из-за пропусков пунктов возбуждения и т.п.
Большие газонасыщенные толщины песчаников в сейсмическом поле вызывают эффект временных задержек, обусловленных снижением скорости волн, проходящих через высокоемкий газовый резервуар. Особенно наглядно это видно на сейсмическом разрезе, выровненном на ОГ Г в кровле сеномана (рис. 7). Благодаря большой разнице акустических жесткостей газоносных и водоносных песчаников подошва массив-
ш, ш
Приращение времени: 1 - за счет сеноманской газовой залежи, 2-комнрессионо-го эффекта, 3 - за счет седименташонного тренда
Рис. 8. СХЕМА ПРОГНОЗА ЭФФЕКТИВНЫХ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН И ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ НЕОДНОРОДНОСТЕЙ СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ (по данным сейсморазредкн МОГТ ЗО)
Горизонт выравнивания
прир.»1,^Я(ИЯ врожми за счет влияния
сен Омансхой гахдам залами
ЗОНЫ устойчиво1* no разоезу /юкалииьх вЧОМаЛИЙ \Г, свяовннык С умвнэлв^нем толи^** глючасыщаг'чыл песчаников
состм ляюи#« наблодалмого
»цеиечи
Приращение времени эв счет влияния сечоивиской газовой залежи (трв-д)
Зоны устойчивых по рдэрму локальны* аномалий -Г. связанных с у«е/-»*.ениеи толщины гвэонвс&'Щ«мн>а песчаников
Рис. 9. КАРТИРОВАНИЕ СЕНОМАНСКОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ НА КРУЗЕНШТЕРНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
(по данным сейсморазведки МОГТ ЗР и бурения)
1В0
- 1)0
_ 160
о 3 150
— 140
со — 130
(_ О 120
1 110
— 100
О >- — $0
** во
70
60
50
40
■ 30
20
- 10
■ 0
А - карта АТ ОГ Г- ОГ ГВК, Б-связь АГ ОГ Г - ОГ ГВК с эффективной газонасыщенной толщиной сеномана в скважинах, В - карта эффективной газонасыщенной тол-шины сеномана
\
ч
е г
х
I
Л ГОТ Г ОГ ГВК. ис
ной сеноманской газовой залежи маркируется ОГ ГВК, положение которого на выровненном по ОГ Г разрезе четко фиксирует «временной» (через значения А7"г.гвк) объем залежи. Эффект временных задержек за счет сеноманской залежи проявляется в широком интерва-
ле времен, вплоть до ОГ Б (кровля юры), залегающем в среднем на 1500 мс ниже кровли сеномана (ОГ Г). Естественно, что на горизонтах, расположенных ближе к ОГ Г, временные задержки проявляются в большей степени.
Рис. 10. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ МЕЖДУ ПРОГНОЗНОЙ (по данным сейсморазведки МОГТ ЗО) И ФАКТИЧЕСКОЙ (по данным бурения) ВЫСОТОЙ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (по 10 месторождениям ПАО «Газпром»)
Кроме сеноманской газовой залежи, увеличение временных толщин в своде контрастных антиклинальных структур определяет и компрессионный эффект, связанный с относительным разуплотнением пород в своде по сравнению с крыльями структуры, где они залегают глубже. Сочетание компрессионного эффекта и влияния мощных сеноманских газовых залежей формирует сложную и прогнутую форму глубоких горизонтов, совершенно не соответствующую геологическим поверхностям.
Третий фактор, влияющий на изменение сейсмических временных интервалов между горизонтами, относится к разряду геологических (седиментационных). Он обусловлен региональными угловыми несоответствиями залегания анализируемых поверхностей. Седимен-тационный фактор легко исключить из приращения времен путем вычета из толщин интервала седиментацион-ного тренда. Результат будет отражать в основном влияние газовой залежи и компрессионного эффекта. Последний также легко исключается из расчетов, так как связан со структурным планом прямой зависимостью.
Анализ морфологии 0Г, залегающих ниже сеноманских газовых залежей, имеет большое значение для изучения литологических неоднородностей сеноманских резервуаров и прогноза коэффициента песчани-стости (/Спесч). Для этой цели использованы локальные приращения А Г, проявляющиеся как в подошве сеноманской залежи, так и ниже по разрезу. На схеме (рис. 8), составленной на основе рассмотренного временного разреза (см. рис. 7), показаны локальные участки сокращения и приращения значений А Г, устойчивые по разрезу. Они связаны с участками локального увеличения толщин газонасыщенных сеноманских резервуаров и соответственно со значениями Кпесч в объеме залежи. Эта информация имеет большое значение для детального моделирования сеноманских залежей, прогноза фильтрационно-емкостных свойств, подсчета запасов. На Крузенштернском месторождении отложения сеномана формировались в прибрежной части мелководно-морского бассейна и значения А^ изменяются в узких пределах — от 0,85 до 0,91, поэтому для прогноза эффективных газонасыщенных толщин эта информация не нужна. На месторождениях же Надым-Пур-Тазовского региона с континентальными отложениями сеномана и резкими колебаниями Кпвсч (от 0,40 до 0,80) расчет /Спесч по данным сейсморазведки и ГИС имеет большое практическое значение.
На Крузенштернском месторождении связь эффективной газонасыщенной толщины сеномана и значения интервала ОГ Г - ОГ ГВК весьма тесная (рис. 9). Коэффициент корреляции составляет 0,99, стандартное отклонение, являющееся мерой погрешности оценки, равно 6 м. При этом горизонт ГВК прослеживается уверенно практически на всей площади сейсморазведки.
г = 0,98372 г1 = 0.067705
0, »2411-2,9171 point» = 24
80
Щ
• 4SKMI*
60'г
1lMC»jrf
f 1017***
¿-¿KAli* » •
2 40
30
К
It MO.ru
^^--------,1 II-.—
10 20
30 40 SO 60 70 ее EW.oia «пижм nporкопия, м
Поэтому прогноз газонасыщенной толщины сеномана произведен непосредственно по временному интервалу ОГ Г - ОГ ГВК (см. рис. 9). Ожидаемая ошибка 6 м позволяет использовать атрибут практически на всей площади залежи — от изопахиты 10 м и выше.
Карта газонасыщенной толщины сеномана по данным сейсморазведки и бурения получена с помощью математического пересчета карты А7"ОГ Г — ОГ ГВК по уравнению регрессии (см. рис. 9, 6) с последующей увязкой на данные ГИС в скважинах и в ряде контрольных точек по контуру газоносности, четко фиксируемому в волновом поле (см. рис. 9, В). В финальной карте учтены возможные искажения реальных пределов А^ при пересчете в межскважинном пространстве. Они приведены в соответствии с данными бурения. Полученная карта использована для подсчета запасов сеноман-ского газа в акватории Карского моря. Рассмотренная методика прошла апробацию в ГКЗ РФ.
Для ретроспективного анализа возможностей прогноза мощности сеноманских газовых залежей по данным сейсморазведки МОГТ были рассмотрены сейсмо-геологические модели, подготовленные по материалам сейсморазведок МОГТ 20 и 30 на 10 месторождениях на полуостровах Ямал, Тазовский и в акватории Обской губы. Для статистики были выбраны залежи, на которых на момент прогноза скважины отсутствовали или были единичными, а также не изученные бурением блоки в залежах сложного тектонического строения. К на-
TIME THICKNESS ANALYSIS (CHRONO-PYCNOMETRY) AS A WAY TO INCREASE GEOLOGICAL INFORMATION CONTENT IN SEISMIC SURVEY DATA
Gorbunov SA.. Nezhdanov AA„ Ogibenin V.V., Zagorovskii luA. (ООО "Gazprom Geologorazvedka"), Piatnitskiy YuJ., Khabibullin D.Y. (PJGS 'Gazprom")
Due to the development of special methods for time thickness analysis, the methods for seismic paleologic mapping of sand reservoirs in the Neocomain Achimov strata and seismic forecast for the thickness of the Cenomanian gas-saturated deposits in the West-Siberian basin could be considered a separate approach called chrono-pycnometry which is a supplemental method to seismic facial and dynamic analysis of CPD seismic survey data.
Key words: seismic paleogeomorphological maping; reservoirs; chrono-pycnometry.
стоящему времени на рассмотренных участках пробурено 24 скважины. Максимальные невязки фактической и прогнозной высоты залежи по этим скважинам варьируют от -8 до 8 м, стандартное отклонение, являющееся мерой погрешности прогноза, составляет 5,2 м, коэффициент корреляции превышает 0,98 (рис. 10). Для достаточно мощных залежей погрешность является невысокой, что позволяет по сейсмическим данным реально оценить запасы залежей и подготовить схемы их доразведки и разработки без значительных объемов разведочного бурения.
В заключение отметим, что возможности хроно-пикнометрии не исчерпываются рассмотренными направлениями. Анализ временных толщин может успешно применяться для прогноза газоносности и картирования залежей в апт-альбском интервале разреза, картирования объектов, связанных с флюидодинамически-ми процессами, в частности для выделения зон аномального пластового давления и прогноза коэффициента аномальности пластового давления в глубоких горизонтах севера Западной Сибири.
Литература
1. Нежданов A.A. Геология и нефтегазоносность ачи-мовской толщи Западной Сибири / А.А.Нежданов, В.А.Пономарев, Н.А.Туренков, С.А.Горбунов. — М.: Изд-во Академии горных наук, 2000.
2. Горбунов С.А. Возможности анализа толщин в сей-смогеологической интерпретации строения и состава нефтегазоносных отложений Западной Сибири / С.А.Горбунов // Проблемы повышения эффективности применения геофизических исследований при поисках, разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа в Западной Сибири: Материалы конференции. — Тюмень: Изд-во ЕАГО, 2003.
3. Горбунов С.А. Идеальный седиментационный тренд в сейсмопалеогеоморфологических исследованиях / С.А.Горбунов // Горные ведомости. — 2004. - № 8.
О Коллектив авторов, 2016
Сергей Александрович Горбунов, заместитель начальника отдела, s.gorbunov@ggr.gazprom.ru;
Алексей Алексеевич Нежданов,
заместитель начальника ИТЦ, доктор геолого-минералогических наук, a.nezhdanov@ggr.gazprom.ru;
Валерий Владимирович Огибенин, начальник ИТЦ, кандидат геолого минералогических наук, v.ogibenin@ggr.gazprom.ru;
Юрий Алексеевич Загоровский, геолог,
u-zagorovskiy@ggr.gazprom.ru;
Юрий Иванович Пятницкий. заместитель начальника Управления, l.Piatmtskiy@adm.gazprom.ru;
Ламир Ядитович Хабибуллин, начальник отдела, D.Khabibullln@adm.gazprom.ru.
Уважаемые aßtfLofibt!
ЗХ1Я публикации сматей в лафнале 'Теология netfudu и газа " необходимо вылалнАгПь слещющие /н^ихМаяия . 7/lejccjk а&си&ей п/шсьиагтся на quae* или но хшиО^онной ноч&е в гЯехс/Ковмх fiet/axJHOfuix Word 6.0. 7.0 или Word 7.0/97 t/ия Windows, ¿¿ujocjn/игции лх&гаЛлльно н(шанмийь 6 uietHe в ¡pofuicufUix любой deficuu Cord 2)raus или JJ37 с /taifuuuHueM не менее 300 /Почек. Jlfuxbäa иллюоЯ[юции, выполненные в л€их nfiotfioMMax, не нлиеща/Ль в Word. Слисок лиЖфажц^ш не ограничен, люжно ссыла/Льсл на собайвенные ¡юбогЧы.
