CC BY
50ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ AVO-АНАЛИЗА И СЕЙСМИЧЕСКИХ АТРИБУТОВ В УСЛОВИЯХ СЕВЕРО-БУЗАЧИНСКОГО СВОДА Умирова Г.К.1, Муханов А.Ж.2, Исагали А.А.3
1Умирова Гульзада Кубашевна - доктор PhD, ассистент-профессор;
2Муханов Алибек Жарасович - магистрант;
3Исагали Асем Айдаркызы - магистрант, кафедра геофизики,
Казахский национальный исследовательский технический университет им. К.И. Сатпаева,
г. Алматы, Республика Казахстан
Аннотация: в статье выполнен анализ методики проведения различных видов атрибутного и AVO-анализов с целью прослеживания по данным анализа атрибутов и особенностям рисунка волнового поля границ установленных бурением нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов, выявления и трассирования тектонических нарушений, зон литологического замещения, локальных геологических тел, уточнения строения залежей (резервуаров), определения их внешних границ и зон распространения коллекторов, прогноза развития песчаных (в том числе газо- и нефтенасыщенных, с учетом ГНК и ВНК) тел, трассирования палеорусел.
Ключевые слова: Северо-Бузачинский свод, 3D сейсморазведка, продуктивные горизонты неокома и юры, A VO-анализ, сейсмические атрибуты.
Введение. Для построения геологической модели месторождения, характеризующей внутреннее строение исследуемого объекта, необходимо проведение всестороннего анализа и интерпретации всей имеющейся на изучаемой территории геолого-геофизической информации с применением различных видов атрибутного и AVO-анализа, которые позволяют прогнозировать изменение литологии и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород, а также оценивать запасы месторождения. Поэтому актуальность изучения информативности динамического анализа данных 3D сейсморазведки для детализации строения продуктивных комплексов средней юры и неокома месторождений Северо-Бузачинского свода является бесспорной.
Район исследований находится на полуострове Бузачи в пределах северо-восточной прибрежной части Каспийского моря. По административному делению территория расположена в Тюбкараганском районе Мангистауской области Республики Казахстан. Месторождение открыто в 1975 г. по результатам проведения сейсморазведки 2D и поискового бурения (Гурьевская геофизическая экспедиция). В тектоническом отношении рассматриваемая территория расположена в пределах Северо-Бузачинского свода.
Материалы и методы. Территория исследования характеризуется довольно хорошей геолого-геофизической изученностью, поэтому остановимся только на работах по комплексированию данных 3D сейсморазведки и бурения. Первая и удачная попытка создания современной модели строения месторождения с привлечением динамической интерпретации по продуктивной части разреза была выполнена в 2001 году компанией «Texaco». На тот момент западная и восточная части территории были покрыты только профилями 2D. Практической ценностью этих исследований было то, что интерпретация сейсмического куба была выполнена на основе использования 50 новых скважин. Результаты этой работы позволили оценить высокую эффективность 3D сейсморазведки на площади исследования.
Вторая попытка доизучения района была предпринята после выполнения полевых работ 3D сейсморазведки по восточной части месторождения в период 2007-2008 годов. При выполнении данных исследований были выявлены проблемы, которые негативно сказались на общих, достаточно неплохих результатах второго этапа. Самое главное достижение этого этапа - опыт, который позволил понять, что надо делать в случае, если имеется несколько разных съёмок и большое количество новых пробуренных скважин (305).
На площади исследований в период 1975-77 г. г. пробурено 22 скважины и в период 1999-2008 г. г. -506 скважин глубиной до 550 м; в 17 скважинах проведено VSP, а в более 450 скважинах проведены ГИС в полном объеме.
На месторождении бурением вскрыты отложения верхнепалеозойского, триасового, юрского и нижнемелового возрастов. Наиболее полно керном и палеонтологическими данными охарактеризованы отложения юры, неокома и апта и в меньшей степени - триас [1]. Нефтегазоносность района исследований связана со среднеюрскими и нижнемеловыми отложениями. В пределах продуктивной части разреза месторождения выделяются 8 продуктивных пластов в меловых отложениях (А, А1, А2, Б, В, ГВ, ГН и Д1) и два (Ю-1 и Ю-2) - в юрских. К этим пластам приурочены нефтяные и газонефтяные залежи. Неокомские пласты А, А1 и А2 содержат газовые шапки. Основные запасы месторождения
приурочены к юрским отложениям [2]. Месторождение включает два основных объекта разработки. Первый (нижний) — это юрский объект, второй (верхний) — меловой. В состав юрского объекта входят два основных пласта, причем более 30% объекта имеют значительную водонефтяную зону [3].
В соответствии с тезисами Ю.А.Воложа, в тектоническом отношении месторождение Северные Бузачи находится в зоне сочленения Восточно-Европейской платформы с Евразийской платформой, а точнее в зоне сочленения рифейско-кайнозойской южной части Прикаспийской впадины с мезозойско-кайнозойской Скифско-Туранской плитой [2].
На формирование современного положения Северо-Бузачинской структуры оказывает влияние активизация тектонических движений в смежных орогенических областях. Эти движения привели к активному формированию локальных структур, возникновению движений по разломам древнего заложения (вдоль региональных сдвигов) и образованию новых локальных разрывных нарушений в верхних частях осадочного чехла [2]. Развитие тектонических нарушений в разрезе юрско-меловых отложений предполагается на всей площади исследования.
Таким образом, мезозойский комплекс отложений является приоритетным при проведении исследований в данном районе. Целевыми геологическими объектами являются отложения неокома и юры с глубиной залегания 200-550 м. По данным бурения и анализа сейсморазведочного материала прошлых лет в этих отложениях следует ожидать различные типы ловушек УВ. Помимо традиционных ловушек антиклинального типа, не исключено наличие ловушек литологического типа, а также блоковых структур. Поэтому, особое значение должно отводиться прослеживанию тектонических нарушений, зон литологического замещения, песчаных тел с высокими коллекторскими свойствами, прогнозированию флюидонасыщения.
Исторически сложилось, что все перечисленные задачи на высоком и достоверном уровне решаются 3D сейсморазведкой. Для детального исследования строения продуктивных интервалов неокома и средней юры и определения характера насыщения пластов-песчаников по объединённому кубу сейсморазведочной информации, полученному на основе структурной интерпретации, был выполнен AVO-анализ.
Атрибутный анализ сейсмической записи предполагает исследование измерений кинематических и динамических параметров сейсмических волн - амплитуд, фаз, частот - на качественном и количественном уровне с целью их пересчета в емкостные характеристики пласта. На первом этапе атрибутного анализа выполняется качественная оценка информативности сейсмических атрибутов, для чего используются как данные разведочного бурения, так и априорные данные при их наличии. Далее, при наличии корреляционных связей между атрибутами и петрофизическими характеристиками, рассчитываются параметрические карты.
Основные результаты и анализ. Для реализации расчета AVO-атрибутов использовался модуль AVO-анализа (PROBE) (Paradigm Geophysical). Исходными данными являлся куб сейсмограмм после временной миграции до суммирования с откорректированной остаточной кинематикой. Сейсмограммы были сгруппированы в суперсейсмограммы с базой равной 3 ОГТ. В ходе увязки сейсмических и скважинных данных был установлен поворот фазы в -70°, который применялся для получения нуль-фазовых разрезов. Проведение полосовой и медианной фильтрации, ограничение сигнала мьютингом позволило улучшить качество данных и повысить соотношение полезного сигнала (S)/ к помехе (N).
Качественный анализ результатов расчета AVO-атрибутов показал наличие миграционных шумов и вертикальных полос падения значений амплитуд из-за сшивания данных трех независимых систем наблюдений. Применение процедур вычитания миграционных шумов и балансировки амплитуд не привели к получению стабильного распределения параметра, не искажающее динамических характеристик разреза. Поэтому для расчета атрибутов использовался другой подход.
Исходными данными для расчета атрибутов являлись кубы частичных угловых сумм по ближним, средним и дальним удалениям. На Рисунке 1 представлены разрезы и карты атрибута Fluid Factor, рассчитанные по сейсмограммам и по угловым суммам, по которым видно, что куб, рассчитанный из угловых сумм, имеет более стабильное, не искаженное распределение амплитуд и по вертикали, и по латерали.
Согласно данным бурения в своде структуры выделяются газонасыщеные интервалы. Известно, что присутствие этого флюида заметно ухудшает качество сейсмических данных, что выражается в изменении частотных характеристик и искажении амплитуд. На Рисунке 2 представлен пример сейсмического разреза по угловой сумме 5°-30° с характеристиками частотного спектра внутри и вне зоны влияния газа. Видно, что внутри зоны в сейсмических данных преобладают более низкие частоты и отсутствуют более высокие. Анализ частотного спектра показал изменение до 20-25 Гц.
Fluid Factor
Рис. 1. Пример временных разрезов AVO-атрибута Fluid Factor и распределение амплитуд по нему: а) рассчитанного по сейсмограммам, б) рассчитанного по частичным угловым суммам [4]
Присутствие газа в разрезе влияет также и на динамические характеристики разреза. Для наглядности на Рисунке 2 представлены карты амплитуд и когерентности, снятые вдоль горизонта A2_up.
Рис. 2. Примеры влияния газа на сейсмические данные [4]
На карте амплитуд зона выражается резким затуханием амплитуд. По когерентности четко вырисовывается контур газонасыщения.
Расчет когерентности. В основе расчета когерентности лежит определение изменения степени подобия формы сигналов на соседних трассах в рамках глобальной апертуры, определенной в пространстве и времени, используя рассчитанные данные по углам и азимутам. Если пласт терпит разрыв и смещение, либо излом без смещения, либо происходит изменение акустической жесткости в пластах без изменения геометрии, то когерентность падает. Таким образом, расчет куба когерентности является неотъемлемой частью процесса структурной интерпретации и помогает выделять нарушение когерентной записи сейсмического сигнала в зонах разломов, тектонических дислокаций, флексур и литологических замещений.
Для примера, на Рисунке 3 представлены вертикальные и горизонтальные срезы, на которых совмещены сейсмический временной разрез и результат расчета когерентности. Видно хорошее сопоставление областей отсутствия когерентности и зон тектонических дислокаций, выделяемых по сейсмическим данным.
Рис. 3. Пример совмещения сейсмического временного разреза и результата расчета когерентности с малой (а) и
большой (б) апертурой [4]
Характеристика продуктивных пластов по результатам динамической интерпретации.
Зоны литологической неоднородности целевых пластов. Распределение амплитуд по кубу частичной угловой суммы 5°-50° показало, что не смотря на то, что карты этого параметра должны отражать только общее распределение амплитуд, на них отчетливо видны зоны литологической неоднородности целевых пластов, а также элементы тектонических нарушений и русловые потоки. Так, например, на карте, построенной для пластов-коллекторов А+А1, отчетливо видна зона уменьшения отрицательных амплитуд. На вертикальном сейсмическом разрезе эта зона выражается резким затуханием амплитуд в интервале пласта и инверсией отрицательной фазы на положительную (Рисунок 4).
Рис. 4. Выделение зоны литологического замещения песчаников на глинистые разновидности в интервале
пластов А+А1 [4]
Анализ скважинных данных (Рисунок 4) позволяет предположить, что это затухание обусловлено литологическим замещением песчаников преимущественно глинистыми разностями. Действительно, на схеме корреляции видно, что в зоне прекращения прослеживания отрицательной фазы (интервал выделен овалом) наблюдается глинизация интервала пласта, уменьшение эффективных толщин и ухудшение ФЕС коллекторов, тогда как скважины, пробуренные в зонах уверенного прослеживания обеих фаз, вскрыли коллекторы лучшего качества и увеличенные эффективные толщины рассматриваемого интервала.
Геометрия русловых потоков. Поскольку пласты В и Г (пласты-коллекторы неокомской толщи) отображаются в волновом поле пакетом отражений, то для более четкого определения геометрии русловых потоков строились карты атрибута Relative Acoustice Impedance отдельно для кровельной и подошвенной частей интервала (Рисунок 5).
карта амплитуд по Relative Acoustic Impedance
Рис. 5. Иллюстрация русловых потоков для кровли пласта В и выделения русловых тел на временных разрезах по
атрибуту Relative Acoustice Impedance [4]
Обсуждение. Несмотря на то, что к юрским отложениям приурочены основные запасы углеводородов, построение распределения атрибутов для этих отложений малоинформативно. Это связано со сложным строением изучаемой толщи (Рисунок 6).
Рис. 6. Распределение амплитуды атрибута Fluid Factor по пласту В и пример волновой картины в интервале
юрских отражений [4]
В отличие от неокомской, клиноформенной или плоскопараллельной, слабодисоцированной толщи, среднеюрские отложения представлены тектонически-дислоцированным комплексом, включающим в себя блоки различного строения и вещественного состава, верхняя часть которого подверглась эрозии. По данным ГИС положение установившегося контакта определяется положениями ВНК отдельных блоков, но в целом находится приблизительно на одном уровне. Разница в положении ВНК для разных блоков составляет от 0 до 15 м относительно среднего значения.
Принимая во внимание сложное геологическое строение юрских продуктивных пластов, целесообразно получение распределений лишь для продуктивной толщи. Однако, построенные карты AVO-атрибутов носят мозаичный характер и не несут дополнительной информации ни о свойствах коллектора, ни об условиях осадконакопления.
Атрибут Normal Incidence Reflectivity несет в себе информацию как о насыщении пласта, так и о его литологии. Поэтому целесообразно дополнительно использовать другие AVO-атрибуты. Одним из таких атрибутов является Fluid Factor, который отображает УВ-насыщенность тех или иных интервалов разреза и пригоден для прогнозирования газовых песков любого класса.
Выводы. В результате проведённых работ показана высокая эффективность применения сейсморазведки 3D для целей изучения структурно-тектонических особенностей строения как всего разреза от доюрских образований и до апта включительно, так и для применения атрибутивного и AVO-анализов, описывающих строение и литолого-фациальные особенности коллекторов, продуктивных на месторождении Северные Бузачи.
Список литературы
1. Калешева Г.Е. Геолого-физическая характеристика месторождения Северные Бузачи // «Молодой ученый», 2015. № 24. С. 299-301.
2. Толеугалиев З.Ж., Умирова Г.К., Berube Pierre. Создание геологической модели юрской продуктивной толщи месторождения Северные Бузачи с целью доразведки на основе комплексной интерпретации
данных 3d сейсморазведки и ГИС. Журнал: E-SCЮ. Издательство: Информационная Мордовия (Саранск). eISSN: 2658-6924, 2020. 14 с.
3. Опыт применения технологии ОРЗ на месторождении Северные Бузачи Республики Казахстан. Производственно-технический нефтегазовый журнал «Инженерная практика». №01, 2010.
4. Отчет. Якукин В.И. и др. О результатах сейсморазведочных работ 3 D, обработки и интерпретации сейсмических материалов объединенного куба 3D по площади Северные Бузачи. Москва. 2009.
