Прогноз нефтегазовых резервуаров Охотского моря на основе интерпретационной обработки сейсмического материала

При поисках месторождений углеводородов на шельфе Охотского моря особую роль играют сейсмические методы, которые доказали свою эффективность при изучении терригенных отложений крупных русловых и дельтовых седиментационных систем Северо-Сахалинского участка шельфа Охотского моря. В результате сейсморазведочных работ выявлены и подготовлены к бурению геологические структуры, открыты и разрабатываются месторождения углеводородов. Появление новых поисковых объектов требует разработки новых методов и технологических приемов обработки геолого-геофизической информации.

В настоящее время прямой прогноз нефтегазовых резервуаров и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в районах слабо или не изученных бурением базируется на изучении упруго-деформационных характеристик разреза на основе различных процедур интерпретационной обработки полученного сейсмического материала [13].

Для решения прикладных задач в геологоразведке создан ряд комплексных технологий, позволяющих осуществлять переход на качественно более высокий уровень их интерпретационной дообработки, что обеспечивает снижение рисков при оценке ресурсной базы и последующих этапов геолого-разведочных работах (ГРР). Структурно-технологическая схема базовой поисково-оценочной геолого-геофизической модели для выявления образов нефтегазовых залежей представлена на рисунке 1 и включает в свой состав:

а) выбор местоположения актуальных точек для имитирования «вертикальных скважин» с целью анализа геодинамики среды;

б) мультиплексные параметрические преобразования волновых полей с учетом диагностически значимых атрибутов и построение многопараметрического кластера;

в) селекцию нефтегазовых залежей, формирование образов нефтяных и газовых залежей;

г) локальный прогноз улучшенных коллекторских свойств и углеводородного (УВ) насыщения;

д) уточнение геометрии целевых поверхностей с данными прогноза в актуальных точках (вертикальных скважинах);

е) прогноз площади целевых поверхностей;

ж) пространственное отображение наиболее крупных залежей УВ.

Методические подходы

Для прогноза перспектив нефтегазоносности в районах отсутствия глубокого бурения использовались нижеперечисленные технологии:

• технология детализации структурно-тектонического строения (ДСТС) ловушек УВ;
• технология многопризнакового прогноза залежей (МПЗ) углеводородов;
• технология декомпозиции дисперсии волнового поля (ДДВП). (патент № 142221 — 2014 г.) [2];
• технология низкочастотного резонанса сейсмической эмиссии (НРЭ) геодинамического шума (патент № 2559123 — 2015 г.) [20];
• технология селекции нефтегазосодержащих объектов (ОИС).

Результаты интерпретационной обработки сейсмического материала

Для прогноза возможных залежей использовался временной разрез по профилю 0898103А, проходящему вблизи скважины Магаданская-1 (рис. 2), в которой в целевом потенциально продуктивном интервале неогена не было обнаружено коллекторов порового типа промышленного значения [17].

В условиях Охотского моря формирование эталона для определения образа возможной залежи использовались вертикальные сечения временных разрезов МОГТ в точках анализа геосреды (ХDP 84900, 79700 и 69650).

Процесс обнаружения нефтегазовой залежи в целевых комплексах осуществлялся в следующей последовательности:

• исходная трасса МОГТ была преобразована в вейвлет-коэффициенты, отображающие упругие свойства среды. Полученные данные трансформировались в дисперсию (уровень 1) и ее локальную составляющую (уровень 2);
• проводилась оценка частотно-энергетических доминант и локализация аномальных участков [15].

На рисунках 3—6 представлен процесс выделения нефтенасыщенных и газосодержащих пластов на основе анализа доминантных частот и энергии отраженных P₁ (быстрых) и P₂ (медленных) волн (пр. 0898103А) [16].

Согласно полученным данным в разрезе выделены волны P₁ и P₂. Уровни доминантных частот и энергии для волн P₁ и P₂ различны. Это позволяет локализовать нефтегазонасыщенный пласт и уточнить наличие в нем газовой компоненты [19].

На первом этапе обработки (уровень 1) четко отображается нефтяная залежь в области максимально накопленной энергии волнового поля при доминантной частоте 3—4 Гц. Указанная аномалия при последующей обработке (уровень 2) попадает в область тени, при этом усиливаются и появляются дополнительные малоразмерные средне- и высокочастотные компоненты геосреды [4].

Разнородность и мелкомасштабность геодинамики среды отчетливо проявляются во втором уровне обработки.

Критерии отображения волнового образа нефтяной залежи:

1. Наличие участка повышенного градиента амплитуд на исходной трассе.
2. Расположение сейсмоэнергетической и частотной аномалии в области низких частот с учетом наличия отраженной быстрозатухающей волны P₁, отсутствие указанной аномалии при втором уровне обработки, попадание аномалии волны P₁ в область тени.
3. Появление четкой сейсмоэнергетической аномалии в области более высоких частот, свидетельствующее о развитии медленно затухающей волны P₂.
4. Развитие мелкомасштабных компонент в области высоких частот.

На рисунке 6 показан фрагмент временного разреза, горизонтальные линии расчета низкочастотной резонансной эмиссии и соответствующий результат выделения нефтегазосодержащих залежей на основе анализа доминантных частот и энергии волн P₁ и P₂.

Представленные результаты свидетельствуют о наличии резонанса на времени 1656 мс и широкой полосы резонанса на времени 1694 мс, которые отображают улучшенные коллекторские свойства [14].

Это позволило выделить образ возможной нефтяной залежи в интервале времен t₀ = 1,60—1,75 с (см. рис. 7, ХDP 84900), максимальная энергия на уровне 1 — 12,3¹² эВ, частота — 4 Гц, на уровне 2 максимальная энергия — 13,6¹¹ эВ, частота — 50 Гц.

На рисунке 8 (ХDP 79700) максимальная энергия на уровне 1 — 31,8¹² эВ, частота ~ 4 Гц, на уровне 2 максимальная энергия — 11,4¹¹ эВ, частота ~ 25 Гц.

Обнадеживающий результат получен при изучении третьей «синтезированной вертикальной скважины» (рис. 9): максимальная энергия на уровне 1 — 22,7¹² эВ, частота ~ 4 Гц, на уровне 2 максимальная энергия — 27,3¹⁰ эВ, частота ~ 6 Гц.

Практическую значимость представляет образ газовой залежи, отображенной в геодинамике среды на t₀ 1,60—1,75 с.

В соответствии с наблюдаемыми признаками;

• наличие градиента амплитуд в области максимальной частотно-энергетической аномалии;
• положение аномалии в интервале низких частот;
• незначительный сдвиг аномалии на втором уровне;
• сложная аномалия НРЭ, создающая резонанс, смещенный друг от друга по Х (рис. 6, ХDP 69650).

Полученная информация может быть интерпретирована как возможное развитие газоконденсатной залежи, которая представляет раствор газа и мелких фракций углеводорода и находится в однофазном состоянии. Газовый фактор таких залежей очень велик [3].

На рисунках 10 и 11 выделен образ возможной нефтяной залежи в интервале времен t₀ = 1,15—1,20 с, ХDP 78500. Максимальная энергия на уровне 1 — 86,4¹² эВ, частота ~ 4 Гц, на уровне 2 максимальная энергия — 18,2¹² эВ, частота ~ 18 Гц.

На рисунке 12 фрагмент временного разреза с линиями расчета низкочастотной резонансной эмиссии 1,484 и 1,676 с с соответствующим результатом. Представленные результаты свидетельствуют о наличии резонанса, которые отображают улучшенные коллекторские свойства [2].

Эта информация может быть интерпретирована как возможное развитие газоконденсатной залежи в интервале времен t₀ = 1,60—1,75 с (рис. 13, ХDP 46825). Максимальная энергия на уровне 1 — 10,5¹³ эВ, частота ~ 9 Гц, на уровне 2 максимальная энергия — 20,5¹² эВ, частота ~ 11 Гц.

На рисунке 14 выделена, возможно, нефтяная залежь в интервале времен t₀ = 1,45—1,55 с, ХDP 46650. Максимальная энергия на уровне 1 — 10,9¹⁵ эВ, частота ~ 4 Гц, на уровне 2 максимальная энергия — 20,5¹⁴ эВ, частота ~ 19 Гц.

Следует отметить, что все выделенные по профилю 0898103А в районе Магаданского поднятия прогнозные аномалии, соответствующие по результатам интерпретационной обработки возможным проявлениям залежей углеводородов, в основном приурочены к склону поднятия и прогибу, выделяемому на временном разрезе (см. рис. 4). Время, на котором выделяются эти аномалии (1,5—1,7 мс), соответствует области развития фазовой границы перехода опал СТ-Q (кварц), связанной с вторичными преобразованиями кремнистых пород (силицитов), широко представленными в Охотском море [6].

Ряд специалистов отмечают, что в результате этого преобразования отложения становятся хрупкими и, по всей видимости, при последующих геодинамических процессах могут создавать зоны повышенной трещиноватости, т.е. формировать коллекторы трещинного, порово-трещинного типа, в которых могут формироваться залежи углеводородов [5].

Размеры этих залежей во многом будут зависеть от площади и объема развития силицитовых отложений, наиболее насыщенных кремнеземом, и величины геодинамического воздействия на них [7].

Вполне возможно, что аномалии волнового поля, выявленные по результатам атрибутивного анализа с помощью представленных технологий, и отражают этот процесс, что может являться поисковым признаком для выделения региональных зон повышенной трещиноватости по глубине их проявления и по площади и прогноза в них углеводородов [10].

На следующих рисунках в виде различных параметрических характеристик показано влияние процессов вторичных преобразований силицитовых толщ на частотно-динамические характеристики волнового поля. Ниже фазовой границы ФГ-2 (опал А-СТ) происходит заметное региональное уменьшение динамики поля в параметрах энергии (рис. 15) и энтропии (рис. 16). Следует отметить, что в прочих параметрах (анизотропии, частоты и др.), не представленных в отчете, наблюдается аналогичная картина разной степени выразительности [8].

Параметр динамических сгущений (рис. 17) показывает наличие в разрезе вертикальных зон его повышенных значений, которые могут указывать на повышенную трещиноватость среды, созданную в результате глубинных геодинамических процессов (процессы сжатия-растяжения, внедрения магматических тел и пр.), а также на наличие путей миграции как глубинных флюидов (ювенильные воды, обогащенные газом глубинного происхождения), так и флюидов, сформировавшихся в процессе катагенетического преобразования органического вещества силицитовых толщ палеогена-неогена [9].

Заключение

Для прогноза перспектив нефтегазоносности в районах отсутствия глубокого бурения Охотоморского региона рекомендуется использовать технологии детализации структурно-тектонического строения (ДСТС) ловушек УВ; многопризнакового прогноза залежей (МПЗ) углеводородов; декомпозиции дисперсии волнового поля (ДДВП) (патент № 142221 — 2014 г., изобретение 2015 г.); низкочастотного резонанса сейсмической эмиссии (НРЭ) геодинамического шума (патент № 2559123 — 2015 г.); селекции нефтегазосодержащих объектов (ОИС) [11].

Структурно-технологическая схема базовой поисково-оценочной геолого-геофизической модели для выявления образов нефтегазовых залежей включает выбор местоположения актуальных точек для имитирования «вертикальных скважин» с целью анализа геодинамики среды; мультиплексные параметрические преобразования волновых полей с учетом диагностически значимых атрибутов и построение многопараметрического кластера; селекцию нефтегазовых залежей, формирование образов нефтяных и газовых залежей; локальный прогноз улучшенных коллекторских свойств и УВ насыщения; уточнение геометрии целевых поверхностей с данными прогноза в актуальных точках (вертикальных скважинах); прогноз площади целевых поверхностей; пространственное отображение наиболее крупных залежей УВ [12].