Основой для создания геологической модели пластов ЮС2—3 являются результаты специализированной переобработки данных сейсморазведки, выполненные в обрабатывающем комплексе OMEGA на площади 2600 кв. км.

Граф обработки сейсмических материалов был нацелен на получение данных с сохранением истинного соотношения амплитуд, достижение максимальной разрешенности и хорошей прослеживаемости отражающих горизонтов в целевых интервалах разреза.

В ходе петрофизической интерпретации был выполнен анализ результатов лабораторных исследований керна, анализ методик интерпретации ГИС, построение основных петрофизических связей типа «керн-керн» на основании полного комплекса данных керна и создание петрофизической модели для интерпретации данных ГИС с адаптацией ее к скважинам с ограниченным комплексом.

Выявленные связи упруго-плотностных характеристик разреза с петрофизическими параметрами соответствуют эмпирическим и теоретическим моделям физики горных пород. Анализ упругих свойств, проведенный для результатов фациального анализа данных ГИС, показал, что русловым фациям соответствуют пониженные значения отношения Vp/Vs, а также средние и несколько повышенные значения акустического импеданса.

Для прогноза литологии в интервале пластов ЮС2—3 выполнена сейсмическая синхронная AVA-инверсия c последующей байесовской литоклассификацией на основе совместного распределения величин «акустический импеданс — отношение скоростей продольных и поперечных волн». Использованная классификация широко применяется для различных дисциплин, в числе которых и геология, например для обработки данных геофизических исследований скважин [7] или, как в нашем случае, для сейсмических параметров.

Для описания геометрии резервуара выполнена сейсмостратиграфическая привязка волнового поля к разрезам скважин, проведен анализ волнового поля юрского интервала, выделены и протрассированы разрывные нарушения и с помощью глубинно-скоростной модели получены структурные карты основных отражающих горизонтов.

Для оценки перспективности интервала пластов ЮС2—3 в рамках настоящей работы была создана концептуальная геологическая модель, в которой использованы результаты сейсмофациального анализа и прогноза коллекторов на основе сейсмической синхронной AVA-инверсии.

Для уверенного обнаружения и картирования элементов флювиальных систем интервала пластов ЮС2—3 получено качественное сейсмическое изображение, которое позволяет понять их положение относительно друг друга, оконтурить и описать строение наблюдаемых объектов, используя накопленный мировой опыт изучения таких объектов. На рисунке 1 приведено сопоставление наблюдаемых в сейсмическом поле объектов с трехмерной моделью гипотетического меандрирующего потока, в которой аккреционные отложения обрамляют склоны долины (A), а также схематический профиль поперечного сечения активного канала и наращивания аккреционных комплексов (B) [9].

Для решения данных задач применялась запатентованная хроматическая технология извлечения геологических объектов — eXchromaSG [8], благодаря которой значительно увеличилась контрастность геологических объектов в сейсмическом волновом поле.

При использовании данного алгоритма резко повышаются детальность и четкость отображения геологической информации на сейсмических данных, что способствует значительному приросту геологической информативности разреза изучаемого участка.

Прогноз эффективных толщин основан на задании решающего правила классификации — функций плотности вероятностей для рассматриваемых литотипов (коллектор/неколлектор) в пространстве упруго-плотностных свойств (акустический импеданс, отношение Vp/Vs), получаемых в ходе инверсии сейсмических данных. Далее заданное решающее правило классификации применяется к результатам синхронной AVA-инверсии.

В наборе для оценки функций плотности вероятности присутствуют как входные (результаты инверсии), так и выходные индикаторные переменные (литотипы). Такая ситуация имеет место в случае наличия скважинных данных. С использованием этих данных строится решающее правило классификации, или модель прогноза, которое затем применяется к данным, для которых неизвестны выходные переменные (например, к результатам инверсии сейсмических данных в межскважинном пространстве) (рис. 2).

Геометризация залежей нефти при подсчетах запасов в пластах ЮС2—3 тюменской свиты выполнялась на основе структурного фактора с учетом результатов испытаний. Полученные оценки строились исходя из предположения, что толща пластов ЮС2—3 относительно однородна по латерали и залежи относятся к пластово-сводовым [2]. Полученные в нашей работе данные о геологическом строении тюменской свиты указывают на то, что строение данного интервала более сложное и в пределах пластов ЮС2—3 основную массу отложений составляют низкопроницаемые отложения аллювиальной равнины, в которых встречаются пояса меандрирования древних рек. Скважины, которые попадают в контур пояса меандрирования, вскрывают разрез с характерными образами ГИС, соответствующих русловым отложениям (рис. 3).

Подтвержденная скважинными данными принадлежность наблюдаемых сейсмических образов к русловым отложениям позволяет проследить распространение коллекторов с улучшенными свойствами по площади и использовать это предположение как поисковый признак наличия литологически экранированных ловушек. Данный факт был использован для корректировки методики поиска залежей углеводородов в пределах Южной лицензионной территории Приобского месторождения.

Результаты исследований свидетельствуют о том, что наличие поясов меандрирования древних рек в интервале пластов ЮС2—3 оказывает существенное влияние на формирование и пространственное распределение залежей углеводородов. Картирование потенциальных ловушек УВ выполнено с учетом следующих факторов: наличие зрелой нефтематеринской толщи, путей миграции, коллектора и покрышки.

По мнению некоторых исследователей, основной нефтематеринской толщей в данном районе является баженовская свита [1][3][4]. Свита рассматривается как основной источник углеводородов для формирования месторождения нефти и газа Западной Сибири. По результатам бассейнового моделирования предполагается, что в пределах Фроловской мегавпадины наиболее погруженные части нефтематеринской толщи могут продуцировать углеводороды [5]. Аналогичные результаты представлены в работе [6], где указывается, что отложения баженовской свиты находятся в главной зоне нефтеобразования. Покрышкой для потенциальных залежей нефти являются глинистые отложения абалакской свиты мощностью около 20 метров.

По нашему мнению, оценка двух факторов — путей миграции и наличия коллектора — может быть существенно улучшена с помощью методов палеогеографических интерпретации на основе eXchromaSG.

Дальность латеральной миграции углеводородов может существенно увеличиваться при наличии протяженных поясов меандрирования, которые по определению обладают улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Результаты картирования таких путей миграции показывают, что они достаточно протяженные и могут связывать наиболее погруженные области распространения нефтематеринских пород с потенциальными ловушками (рис. 4).

Результаты концептуального моделирования пластов ЮС2—3 учтены при разработке программы поисково-разведочного бурения, и благодаря ее реализации удалось получить подтверждение предложенной методики поисков залежей нефти. На рисунке 5 приведены результаты бурения разведочной скважины, которую размещали с учетом сейсмогеологического прогноза коллектора.

Скважина закладывалась в продолжение зоны развития широкого пояса меандрирования, который прослежен по сейсмическим данным в западном направлении. Выбор места заложения скважины основан на предположении, что в русловой части будут вскрыты наибольшие эффективные толщины с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, а также положением точки вскрытия пласта ЮС2—3 на самой высокой абсолютной отметке в пределах технологически ограниченного круга допуска.

Несмотря на то что скважина находится за пределами сейсмического куба, прогноз эффективных толщин по трехмерной модели подтвержден — в пласте ЮС3 вскрыто ожидаемое русловое тело, где после гидроразрыва пласта в интервале 3104,1—3116,1 м при отработке электроцентробежным насосом (ЭЦН) получен приток нефти с дебитом 5,5 т/сут и обводненностью 30%. Отсутствие эффективных толщин в пласте ЮС2 было ожидаемым, так как прогноз толщин около двух метров находится за пределами возможностей сейсморазведки.

Целью данной методики является выделение литологических ловушек неструктурного типа в отложениях тюменской свиты. Результаты выполненных работ по моделированию пластов ЮС2—3 позволили разработать и подтвердить методику поиска залежей нефти в пределах Южной лицензионной территории Приобского месторождения, которая состоит из следующих этапов:

Практическое подтверждение достоверности концептуальной геологической модели получено бурением скважины 622Р, по результатам которого получен промышленный приток нефти из пласта ЮС3.