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:

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:

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:

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;

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].