Моделирование сейсмических образов литофациальных объектов и их характеристик в среднефранско-турнейском нефтегазоносном комплексе Шалымского прогиба Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

Оценка ресурсного потенциала нефтегазоносных комплексов, поиск, оценка запасов и разработка месторождений требуют все более широкого привлечения методов моделирования природных резервуаров.

При создании геологических моделей сложно-построенных осадочных комплексов в настоящее время широко применяется седиментологический анализ данных бурения и сейсморазведки, позволяющий использовать теоретические знания о закономерностях строения осадочных тел разного генезиса для интерпретации геолого-геофизической информации.

Ранее для выделения в сейсмической записи литолого-фациальных объектов (сейсмофаций) разрабатывались атласы для различных регионов и осадочных комплексов ([1–4] и др.). Однако использование атласов сейсмофаций, даже если они сопровождались перечислением признаков и критериев их выделения, часто приводило к ошибкам в установлении генезиса тел, а тем более при интерпретации их морфологии и строения. Эти ошибки были обусловлены рядом факторов, не учтенных при проведении интерпретации. Например, таких, как случайное, неориентированное направление пересечения тела, различный вещественный состав вмещающих и перекрывающих отложений, наличие тектонических осложнений, частотный спектр и технология проведения работ.

Переход к сейсморазведке 3D во многом сократил перечисленные факторы. Тем не менее, в сложнопостроенных осадочных комплексах, характеризующихся полифациальным составом и разнообразным распределением различных типов пород-коллекторов, эти проблемы еще остаются.

Для обеспечения корректной интерпретации сейсмических образов, отображающих литофациальные объекты, возможно использование полноволнового численного моделирования пространственного распространения сейсмических сигналов в геологических средах [5]. Эффективность такого подхода показана в [6, 7]. В этих работах предложено использование комбинированных моделей среды, представленных укрупненными структурами (с толщинами слоев от нескольких десятков до сотен метров) с включениями локальных относительно тонкослоистых объектов. Тем самым обеспечивался компромисс между приемлемой производительностью вычислений и сохранением физической содержательности получаемых волновых полей, необходимый для изучения достаточно объемных и сложнопостроенных геологических моделей.

Рассмотрим описание методики, использованной авторами статьи для сейсмического моделирования разнофациальных объектов и их характеристик в карбонатном верхнедевон-турнейском нефтегазоносном комплексе Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на примере Шалымско-го прогиба Камско-Кинельской системы прогибов (рис. 1).

В пределах Пермско-Башкирской нефтегазоносной области карбонатный комплекс средне-франско-турнейского яруса относится к наиболее перспективному. В его отложениях имеются как традиционные нефтяные залежи, связанные со структурными и структурно-литологическим ловушками, так и нетрадиционные в отложениях до-маникового типа [8].

Среднефранско-турнейские отложения при-бортовых и осевой частей Шалымского прогиба отличаются полифациальным строением, связанным с зонами перехода от мелководных шельфовых областей к депрессионным.

Основой для проведения сейсмического моделирования послужила тонкопластовая (мощность пластов от 2 м в тонкослоистых средах до 80 м в массивных склоновых карбонатных брекчиях и турнейских аргиллитах) седиментационная модель, которая строго вкрест простирания пересекает седиментационные зоны (рис. 2). В модели принято пересечение внешних склонов Башкирского и Камского палеосводов, осевых, внутренних и внешних прибортовых зон палеопрогиба.

Рис. 1. Схема района работ с нанесенными скважинами, использованными при составлении модели

Fig. 1. Location map of study area showing wells used in the model creation

1 — скважины использованные (а —в построении геометрии 3D-модели, b — в прогнозе распределения акустических характеристик); 2 — линия разреза А-А’; 3 — контур границ модели; 4 — внешняя зона склона палеосвода; прибортовые зоны палеопрогиба ( 5 , 6 ): 5 — внешняя, 6 — внутренняя; центральные части ( 7 , 8 ): 7 — палеопрогиба, 8 — палеосвода

1 — wells used in (а — creation 3D model framework, b — prediction of acoustic characteristics distribution); 2 — А-А’ section line; 3 — model boundary; 4 — outer zone of paleoarch slope; near-flank zones of paleotrough ( 5 , 6 ): 5 — outer, 6 — inner; central parts ( 7 , 8 ): 7 — paleotrough, 8 — paleoarch

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 2. Седиментационная модель среднефранско-турнейских отложений по линии скважин Югомашевская-100 – Западно-Ножовская-147

Fig. 2. Depositional model of Middle Frasnian-Tournaisian deposits along the line crossing Yugomashevskaya-100 and West Nozhovsky-147 wells

Модель среднефранско-турнейского нефтегазоносного комплекса Шалымского прогиба в основных чертах является типовой, характеризующей строение осевых и прибортовых зон Камско-Кинельской системы прогибов [9, 10]. Она была выбрана для моделирования ввиду наиболее полной охарактеризованности бурением.

Литофациальная характеристика

В пределах Шалымского палеопрогиба пробурено относительно большое число скважин, характеризующих строение комплекса вкрест простирания седиментационных зон (см. рис. 1). Однако в большей части скважин проведен весьма ограниченный комплекс ГИС в составе РК (ГК, НГК), ПС и градиент-зонд, отдельные скважины исследованы методом АК, и лишь в одной скв. Югомашевская-100 представлен наиболее полный комплекс методов (дополнительно к перечисленным имеются данные АКШ, ГГК и спектрометрии).

Тонкопластовая седиментационная модель составлена на основе литологического (в том числе седиментологического) анализа данных бурения, анализа биостратиграфических данных [9–12] и корреляции разрезов скважин как в заданном сечении (24 скважины), так и на прилегающих территориях (55 скважин) (см. рис. 2). В составе сред-нефранско-турнейского комплекса выделяются саргаевский, доманиковый, речицкий, воронежский, евлановский и ливенский горизонты фран-ского яруса, нижне-, средне- и верхнефаменские отложения, гумеровский, черепетский, кизеловский и косьвинский горизонты турнейского яруса. Комплекс подстилается терригенными отложениями тиманского горизонта и перекрывается терригенными отложениями радаевского и бобриковского горизонтов визейского яруса (см. рис. 2). Мощности горизонтов верхнефранского подъяруса меняются незначительно от 120 м в пределах внешних зон Камского и Башкирского палеосводов, несколько сокращаются до 65 м в прибортовых зонах и до 54 м в осевой зоне палеопрогиба. Максимальные мощности отложений фаменского яруса (до 465 м в скв. Гожано-Быркинская-32 и 488 м в скв. Ножовская-2) отмечены во внешних зонах палеосводов, где они представлены обломочными карбонатами, постепенно уменьшаются по направлению к центральным частям палеосвода и сокращаются до 100 м (скв. Кирилловская-209) в осевой зоне палеопрогиба. Переход от внешней зоны склона к внутренним зонам палеопрогиба выражен в палеорельефе уступом. Максимальные мощности черепетского горизонта турнейского яруса (до 300 м) типичны для внутренних прибортовых зон (скв. Туркин-ская-111, см рис. 2), где развиты массивно- и лин-зовидно-слоистые тела обломочных карбонатов. По направлениям к центральным частям палеосводов их мощность сокращается до 20 м и они замещаются слоистыми шламово-детритовыми доломитовыми известняками, доломитами, обломочными кар- бонатами. По направлению к осевой зоне прогиба мощность отложений сокращается до 60 м (скв. Ки-рилловская-101). Обломочные карбонаты замещаются аргиллитами с тонкими пластами шламовых известняков. Отложения кизеловского горизонта турнейского яруса имеют карбонатный состав только во внутренней прибортовой зоне палеопрогиба, где их мощность в районе скважин Андреевские-52, 55 и Маркетовская-1 (см. рис. 2) достигает 150 м. По направлению к склонам палеосводов они выклиниваются вследствие предвизейского размыва отложений. Косьвинский горизонт турнейского яруса развит только в осевой и внутренней прибортовой зонах, где он представлен аргиллитами мощностью до 30 м.

Ширина седиментационных зон Шалымско-го палеопрогиба составляет 12 км (осевая зона), от 13 до 32 км (прибортовые зоны), от 15 до 24 км (внешние зоны палеосводов) при протяженности до 75 км.

На всей территории нижняя часть комплекса, включающая отложения доманикового, речицко-го, воронежского и нерасчлененных евлановского и ливенского горизонтов, представлена углеродистыми карбонатно-кремнистыми породами дома-никового типа и только во внутренних зонах палеопрогиба депрессионные углеродистые отложения слагают весь среднефранско-фаменский интервал.

Основу отложений доманикового типа составляют высокоуглеродистые породы сланцеватой текстуры, вещественный состав которых представлен в основном следующими компонентами: ОВ, карбонатом (кальцитом, в меньшей степени доломитом), кремнеземом и незначительным количеством глинистого материала.

Высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые породы характеризуются различной степенью неоднородности и ОВ (ТОС, рис. 3). Породы, включающие небольшое число прослоев и линз радиоля-риевого материала, характеризуются значениями ТОС 15–20 %. Породы с неоднородным строением содержат прослои (до 5–10 мм) и линзы известняков и радиоляритов, составляющие до 60 % (при мощности пласта 2–3 м). Для этих пород типичны значения ТОС 5–15 %.

Породы с содержанием ТОС < 5 % представлены известняками тентакулитовыми и обломочными, радиоляритами, реже доломитами, слагающими тонкие пласты среди углеродистых пород мощностью до 2–3 м.

Для воронежского горизонта характерно присутствие в разрезе карбонатных брекчий с углеродистым кремнисто-карбонатным заполнителем, слагающих пласты до 5 м. Комплекс проведенных лабораторных петрофизических исследований керна показал крайне низкие фильтрационно-емкостные свойства пород и неоднородность строения отложений доманикового типа. Значения пористости в образцах изменяются от 0,44 до 12,26 %

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 3. Геолого-геохимический разрез средне-верхнефранских отложений опорной скважины юго-западного склона Башкирского палеосвода, охарактеризованной данными расширенного комплекса ГИС (Фортунатова Н.К., Бушуева М.А., Канев А.С. 2023)

Fig. 3. Composite (geological and geochemical) log of the Middle-Upper Frasnian deposits in the key well drilled on the south-western slope of the Bashkirsky paleoarch and containing the advanced well log suite data (Fortunatova N.K., Bushueva M.A., Kanev A.S., 2023)

Скв. Югомашевская-100

Литологические типы пород ( 1 – 6 ): 1 — высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые со сланцеватой текстурой (ТОС 5-25 %), 2 — углеродистые кремнисто-карбонатные со сланцеватой текстурой (ТОС 0,5-5 %), 3 — карбонатные брекчии с углеродистым заполнителем (ТОС 2-4 %), 4 — неуглеродистые карбонатные (известняки, доломиты), 5 — известняки глинистые, 6 — глины

Lithological types of rocks (1–6): 1 — high-carbonaceous carbonate-siliceous rock having clear foliaceous structure (TOC 5-25 %), 2 — carbonaceous carbonate-siliceous rock having clear foliaceous structure (TOC 0.5-5 %), 3 — carbonaceous breccia with carbonaceous joining material (TOC 2-4 %), 4 — non-carbonaceous carbonate (limestone, dolomite), 5 — argillaceous limestone, 6 — clay при средневзвешенном значении 4,2 % (см. рис. 3). Основной объем пустотного пространства связан с пустотами, образованными в результате действия вторичных процессов. Кроме того, характерно наличие органопористости, к которой относятся поры размером 1–2 мкм. Значения проницаемости составляют от 0,01 × 10-3 до 1 × 10-3 мкм2, в среднем 0,1 × × 10-3 мкм2. Катагенетическая зрелость ОВ изменяется от МК1 до МК2, что соответствует главной зоне нефтеобразования. В скв. Югомашевская-100 получен промышленный приток нефти из верхнефран-ских отложений доманикового типа.

Основными типами пород, слагающих клиноформные тела подводных конусов выноса обломочного карбонатного материала на внешних склонах палеосводов и в прибортовых зонах Шалымского палеопрогиба, являются разнообразные карбонатные брекчии, известняковые гравелиты, обломочные грубо-, средне- и мелкозернистые известняки, шламово-детритовые известняки и доломиты, нередко обогащенные ОВ и битумами.

Фаменские клиноформные тела в пределах внешних склонов палеосводов представлены крупными линзами массивных брекчий, разделенных по вертикали плотными шламово-сгустковыми известняками и доломитами. Известняковые брекчии сложены обломками плотных микрозернистых и детритовых, реже водорослево-фораминиферовых известняков. Заполнитель представлен мелкокомковатым известняком с мелкими органогенными обломками. В доломитово-известняковых брекчиях преобладают обломки комковатово-обломочного известняка. Заполнитель обломочный доломит. Тип коллектора порово-каверновый, значения пористости изменяются от 3 до 9 %.

Турнейские клиноформы развиты в прибор-товых зонах палеопрогиба. Они сложены разноразмерными обломками органогенно-обломочных известняков. Заполнитель пористый мелкообломочный известняк и кристаллический кальций. Часто наблюдается нефтенасыщение. Коллектор порового типа. Пористость изменяется от 9 до 13 %.

В фаменских отложениях внешнего склона Башкирского палеосвода открыты Югомашевское, Воядинское и Аптугайское месторождения. Во внешней зоне склона Камского палеосвода выявлено 11 месторождений, в том числе Ножовское, Па-дунское и Березовское.

Построение сейсмоакустической (упругой) модели на региональном этапе исследований

Для полноволнового компьютерного моделирования необходима подготовка сейсмоакустиче-ской модели среды (в общем случае неоднородной), представленной набором характеристик: геометрических — в виде последовательности границ раздела слоев, физических свойств слоев — плотностей, скоростей распространения продольных и поперечных волн и соответствующих им значений импеданса. Специфика построения такой модели на региональном этапе исследований обусловлена отмеченной выше ограниченностью скважинных исследований (методов ГИС и результатов исследования керна) и, как следствие, необходимостью прогноза значений указанных характеристик. Для сейсмоакустической модели выбрано сечение по линии профиля, включающего большее число скважин в ограниченной по ширине полосе + 5 км (см. рис. 1). Данные ГИС в этих скважинах, как отмечалось, представлены преимущественно методами РК (ГК, НГК), ПС и градиент-зондом, в отдельных скважинах — АК и БК. Лишь в одной скв. Югома-шевская-100 комплекс методов более полный: дополнительно проведены АКШ, ГГКп и спектрометрия. В связи с этим скважина выбрана в качестве основы для решения задач прогноза значений упругих характеристик наиболее распространенных типов пород. Общая схема прогноза включала литологическое расчленение разреза, определение параметра водородосодержания по данным РК и собственно прогноз упругих характеристик.

Литологическое расчленение разреза по данным скв. Югомашевская-100 выполнено с использованием палетки WOD-ГГК-П и инструментов классификации программы КОБО, при этом для отложений доманикового типа учитывались результаты аналитических исследований керна. Оценка содержания ОВ проводилась по измерениям естественной спектральной радиоактивности и сопоставлению ТОСкерн с Uкерн и дальнейшей настройке данных ГИС (U-составляющая по ГК-С). Оценка раздельного влияния ОВ и глин определялась с использованием метода ГК-С по доли урановой, калиевой и ториевой составляющих естественного радиоактивного поля (см. рис. 3). Разнообразие выделенных литотипов иллюстрируется сопоставлением значений плотности (ГГКп) и водородосодержания (WOD) (рис. 4 А), среди которых наиболее представительны известняки, разновидности доломитов и доманикоиды. Из указанных разновидностей для известняков и доманикоидов установлены линейные связи интервального времени продольной волны (DТр) с параметром WOD (см. рис. 4 B), используемых для прогноза DТр в скважинах без исследований АК. Прогноз DTр для остальных литотипов пород основан на данных БК с применением уравнения Фауста с настройкой коэффициентов по данным водородосодержания. Прогноз значений плотности в рассматриваемых условиях выполнен опосредованно на основе DTр для групп литотипов известняки + доманикоиды и для всех остальных (см. рис. 4 С). В частности, для прогноза значений плотности глинистых пород (> 4 мкР/ч) девона во внутренней части палеопрогиба по результатам классификации принята обобщенная линейная связь

GGKP (DTp) = 3,504 – 0,0046 × DTp, а оценка плотности размытых аргиллитов карбона — по уравнению Гарднера-Кастаньи

GGKP (Vp) = -0,0261 × Vp² + 0,373 × Vp + 1,458 .

Анализ распределений упругих характеристик для отложений, включающих традиционные и нетрадиционные коллекторы, показывает, что диапазон значений DTp и плотности находится в пределах для первых — от 160 до 210 мкс/м и от 2,4 до 2,65 г/см3, для вторых — от 220 до 280 мкс/м и от 2,2 до 2,5 г/см3 при общем диапазоне изменения значений этих характеристик для всех пород от 140 до 300 мкс/м и от 2,1 до 2,9 г/см3.

Прогноз интервальных времен поперечных и продольных волн в целом соответствует общим представлениям (см. рис. 4 D): линейная зависимость для доломитизированных и кавернозных пород с коэффициентом корреляции 0,87 и параболическая — для известняков и доманикоидов.

Качество прогноза определяется сопоставлением прогнозных значений интервального времени с наблюденными в отдельных скважинах (см. рис. 5): значения коэффициентов регрессии близки к 1 при коэффициентах корреляции > 0,85. Таким образом, прогноз упругих характеристик пород состоятелен и может быть использован для дополнительной характеристики особенностей строения изучаемой области Камско-Кинельской системы прогибов и для решения задач полноволнового компьютерного моделирования.

Анализ значений упругих характеристик

Для обоснования структурной основы сейсмо-акустической модели, ее укрупненных элементов и тонкослоистых включений выполняется анализ статистик полученных упругих характеристик отложений. Значения статистических показателей (средних, коэффициентов вариации и параметров анизотропии Томсена) определены в скользящих по глубине окнах различной ширины. По максимумам коэффициентов вариации и анизотропии выбираются параметры окна, а объединение окон по глубине осуществляется по их минимальным значениям. С опорой на первые критерии в разрезе скважин

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 4. Скв. Югомашевская-100

Fig. 4. Yugomashevskaya-100 well

A — литотипы пород по распределению значений ГГК–П WOD, B — зависимости интервального времени (DTр) от WOD, C — от объемной плотности, D — сопоставление скоростей продольной ( V _p) и поперечной ( V _s) волн.

Литотипы ( 1 – 4 ): 1 — преимущественно известняк (> -70 %), 2 — известняк + доломит (60 % + 40 % соответственно), 3 — преимущественно доломит (> –70 %) и кавернозные породы (> -70 %), 4 — доманикоиды; 5 — линии аппроксимации и доверительный интервал

A — rock lithotypes in accordance with distribution of Density Log values WOD, B — interval time (DTр) as a function of WOD, C — as a function of volume density, D — V _p and V _s crossplot.

Lithotypes (1–4): 1 — mainly limestone (> -70 %), 2 — limestone + dolomite (60 % + 40 % respectively), 3 — mainly dolomite (> -70 %), 4 — Domanik-type rocks; 5 — fitting lines and confidence interval локализуются интервалы тонкослоистой структуры, включающие в большинстве своем прослои традиционных и нетрадиционных коллекторов, по вторым — выделяются относительно однородные интервалы разреза. Распределения статистических характеристик представлены на рис. 6 (в композиции с принятой эффективной сейсмоакустической моделью сечения Шалымского прогиба см. ниже). Из их рассмотрения в свете представленной выше седиментационной модели среднефранско-тур-нейских отложений, не вдаваясь в детали, отметим следующее.

Для тектонических элементов характерно:

– в пределах Башкирского и Камского сводов — относительно постоянные значения импеданса, по крайней мере для фаменских отложений (D3fm) соответственно ~17500 и ~16000, прерываемые отдельными непротяженными интервалами относительно небольшого повышения коэффициента вариации; исключение составляют окрестности границы соответствующей поверхности тиманско-го горизонта, в пределах которой наблюдаются его повышенные значения;

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 5. Результаты сопоставления измеренного интервального времени (DTр) с прогнозным с учетом данных БК

Fig. 5. Crossplot of measured and predicted interval time (DTр) taking into account LL data

A — по девонским отложениям скважин Кириловская-84 и Кустовская-213, B — по отложениям в девоне и карбоне для чистых карбонатов скважин Югомашевская-100 и Кустовская-213

1 — 84_K; 2 — 213_K; 3 — 100_Ю

A — for Devonian deposits from Kirilovskaya-84 and Kustovskaya-213 wells, B — for pure Devonian and Carboniferous carbonates from Yugomashevskaya-100 and Kustovskaya-213 wells

1 — 84_K; 2 — 213_K; 3 — 100_Ю

– в пределах прогиба как в интервалах отложений девона, так и карбона локальные по глубине вариации повышены, достигая значений 0,4, значения импеданса изменчивы, причем они ниже в отложениях карбона, а в верхах девона наблюдается относительное повышение значения импеданса, преимущественно в южной части прогиба.

Для структурно-фациальных зон и в выбранном сечении палеопрогиба, в пределах его прибор-товых зон, особенно в южной части, наблюдаются:

– увеличение числа интервалов с повышенными значениями коэффициента вариации и соответственно сокращение протяженности относительно однородных по величинам импеданса интервалов и постепенное понижение значений импеданса в направлении осевой зоны прогиба.

Построение сейсмоакустической (упругой) модели и расчет полноволновых сейсмограмм

Комбинированная сейсмоакустическая модель конструируется с учетом границ комплексов отложений на основе представленного обобщения акустических характеристик (скоростей продольных и поперечных волн, плотности).

Структура каркаса моделей представлена относительно однородными (пониженные величины дисперсий) слоями с толщинами 50–400 м, описанными эффективными значениями их акустических характеристик (скоростями распространения волн и плотности). Общее число границ в каркасе — 8. Они приурочены к горизонтам C1tl, C1bb, C1ks C1cr D3fm3, D3fm2 D3fm1, D3tm.

В качестве горизонтальной поверхности наблюдения принята верхняя граница моделей – кровля С2vr, а в качестве технологической — граница в основании модели приблизительно на 200 м ниже подошвы D3tm. Обратим внимание, что углы наклона границ в модели (в том числе в клиноформных зонах) не превышают 5°.

Тонкослоистые включения в модели отображают литологические типы пород: преимущественно пористые органогенно-обломочные известняки и доманиковые углеродистые карбонатно-кремнистые породы с учетом их фациальных обстановок в сечении прогиба. Включения отличаются как горизонтальными, так и вертикальными размерами, а точки выклинивания согласованы с условиями седиментации. Интервалы включений относительно пониженных значений импеданса в виде тонких и непротяженных прослоев приурочены к областям увеличенных значений вариации. С такими областями связаны также окрестности прослеживаемых ОГ, в частности C1ks, C1cr, D3tm. В целом сейсмоакусти-ческая модель в значениях импеданса продольных волн представлена в композиции с опорными горизонтами (C1tl, C1bb, D3fm, D3tm), графиками рассмотренных выше статистик, а также с распределением тектонических и фациальных зон (рис. 6 А). Модель импедансов в поперечных волнах подобна рассмотренной, но с меньшими их величинами и отдельными локальными отличиями (см. рис. 6 B).

Расчет полноволновых сейсмограмм выполнялся для центрально-симметричной расстановки с удалениями от пункта взрыва до ± 2 км, с шагом пунктов приема 5 м и взрывов 100 м, при длитель-

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 6. Композиция акустических характеристик по эффективной модели с нанесенным графиками распределений импеданса продольных волн и соответствующих коэффициентов вариации Fig. 6. Cross-section integrating acoustic features according to an effective model with distributions of compressional wave impedance and respective variation coefficients

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 7. Композиция временного (A) и глубинного (B) разрезов

Fig. 7. Time (A) and depth (B) sections

Усл. обозначения см. на рис. 6

For Legend see Fig. 6

ности записи 1 с, с шагом дискретизации 1 мс. В качестве исходного сигнала принят импульс Рикера с несущей частотой 100 Гц. Расчеты проводились с помощью программы. DiamondSeism (DT/geo4) [13]. Общее число рассчитанных сейсмограмм составило 1100. В процессе обработки сейсмограмм с учетом сферического расхождения, ввода кинематических поправок, деконволюции, мьютинга и миграции до суммирования получены разрезы: временной и глубинный, их сопоставление приведено на рис. 7. Обратим внимание на то, что на временных (см. рис. 7 А) и глубинных (см. рис. 7 В) разрезах геометрия ОГ D3fm, D3tm и промежуточных в пределах палеосводов и бортовых зон прогиба заметно разнится, что обусловлено локальными изменениями скоростных характеристик. Из этого следует, что для анализа сейсмических образов фациальной обстановки необходимо использование глубинных разрезов, корректно отображающих их геометрические, а в общем случае и динамические характеристики.

Сейсмические образы литофациальных объектов

На представленных сейсмических разрезах и атрибутах мгновенных частот и амплитуд (рис. 8, см. рис. 7) устойчиво прослеживаются динамически выраженные опорные ОГ в окрестностях тульского (C1tl), бобриковского (C1bb) и тиманского (D3tm) горизонтов. С меньшей регулярностью по амплитудам выделяется отражение (D3fm), связанное с кровлей отложений девона. Однако на разрезе мгновенных частот ее прослеживание достаточно надежно. В совокупности морфология этих горизонтов в полной мере характеризуют тектонические элементы I порядка.

В интервале разреза D3tm–D3fm по профилю прослеживается ряд отражений разной протяженности и амплитудной выразительности, связанных с фрагментами отражений от промежуточных границ сейсмоакустической модели, а с учетом стратиграфической принадлежности ОГ — с тонкослоистыми включениями, соответствующими

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 8. Композиция глубинных разрезов мгновенных частот (A) и амплитуд (B) Fig. 8. Instantaneous frequency (A) and amplitude (B) sections in depth domain

ТЕКУ. Э-ТЫ 1 ПОР. СФЗ	Башкирский палеосвод	Шалымский палеопрогиб	Камский палеосвод
	Внутр, склон | Внеш, склон	Борт, зона |        Центральная зона        |      Бортовая зона	Склон

Усл. обозначения см. на рис. 6

For Legend see Fig. 6

карбонатно-кремнистым отложениям д о маник о -вого типа верхнего девона, а в пределах палеосводов Башкирского и Камского — прослоям пористых органогенно-обломочных средне- и верхнефамен-ских известняков. Обращает на себя внимание, что морфология осей синфазности этих отражений в целом наследует геометрию ограничивающих их опорных ОГ.

В интервале разреза между подошвой бобри-ковского горизонта и кровлей фаменского яруса промежуточные отражения, относительно короткие по прослеживанию, наблюдаются в приборто-вых зонах прогиба, причем большей протяженностью и пологостью отличается зона, граничащая со склоном Камского палеосвода. Карбонатная природа отложений, которым соответствуют эти отражения, характеризуется повышенными значениями интервальных скоростей и величин импеданса (при использовании процедур инверсии). Зона прогиба характеризуется низким уровнем амплитуд сейсмической записи и пониженными значениями интервальных скоростей. Более детально строение рассматриваемого интервала отображается на раз- резе мгновенных частот (см. рис. 8 А). Таким образом, особенности распределения геометрических и динамических характеристик и их ассоциаций на сейсмических разрезах характеризуют зональность строения отложений в пределах Шалымского прогиба.

Заключение

В статье представлена методика формирования сейсмических образов разнофациальных объектов на основе применения трехмерного полноволнового компьютерного моделирования распространения сейсмических сигналов применительно к региональному этапу исследований в условиях ограниченных скважинных данных как по количеству, так и по данным методов ГИС.

Оригинальными элементами методики являются:

– построение типовых моделей седиментации;

– обоснование прогноза скоростей продольных и поперечных волн, плотности по доступному комплексу методов ГИС и его реализация;

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

– статистическое обобщение получаемых результатов, адаптированное к особенностям геологического разреза;

– построение объемных (3D) цифровых сей-смоакустических моделей различного уровня детальности по совокупности скважин;

– расчет трехкомпонентных сейсмограмм для заданной системы наблюдений, их обработка, ориентированная на восстановление геометрии ОГ (опорных и промежуточных), а также волновых картин для изучаемых литофациальных объектов.

Применительно к условиям Камско-Кинельской системы прогибов в целом и Шалымского прогиба в частности показано, что геометрия опорных ОГ и их динамические характеристики на глубин- ных разрезах контролируют пространственные особенности тектонических элементов, а промежуточные, относительно непротяженные отражения — черты отдельных фациальных объектов.

Полученные результаты применения методики создают предпосылки для создания библиотеки сейсмических образов для различных типовых условий седиментации, составляющих основу геологической интерпретации реальных сейсмических данных, включая элементы искусственного интеллекта, а также для подготовки рекомендаций по системам наблюдений и построению графов обработки сейсмограмм, обеспечивающих повышение геологической информативности сейсморазведки МОВ-ОСТ на региональном этапе исследований.