Сейсмогеологическое прогнозирование залежей углеводородов в нижнепермских отложениях платформенного башкортостана

Публикации

Структура и объёмы работы

Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю кандидату геолого-минералогических наук, с.н.с. Р.Х. Масагутову за постоянную поддержку и внимание к работе. Искренняя благодарность докторам геолого-минералогических наук Е.В. Лозину, К.С. Баймухаметову, доктору технических наук Р.А. Валиуллину, кандидатам технических наук Я.Р. Адиеву, В.И. Булаеву за ценные советы и практические замечания. Автор признателен главному геологу ОАО «Башнефтегеофизика» Г.З. Валееву, главному геофизику Р.Х. Еникееву, сотрудникам ЦОИ В.Ф. Пахомову, В.И. Разуваеву, Т.С. Разуваевой, А.В. Сухачёву, С.В. Айрапетяну за практическую помощь и поддержку при подготовке работы.

Промышленная нефтеносность нижнепермского комплекса пород в Предуральском прогибе всегда стимулировала интерес к сбору геологоразведочных данных и поиску продуктивности в платформенной части Башкортостана. Изучение нефтеносности нижнепермского разреза проводилось попутно в процессе бурения структурных и глубоких поисково-разведочных скважин, что, естественно, смещало акценты при оценке общих перспектив нефтеносности. Тем не менее, постепенно накапливалось большое количество фактического материала, свидетельствующего о наличии промышленной нефтеносности в нижнепермском карбонатном комплексе. Многолетние исследования вопроса получили обстоятельные обобщения и систематизацию в работах учёных, и к середине 90-х годов минувшего столетия нефтяники Республики имели достаточно чёткое региональное представление о границах земель, перспективных на нижнюю пермь, а также об их ресурсном потенциале.

В разные годы изучением и анализом нижнепермского комплекса пород занимались: В.С.Афанасьев, А.А. Богданов, Н.П.Егорова, В.А. Клубов, Ю.И. Кузнецов, М.М.Кузьмин, Е.В.Лозин, С.П. Максимов, Р.Х. Масагутов, В.Н. Минкаев, А.Д. Надёжкин, Г.П. Ованесов, Л.Н. Розанов, Н.М. Страхов, А.А. Трофимук, В.К. Утопленников, Ф.И. Хатьянов, Д.Ф. Шамов, К.С. Яруллин и другие.

Сейсмические методы (наземные – МОВ, КМПВ, МРНП и скважинные – сейсмокаротаж (ВСП) и скважинная сейсморазведка) в арсенале геофизических поисковых средств появились в 50-60 гг. XX века. Однако и они, подчиняясь общей поисково-разведочной стратегии того времени, были нацелены преимущественно на изучение глубоких палеозойских горизонтов.

Детальных системных исследований внутреннего строения, состава и физических характеристик нижнепермского комплекса, как правило, не проводилось. Как исключение можно отметить ограниченное (пространственно и по задачам) применение в 60-х годах сейсмических методов (КМПВ, МРНП) с целью поисков и изучения внутреннего строения нижнепермских рифовых массивов в Предуральском прогибе. Полученные при этом результаты в виде глубинных сейсмических разрезов давали достаточно полное представление о контрастности, геометрии и внутренней архитектуре картируемых объектов. Следует особо отметить первый опыт применения скважинной сейсморазведки для изучения по проходящим волнам нижнепермских рифовых массивов Башкирского Предуралья. По технологии и результатам эти наблюдения можно рассматривать как удачный прообраз современного непродольного вертикального сейсмического профилирования, прочно утвердившего в последние годы свою высокую геологическую эффективность.

На материалах МОГТ платформенных площадей запись нижнепермского интервала на малых временах занимает верхнюю часть разреза. Параметры наблюдений при этом выбирались для большой глубины и большого временного уровня исследований и поэтому неизбежно ограничивали канальность записи. Как следствие низкой кратности, на временах артинско-сакмарских отражений отмечалось низкое соотношение сигнал/помеха и плохая прослеживаемость верхних отражающих горизонтов до полной маскировки шумом. Но также известны примеры достижения прослеживаемости неглубокозалегающих нижнепермских отражений по материалам стандартных наблюдений МОГТ (Кызыл-Кюч, Макласинская площадь). Это позволяет видеть в предшествовавших работах МОГТ резерв информации к рассматриваемой задаче, тем более учитывая рост возможностей современных средств обработки. Единичные эпизоды целенаправленной постановки сейсморазведочных работ на изучение нижнепермских отложений свидетельствуют о наличии высоких не задействованных исследовательских инструментов в арсенале нефтяников Башкортостана. Примером тому могут служить результаты опытно-производственных сейсморазведочных работ методом ОГТ 2Д и 3Д на Арсланово-Карлинском участке (Стерлитамакский, Ишимбайский и Мелеузовский районы Башкортостана), выполненных в ОАО «Башнефтегеофизика» в 1997–2000 гг.

В основу расчленения рассматриваемых отложений принята унифицированная стратиграфическая схема девона, карбона и перми Русской платформы (1989), а также обобщенная схема расчленения геологического разреза Башкортостана (1998). Описание нижнепермской части разреза приводится по опубликованным и фондовым работам Д.М. Раузер-Черноусовой, А.Я. Виссарионовой (1955, 1969), Д.Ф. Шамова (1952, 1969) и других исследователей. Характеристика отложений верхней перми заимствована из многочисленных отчетов по площадям структурного бурения и описания геологического строения Башкортостана, иллюстрируется сводными разрезами для платформенной части и Предуральского прогиба.

Несмотря на относительно небольшие глубины залегания нижнепермских объектов, в методическом и техническом отношении изучение их в целом является задачей повышенной сложности по ряду причин. Во-первых, - они имеют небольшие линейные размеры и амплитуды. Во-вторых, - особенностью нижнепермских залежей является их доминирующая приуроченность к порово-трещинным (повсеместно) и к порово-кавернозным (на рифах) коллекторам, развитие и локализация которых не обязательно обусловлена гипсометрическим положением, а в большей степени условиями преобразования карбонатного осадка в процессе литификации и диагенеза и, возможно, близостью к тектонически ослабленным зонам древнего заложения (глубинным разломам, грабенообразным прогибам). В-третьих, - проявление вышеуказанных глубинных контролирующих зон по отложениям нижней перми отличается низкой контрастностью, как правило, в виде непротяженных узких и малоамплитудных депрессионных зон. Выявление их только с помощью структурного бурения представляется (вследствие обычного несогласования дискретных точек изучения разреза бурением с требуемой информацией о поисково-значимых деталях строения целевых горизонтов) весьма проблематичным. Привлечение сейсморазведки МОГТ связано с условием достижения необходимых параметров наблюдений по плотности приема и кратности ОГТ из-за отмеченного выше эффекта скоростного контраста на подошве верхней части разреза (ВЧР) при малом запаздывании целевых артинско-сакмарских отражений.

В результате анализа большого количества сейсмокаротажных материалов получена достаточно полная информация о скоростной характеристике нижнепермских отложений, а также надкунгурской толщи. В обобщенном виде она может быть сведена к следующим выводам:

1. Во всех тектонических регионах платформенной части Башкортостана отмечается, как правило, выраженная скоростная градиентность осадочного чехла от дневной поверхности до подошвы ассельского яруса при весьма широких диапазонах изменения средней скорости в формирующих его толщах.

2. Средние значения скоростей упругих колебаний изменяются в следующих пределах:

– в надкунгурской толще 800-2500м/с;

– в кунгурских отложениях 2300-5000м/с;

– в артинских отложениях 2800-5300м/с;

– в сакмарских отложениях 3300-5500м/с;

– в ассельских отложениях 3500-6600м/с;

– в целом в нижнепермской толще 4000-5700м/с.

Причины изменения средних скоростей распространения упругих волн в локальном и региональном планах были изучены на основе выборки данных 64 скважин по 16 разведочным площадям.

Анализ динамики скоростей в пределах платформенной части Башкортостана показал, что средняя скорость в нижнепермском комплексе не зависит ни от глубины его залегания (R = 0,00), ни от его суммарной толщины (R = 0,004). По глобальным примерам отсутствие связи скорости продольных и поперечных волн в карбонатах с глубиной, по-видимому, является характерным для этих отложений. Отсюда следует, что величина скорости и ее изменения обусловлены только акустическими и петрофизическими свойствами нижнепермских карбонатов (упругими параметрами и плотностью или пористостью, трещиноватостью, флюидонасыщением). Таким образом, следует очень важный вывод о том, что в рассматриваемом случае скорость может стать, по-существу, прямым поисковым параметром, позволяющим выявлять и оценивать по перспективности участки с повышенной пористостью.

В исследованной выборке скважин нарушения градиентности скоростного разреза носят эпизодический характер, однако скважины с аномальными скоростными характеристиками расположены чаще всего в пределах (или вблизи) залежей нефти (газа) или контрастных структур, таких как Ишимбайская – скв. 300, Тейрукская – скв. 2, Таймасовская – скв. 79, Салмышская – скв. 204 и др. Выраженное уменьшение скорости в отдельных интервалах нижнепермской толщи подтверждает зональное разуплотнение карбонатных пород, связанное с увеличением пористости и трещиноватости .

По инициативе диссертанта, при поддержке ОАО АНК «Башнефть» и МПР Республики Башкортостан, комплексные исследования нижнепермских отложений в Башкортостане были выполнены в 2002–2004гг. на Икской площади. Был реализован проект бурения 59 скважин со вскрытием ассельских отложений при сопровождении скважинными исследованиями методом ВСП.

По данным параметрического бурения и ГИС построены структурные карты кунгурского, сакмарского и ассельского ярусов, а также гамма-репера сакмарского яруса (Rγsm). Кроме того, в основании кунгурского яруса имеется граница, контрастно выделяющаяся на исходных полях падающих волн ВСП и вертикальных годографах. Для этой границы, названной условно «кунгурским сейсмическим репером» – (Rskg), также построена структурная карта. Анализ карт обнаруживает в них общие черты (простирание изолиний, соотношение между приподнятыми и опущенными элементами строения), вместе с тем наблюдается определённая структурная эволюция в виде логичной трансформации нижнепермских границ (от ассельской до кунгурской поверхности). Наибольшее сходство структурных планов отмечается между поверхностями ассельского, сакмарского ярусов и гамма-репера.

Результаты анализа количественных соотношений приведены в виде таблиц и графиков. Выявленные линейные зависимости между абсолютными отметками поверхностей ассельского, сакмарского ярусов и гамма-репера сакмара позволяют при необходимости взаимно компенсировать недостатки (или отсутствие) прослеживаемости той или иной поверхности.

Выполненный в диссертационной работе анализ материалов ВСП, сейсмокаротажа и временных разрезов МОГТ свидетельствует о высокой динамической дифференцированности волнового пакета в нижнепермском интервале разреза практически на всей исследованной части Икской площади. Карты прогноза прослеживаемости, составленные на основе соотношений скоростей в покрывающей и подстилающей толщах (V₂/V₁) нижнепермских границ, свидетельствуют о благоприятных, в целом, сейсмогеологических условиях для их изучения. В то же время успешность работ может быть повышена комплексированием МОГТ, параметрического бурения и ВСП, при использовании достоинств каждого метода и при максимальном ослаблении его недостатков.

Основной проблемой является возможность адекватного решения задачи с помощью МОГТ в условиях чрезвычайной изменчивости основных параметров, влияющих на качество прослеживания нижнепермских карбонатов – толщины и средней скорости в верхней части разреза (ВЧР). Это препятствие достаточно корректно может быть преодолено с помощью структурных скважин, в которых выполнены сейсмокаротаж и вертикальное сейсмическое профилирование, позволяющие дать детальную скоростную характеристику среды.

За последние годы сейсморазведка на отражённых волнах претерпела качественный скачок в методике и технике работ. По мере развития и совершенствования методов обработки сейсмических данных становилось всё более очевидным, что кроме традиционной информации о структуре геологических толщ сейсмические разрезы несут сведения о вещественном составе пород и условиях осадконакопления.

По Е.В. Лозину современный структурный план нижнепермских отложений унаследовал многие черты тектонической и палеогеографической обстановки предыдущих тектонических этапов. На значительной территории часто отражаются не только структуры первого и второго порядка, но и «сквозные» локальные поднятия, иногда с некоторым смещением сводов и характерным снижением амплитуды снизу вверх по разрезу.

На протяжении нескольких десятков лет эти закономерности составляли экспериментальную и теоретическую базу самостоятельного вида геолого-поисковых работ – структурного бурения, которые обеспечивали подготовку объектов под глубокое бурение по маркирующим горизонтам нижней перми.

Сопоставление имеющихся структурных карт по ОГ «У» и «Д₁» (МОГТ) со структурной картой по ассельской поверхности (структурное бурение) выявило сходство между ними и на полигонном Икском участке.

Построенная автором сейсмостратиграфическая модель нижнепермских отложений базируется на типовом распределении карбонатной седиментации. В пределах типового пояса, выделяемого по сейсмическим признакам, анализируется представление о размещении, контурах и фациальном составе коллекторских тел.

По глобальным циклам изменения уровня моря нижнепермские карбонаты накапливались в завершающей фазе (высокого стояния уровня моря и перехода к понижению) цикла, начавшегося в среднекаменноугольное время. В этой фазе седиментация проходит с проградационным (распространяющимся в сторону моря) отложением осадков. Им предшествовали верхнекаменноугольные отложения ретроградационного (распространяющегося в сторону суши) накопления в фазе цикла, характеризующейся быстрым подъемом уровня моря и трансгрессивным затоплением суши. С подобной сменой режимов седиментации, возможно, было связано изменение активности диагенетического преобразования карбонатного материала, которое привело к контрасту в литификации осадков и, соответственно, к скачку импеданса, образовавшему отражение от кровли верхнего карбона.

По концепции типовых поясов Уилсона в интервале между отражениями от кунгурского яруса и кровли верхнего карбона следует ожидать отображения следующих обстановок седиментации: пояс литоральной (приливно-отливной) зоны с ограниченным водообменном; пояс сублиторальной (ниже уровня приливов-отливов) зоны с ограниченным водообменном; пояс сублиторальной зоны, открытой в сторону моря; пояс сублиторальной зоны с высокой энергией воздействия водной толщи.

Перечисленные пояса определяют условия седиментации на внутреннем, среднем и внешнем шельфе при фотической (освещаемой) глубине моря и поверхности ложа осадконакопления. Типовые пояса склона и подножия попадают в область Предуральского прогиба. В соответствии с направлением исследований диссертационной работы дальнейшее описание касается шельфовой обстановки седиментации.

Рассмотренные шельфовые типовые пояса определяют седиментацию в условиях:

– прибрежья с замкнутыми водоемами, где при жарком сухом климате происходит осаждение растворенных минералов;

– лагуны с ограниченной циркуляцией вод;

– лагуны, открытой к морю;

– барьерного края шельфа.

Распределение фаций типовых поясов в направлении на открытое море представляется в виде последовательной смены:

– береговой водорослевой слойчатости;

– переслаивания сульфатов (ангидрита, гипса) и солей с карбонатами (доломитами и доломитизированными известняками) иловой зернистости;

– пластов скелетных микрозернистых известняков;

– мелкозернистых оолитово-пеллетовых карбонатных песков.

Рассмотрена седиментация в условиях отдельного типового пояса и последовательная смена фаций в направлении на открытое море.

Исходя из возможных структурных форм, возможны лишь мелкие объекты по амплитуде и площади.

Изменчивость фациального состава, разнообразие диагенетических процессов литификации осадков, возникновение вторичной пористости – определяют возможность распространения мелких литологических ловушек, представляющих поисковый интерес.

Сейсмостратиграфическая модель нижнепермского карбонатного комплекса достаточно наглядно отображается на субширотных региональных профилях. В качестве примера приведён разрез по сейсмическому региональному профилю №2. Модель позволяет обосновать следующие интерпретационно-поисковые решения.

1. При планировании изучения нижнепермских отложений ориентировать направление первоочередных работ на приоритетные западные и восточные области ареала распространения платформенных осадков. Районы сосредоточения поисковых исследований можно уточнить по карте изопахит нижнепермских отложений, размещая их в контурах внутренней и внешней части карбонатной платформы.

2. По рисунку отражения С₃ от подошвы карбонатов можно прийти к выводам об обстановке седиментации в зависимости от рельефа ложа морского бассейна и последствиях в формировании верхнего артинско-кунгурского этажа карбонатов. На повышенных участках дна, в местах наиболее активной колонизации организмов фотической зоны бассейна, усиленное поступление карбонатных остатков будет разубоживать карбонатный материал в фазе диагенеза и ослаблять литификацию осадка и, соответственно, контраст импеданса. Граница Сз будет характеризоваться относительно малой и изменчивой амплитудой волновых пакетов. Такие участки границы могут указывать на места, благоприятствовавшие заселению каркасообразующей биотой и, соответственно, формированию биостромных или биогермных образований. По принятой гипотезе в осадочных формах последующего этажа карбонатов можно различить аккумулятивные тела переноса осадков или тела облекания корневых карбонатных построек.

3. По площадным контурам, простиранию и объемному облику выделяемых карбонатных тел в согласии с типовыми осадочными образованиями установленного карбонатного пояса допустимо прогнозирование литофациальных форм, благоприятных для ловушек углеводородов: прибрежных и барьерных баров, отмелей, потоковых отложений. Для первых – вероятно ожидать субмеридионально размещенные локальные формы, для последних – шнурковые контуры субширотного направления, исходя из общего простирания нижнепермской карбонатной платформы.

4. По относительному рельефу палеоразрезов допустимы выводы о доломитизации повышенных участков согласно известному положению о характере диагенеза при смешении пресных и морских вод в осадках мелкого бассейна.

Практические оценки эффективности и перспектив сейсморазведки МОГТ при изучении нефтегазоносности нижнепермских карбонатов проведены на Серафимовском участке по материалам экспериментального профилирования и на Кызыл-Кючевском участке по материалам специальной обработки стандартных наблюдений МОГТ.

Специализированные наблюдения на Серафимовском участке проведены с уменьшенным шагом приёма (12,5м) и возбуждения (25м) для достижения высокой кратности накопления ОГТ по сравнению с обычными работами МОГТ (профиль № 36). Но и при этих параметрах записи, как оказалось, было невозможно прийти к радикальному повышению кратности накопления ОГТ на целевых глубинах.

На профиле 36 на волновом рисунке сакмарского отражения проявляются аномальные интервалы, попадающие в окрестности газоносных скважин. Наблюдаемый волновой пакет отражения от кровли сакмаро-артинских карбонатов представляется коррелируемой парой двух положительных экстремумов переменной интенсивности, местами разделенных отрицательным в целом интерференционным волновым промежутком с проявлениями фрагментов осей положительных экстремумов. В указанные места аномального рисунка сакмарского отражения приходятся скважины 36,1,42, установившие промышленное содержание газа в артинско-сакмарских доломито-известняковых отложениях. Тогда как в окрестности скважины 28, расположенной на периферии залежи, наблюдается лишь как бы начало формирования аномального облика отражения.

По общепринятым представлениям газонасыщение в доломитах уменьшает скорость, и эффект этого объема аномальной скорости должен проявиться в формировании отражающей границы в интервале карбонатов, которые были бы акустически однородными при отсутствии газонасыщения. Действительно, промежуточные оси максимумов под первым максимумом в зонах осложнений записи оправдано связать с такой границей.

Автором получено средство определения достаточно четких границ залежи, основанное на использовании рассмотренного признака зоны газонасыщения артинско-сакмарских отложений.

Оценка возможности отображения газоносности в атрибутах AVO-анализа ограничена глубиной залегания нижнепермского комплекса и образованием интенсивной преломленной волны на кровле кунгура. Общее распределение атрибута вдоль артинско-сакмарского отражения не противоречит проявлениям газоносности в скважинах 36, 1, 42. С учетом имеющихся ограничений оценки данных AVO, по-видимому, нельзя получить более близкой сходимости прогноза продуктивных интервалов.

В итоге по результатам профиля 36 на Серафимовском участке сформулировано предположение, что сейсморазведка МОГТ с модифицированными параметрами приёма и возбуждения способна достаточно эффективно выявлять и картировать мелкие ловушки газа и нефти в нижнепермских карбонатах, возможно пропускаемых при интерполяции данных структурного бурения.

При исследовании проблемы изучения нижнепермских отложений по архивным материалам МОГТ выявлено крайне ограниченная информативность последних. Такая ситуация вызвана: а) реальными сейсмогеологическими условиями (условиями возбуждения, зоной малых скоростей (ЗМС), неблагоприятными соотношениями скоростей на границах раздела); б) неоптимальными для неглубокозалегающих нижнепермских границ системами наблюдений МОГТ и графом обработки на ЭВМ, ориентированными на выделение глубоких горизонтов. В результате систематизации накопленного опыта выделены основные методические приемы, от которых зависит успех прогнозирования.

Перспективы сейсмических результатов по нижнепермским отложениям на основе переобработки исходных полевых записей ранее проведённых работ МОГТ рассмотрены на материалах по Кызыл-Кючевскому участку.

Выбор участка обусловлен благоприятной обстановкой для сейсмического исследования продуктивности нижнепермских отложений. Здесь установлено промышленное скопление гелийсодержащего газа в пористо-кавернозных карбонатах в кровле сакмарского яруса. В скважине 1635 Илишево из доломито-известнякового интервала сакмарского яруса получен приток нефти 5,4 м³/сут. Таким образом, на участке имелись предпосылки для анализа целевых отражений при достаточном контроле результатов по скважинам.

Ранее проведённая обработка оставляла много вопросов к качеству разрезов в пермском интервале. Переобработка четырёх профилей выполнялась по попарно объединённым ансамблям трасс ОГТ для повышения кратности на малых временах примерно до 15–17. Удвоение накопления трасс ОГТ позволило получить высокое качество коррекции статики и кинематики. Получена волновая картина с достаточной разрешённостью, видимая частота ~60 Гц. Сакмаро-артинское отражение отображается устойчивым положительным экстремумом. По оси синфазности анализируемого волнового пакета получен более контрастный положительный перегиб, чем по вышележащему сакмарскому отражению. Ниже прослеживается динамически выраженное отражение от кровли верхнего карбона. Для этого отражения отмечается характерная особенность – ослабление амплитудной выразительности строго в пределах положительной морфологии границы. При этом над зоной ослабленного отражения имеется предшествующий локальный фрагмент оси синфазности. Этому аномальному волновому рисунку под сакмарским отражением даётся седименто-генетическое обоснование, которое следует из сейсмостратиграфической модели.

Аномалия в низах нижнепермского интервала разреза проявляется и в построениях ряда динамических атрибутов, например, мгновенных амплитуд.

Материалы переобработки архивированных записей наблюдений МОГТ, ориентированных на глубокие целевые горизонты, должны рассматриваться как необходимые на первом этапе исследования перспектив нижнепермских отложений на заданной площади.

Выполненный автором анализ поисково-разведочного использования сейсморазведочных данных по нижнепермским карбонатам показывает, что для освоения углеводородного потенциала отложений понадобятся узкоцелевые сейсмические наблюдения МОГТ со специальными решениями по их проектированию. Материалы прошлых съёмок, в том числе переобработанные с возможностями современного математического программного обеспечения и накопленного опыта оптимизации графа вычислительных процедур, не отвечают потребностям геологически необходимого качества отображения рассматриваемого интервала отложений. Из экспериментального профиля на Серафимовском участке следует, что даже приемлемое на сегодня по технологическим и экономическим показателям простое «удвоение» параметров наблюдений МОГТ, обеспечивающее скачок в качестве результатов традиционных объектов исследований, не обязательно приводит к адекватному улучшению материалов нижней перми.

Распространенные методологии дизайна приспособлены к использованию данных, которых нет или пока нет в случае пермских отложений.

Поскольку для задачи изучения сейсморазведкой нижнепермских карбонатов отсутствует статистика анализа результативности в зависимости от технико-методического уровня выполненных наблюдений, съёмки МОГТ на карбонаты изначально ориентируются на повышенную плотность приёма и возбуждения в сравнении с традиционными работами.

В дизайне для нижнепермских карбонатов имеется возможность привлечения детальных материалов структурного бурения; должен учитываться специфический жёсткий фактор ограничения расстояния прослеживания мелких отражений, устанавливаемый близким выходом преломления на кровле кунгура.

К фундаментальному положению дизайна наблюдений МОГТ относится правило выбора кратности и шага ОГТ (размер бина в МОГТ-3Д), обеспечивающего выбранную величину количества сейсмических трасс записи на 1км² площади съёмки.

По интерпретации профиля 36 сейсмические признаки газонасыщения отображаются «яркими пятнами» осей синфазности промежуточного отражения артинско-сакмарского волнового пакета. «Яркое пятно» образует сигнал с периодом 12–14 мс, протяжённость аномальной записи отражения составляет 500–1000м, частота соответствующей разрешённости газонасыщения: f = 80 Гц.

Оценка кратности и выбор шага каналов приёма с учетом специфики нижнепермского интервала и особенностей залежей на Серафимовском участке дали следующие результаты; кратность равна 12–16, шаг приёма – 20м.

Физические объёмы съемки 2Д определяет параметр плотности сети профилей. При протяженности аномалий записи целевого отражения 500–1000 м расстояния между профилями не должны превышать 500метров. Для равномерной ортогонально ориентированных профилей это приводит к плотности наблюдений 2Д, равную 4 км/км² или, при интервале источника 20м, выполнению 200 физических наблюдений на 1 км².

Но для геологической задачи точного оконтуривания малоразмерных газовых ловушек сложных очертаний оправдывается проектирование трёхмерных систем наблюдений, как альтернативы съёмке 2Д.

Решения дизайна вновь опираются на профиль 36. В результате расчёта выбрана сеть бинов 20х10м с кратностью накоплений ОГТ-9-10. Рассмотрены несколько вариантов системы 3Д. Наиболее предпочтительной является расстановка из 6 линий приема по 42 канала на расстоянии 80м друг от друга. Центральная линия возбуждения из 2 пунктов с шагом 40м. Расстановка перемещается на 140м. Следующая полоса приема сдвигается на одну линию приема. Бин 20 х 10м. Плотность возбуждений 178 физических точек на км².

Общее сокращение аппаратуры на профиле и облегчённая характеристика возбуждения позволит достичь эффективных производственных и стоимостных показателей.

Учитывая ограниченный низкочастотный эффект среды при небольших глубинах исследований возможно применение электромагнитных импульсных источников типа «Террадин-3», конструкция которого разработана с участием автора. Эти источники опробованы в различных сейсмогеологических условиях, имеется возможность получения достаточно разрешённого и помехозащищённого возбуждения сейсмических волн, при этом можно получить значительное удешевление работ.

Негативные стороны громоздкой технологии и повышенная стоимость работ 3Д в сравнении с профильными наблюдениями компенсируются принципиальным преимуществом в качестве решения геологической задачи по мелким объектам сложной морфологии. Съемка 3Д обеспечивает огромное приращение материала для визуального и количественного анализа. Так, вместо 4км разреза на 1км², предлагаемая система 3Д позволит получить, по крайней мере, 150км inline и crossline разрезов на 1км² площади. Непрерывное отображение волнового поля создает условия прослеживания сложных контуров аномалий, которое может оказаться определяющим фактором поисково-разведочного результата.

В целом предложенная система 3Д, как альтернатива профильным наблюдениям, годится для большинства перспективных земель по нижнепермским карбонатам. Она может рассматриваться как эталонная при проектировании работ 3Д на площадях с заданной характеристикой карбонатов и поставленными требованиями геологической задачи.

Найденные по теме выполненных исследований критерии прогноза продуктивности получаются из этапов сейсмостратиграфического решения и анализа динамической характеристики интерференционных волновых пакетов. Естественным завершающим дополнением этих критериев было бы проявление прямого признака продуктивности. Подобные результаты, в принципе, ожидаемы при совместной интерпретации данных по продольной и поперечной волнам.

Решение проблемы совместного использования продольных и поперечных волн и соответственно интерпретации для прямых признаков продуктивности осуществимо при трёхкомпонентной регистрации датчиками-акселерометрами DSU (Sercel) или VectorSeis (1/0) вместо стандартных сейсмоприёмников. При этом рассмотрены методические и технологические вопросы в этом направлении. По технологии, разработанной в ОАО «Башнефтегеофизика», будут получены атрибуты картирования коллекторской и неколлекторской части перспективного слоя, а в коллекторе – газо- и водонасыщенной зон.

Данные работы можно проводить на площадях с высокими перспективами или при выявленной продуктивности исследуемой толщи.

Переход к трёхкомпонентной регистрации не приведёт к усложнению полевой технологии, т.к. цифровые датчики не требуют дополнительных аппаратных блоков для обслуживания утроенной канальности, но возрастёт стоимость работ.
Заключение
По результатам проведенных диссертационных исследований сформулированы следующие основные выводы:

1. Впервые даны сейсмическая и обобщенная скоростная характеристики нижнепермского нефтегазоносного комплекса. Показана связь скоростной характеристики среды с физическими свойствами и флюидонасыщением пород, что позволяет по характеру изменения скорости прогнозировать пространственное положение зон с улучшенными коллекторскими свойствами.

2. Установлена высокая дифференцированность нижнепермского волнового пакета, что обеспечивает возможность построения структурных карт по сейсмическим данным по различным горизонтам пермских отложений.

3. Впервые составлена сейсмостратиграфическая модель нижнепермского нефтегазоносного комплекса, в которой учитывается типовое распределение карбонатной седиментации. В пределах типового пояса, выделяемого по сейсмическим признакам, прогнозируются условия осадконакопления и фациальный состав карбонатов.

4.Установлены критерии выделения газонасыщения нижнепермских карбонатов по материалам сейсморазведки МОГТ. Прогноз продуктивности следует из этапов сейсмостратиграфического решения, а также анализа динамической характеристики интерференционных волновых пакетов.

5. Показано, что материалы переобработки архивированных записей наблюдений МОГТ, ориентированных на каменноугольные и девонские отложения, дают возможность предварительно оценить перспективы нефтегазоносности нижнепермских карбонатов для планирования специальных поисковых работ.

1. 
   Адиев Я.Р., Ахметшин И.Н., Валеев Г.З., Еникеев Р.Х. Прорыв в изучении сейсморазведкой малоразмерных залежей нефти // Нефтегаз. Москва,- 2003.- №4.- С.71-76.
   
2. 
   Адиев Я.Р., Валеев Г.З., Ахметшин И.Н., Коровин В.М., Киселёв В.В. Геофизическая служба Башкортостана. Состояние и развитие // Геологическая служба и горное дело Башкортостана на рубеже веков: Матер. респ. научн.-практ. конф. Уфа: Тау,- 2000.- С.116-120.
   
3. 
   Ахметшин И.Н., Пахомов В.Ф. Сейсмогеологические предпосылки прогнозирования нефтеперспективных объектов в платформенной части Башкирии // Второй научный симпозиум Конгресса «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности»: Сб. тр. Уфа: Тау,- 2003.- С.34-35.
   
4. 
   Ахметшин И.Н., Еникеев Р.Х. Сейсморазведка в «Башнефтегеофизике» – вчера, сегодня, завтра//Геофизика. Специальный выпуск. М., - 2003. - С. 13-16.
   
5. 
   Ахметшин И.Н., Еникеев Р.Х. Интерпретационные решения при ограничениях престэк-миграции // Геофизика. Специальный выпуск. М.,- 2003.- С.50-52.
   
6. 
   Ахметшин И.Н., Еникеев Р.Х. Перспективы применения сейсморазведки МОГТ при изучении нефтегазоносности нижнепермских карбонатов // Тр. ДООО «Геопроект». Уфа, -2006.- вып. 118.- С.73-81.
   
7. 
   Масагутов Р.Х., Минкаев В.Н., Ахметшин И.Н., Пахомов В.Ф. Особенности осадконакопления нижнепермских отложений Илишевского и Икского участков Южно-Татарского свода в связи с проблемами эффективного прогнозирования нефтеперспективных объектов сейсморазведочными методами // Первые Тимергазинские чтения: Геология, полезные ископаемые и проблемы экологии Башкортостана: Сб. тр. Уфа: Тау, -2004. -С.198-207.
   
8. 
   Офиц. бюл. Изобретения. А.с. №37840. Источник сейсмических колебаний / Я.Р. Адиев, И.Н. Ахметшин, И.Г. Зайцев, А.В. Писклов, В.П. Ткаченко, Х.Г. Хакимов. // Б.И. 2004,№13
   
9. 
   Офиц. бюл. Изобретения. А.с. №37841. Устройство для возбуждения сейсмических колебаний / Я.Р. Адиев, И.Н. Ахметшин, Ю.А. Бару, И.Г. Зайцев, А.И. Макогон, А.К. Мельник, В.П. Ткаченко, Х.Г. Хакимов, Р.А. Шарифуллин.// Б.И. 2004,№13