СПОСОБ ПОСТРОЕНИЯ СЕЙСМОСТРАТИГРАФИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РАЗРЕЗА СРЕДЫ Российский патент 2002 года по МПК G01V9/00 

Область техники
Изобретение относится к методам прогнозирования и разведки нефтяных и газовых месторождений, в частности к методам моделирования геологических разрезов с использованием сейсмических методов.

Уровень техники
Моделирование геологических разрезов, включающее возбуждение и регистрацию сейсмических колебаний, с последующей обработкой данных, полученных методами отраженных (MOB) и преломленных волн (МПВ) по предварительно выбранной сети профилей известны из уровня техники как методы, используемые для прогнозирования и разведки месторождений. Известно применение этих методов при решении задач структурной геологии, а также при проведении районирования крупных геологических объектов [1, 2].

Одной из известных и широко применяемых технологий проведения полевых наблюдений и обработки сейсмических записей является метод общей глубинной точки (МОГТ), основанный на системе многократных перекрытий, группировки трасс в сейсмограмме по принципу их принадлежности общей средней точке отражения, вводе кинематических и статических поправок и последующем суммировании. Сейсмический образ структуры проявляется в сейсмическом волновом поле в виде аномалий интенсивности отражений, скорости распространения волн, их затухания и т.д. [3].

Одним из основных этапов построения модели разреза является обработка полученных материалов, раскрытие геометрии слоев и формы геологических тел по временным разрезам, их геологическая интерпретация. Среди методов геологической интерпретации сейсмических данных известны как количественные [4], так и качественные методы анализа. Одним из известных методов качественного анализа является метод сейсмической стратиграфии, основанный на преимущественно визуальном извлечении геологической информации из серийных временных сейсмических разрезов отраженных волн. Материалами метода являются данные МОГТ. Преимуществами данного метода являются наглядность и быстрота получаемых результатов, масштабность и глубинность исследований при небольших финансовых затратах. Поскольку сейсмостратиграфический анализ является качественным анализом, а в его основе лежат визуальные сопоставления, только выявление общих закономерностей строения и развития всего бассейна позволяет применять его виды для расшифровки локальных объектов, поэтому основой анализа изучаемого разреза является сейсмостратиграфический анализ региона в целом [5].

Известен способ построения сейсмостратиграфической модели среды, наиболее близкий к заявляемому способу, который включает проведение региональных сейсморазведочных работ МОГТ, анализ и интерпретацию полученных данных и построение по ним геолого-стратиграфической модели исследуемого региона [6].

Однако в реальных условиях известность методов исследования и наличие геолого-геофизического материала, полученного на основании анализа обработанных профилей и пробуренных поисковых и параметрических скважин, может оказаться недостаточным для выработки однозначного представления об особенностях структуры земной коры, в частности для обнаружения природных резервуаров при поиске нефтегазовых месторождений. Среди причин, приводящих к ошибкам при составлении сейсмических разрезов и их геологической интерпретации, можно выделить такие как неправильное распознавание волн на сейсмограммах, погрешностей при корреляции, некорректная геологическая интерпретация наблюдаемых скоростных аномалий, зон прекращения корреляции отражающих и преломляющих границ.

Особые трудности метод сейсмостратиграфии, основанный только на данных МОГТ, испытывает при анализе нижней части временных разрезов в геологически сложно построенных районах, верхнюю часть разреза которых слагают толщи с большим количеством аномальных скоростных объектов. Сложный характер волнового поля затрудняет получение скоростных параметров разреза, что может привести к пропуску высокоскоростных локальных аномалий, связанных с наличием в разрезе карбонатных массивов. В таких сложных районах для точного сейсмостратиграфического анализа требуется привлечение дополнительного источника информации в качестве второго независимого критерия.

Другим фактором, в значительной степени влияющим на результаты геологической интерпретации, является "правильный" выбор аналога изучаемой территории. Если проводить отбор аналога по совпадению двух критериев, это сделает отбор аналогов более жестким, а выбор более обоснованным, что, в свою очередь, обеспечит большую точность интерпретации.

В качестве такого источника геологической информации, позволяющего принципиально влиять на точность построения сейсмостратиграфической модели разреза, может быть использовано поле преломленных волн.

В то время как волновое поле отраженных волн, лежащее в основе сейсмостратиграфии, позволяет более детально расчленить изучаемый разрез и определить глубины залегания и морфологию отражающих границ, коррелируемых на значительном расстоянии, но испытывает трудности при установлении возрастных границ вещественного состава и более тонких особенностей строения, МПВ дает надежные сведения о скоростных параметрах толщ, слагающих разрез, и позволяет картировать поверхности с плохими отражающими свойствами, но контрастными скоростными параметрами, например кровлю пород фундамента высокоскоростных (карбонатного состава) тел внутри низкоскоростного терригенного разреза, что обеспечивает надежное выявление локальных карбонатных массивов и т.д.

Сущность изобретения
Технической задачей предлагаемого способа является повышение достоверности моделирования, а также повышения точности и надежности локализации контуров и глубины залегания природных резервуаров, связанных с локальными карбонатными массивами внутри терригенных толщ.

Поставленная техническая задача решается тем, что при построении модели разреза изучаемой площади проводят на поверхности сейсмические исследования, на основании полученных данных проводят построение профилей и карт распределения по глубине преломляющих и отражающих поверхностей изучаемой площади, проводят сейсмографический анализ не только изучаемой территории, но и всего бассейна в целом, на основании анализа выделяют однородные зоны бассейна, без относительно территориальной близости к изучаемой площади, выбор "аналогов" для геологической интерпретации изучаемой площади производят среди изученных бурением профилей однородных зон бассейна по совпадению критериев, полученных МОГТ и МПВ, в частности, при районировании бассейна шаг региональной сети подвергаемых обработке профилей выбирают соизмеримым с предполагаемой глубиной залегания резервуаров в соотношении 1:10, а на изучаемой площади 1:3, проводят анализ и интерпретацию полученных данных и строят по ним геологостратиграфическую модель изучаемой площади.

Существенными признаками способа являются:
- учет при проведении региональной сейсмостратиграфии материалов, полученных методом МПВ;
- отбор зон бассейна, однородных к исследуемой территории;
- выбор в однородной зоне "аналогов" для геологической интерпретации по совпадению критериев временных отраженных и преломленных полей, а именно на основе стратиграфического анализа сейсмических материалов МОГТ с учетом данных преломленных волн о строении осадочного чехла;
- выбор интервала профилей при районировании соизмеримым с предполагаемой глубиной залегания резервуаров в соотношении 1:10, а на изучаемой площади 1:3.

Краткое описание графических материалов
Фиг.1. Структурная карта одного из исследуемых районов и схема расположения профилей.

Условные обозначения, приведенные на карте: 1 - Восточно-Европейская палеозойская платформа; 2 - Скифско-Туранская мезокайнозойская платформа; 3 - кряж Карпинского; 4 - граничные разломы (данные приведены по структурной карте поверхности фундамента платформенных территорий СССР, 1982 [7]); 5 - условное положение исследуемой территории; 6-7 - региональные сейсмические профили.

Фиг. 2. Геолого-геофизический разрез кряжа Карпинского по профилю МОГТ, определяющий отражающие горизонты: 1 - опорные; 2 - прочие; 3 - связанные с границами вблизи кровли фундамента; 4 - сбросы; 5 - надвиги; 6 - скважины.

Фиг. 3. Обобщенный редуцированный годограф и глубинная скоростная модель профиля Х-МПВ, где время регистрации в первых вступлениях от преломляющих границ рассчитано в 1 - мезозой-кайнозойской толще; 2 - палеозоя кряжа Карпинского; 3 - пермско-триасовой толще Прикаспийской впадины; 4 - карбонатной толще Прикаспийской впадины; 5 - в кровле фундамента; а также литолого-стратиграфические комплексы: 6 - фундамента; 7 - подсолевой-терригенный; 8 - подсолевой карбонатный; 9 - соленосный; 10 - палеозойский кряжа Карпинского; 11 - значение пластовых скоростей.

Фиг. 4. Результаты геологической интерпретации части профиля МОГТ кряжа Карпинского, построенного с учетом результатов, полученных заявляемым способом.

Фиг.5. Обзорная карта района исследований, связанных с Астраханским сводом.

Условные обозначения, приведенные на схеме: 1 - контур девонского Астраханско-Джамбайского карбонатного массива; 2 - область распространения карбонатов в пределах Каракульско-Смушковской зоны; 3 - область аномальной сейсмической записи; 5 - линии сейсмических профилей КМПВ (а) и МОГТ (б); 6 - линии сейсмических профилей, по которым построены сейсмостратиграфические разрезы.

Фиг.6. Структурная схема Астраханского карбонатного массива.

Условные обозначения, приведенные на схеме: 1 - контур Астраханского карбонатного массива; 2 - верхнефранкский уступ рифогенной постройки; 3 - фоменско-турнейский уступ рифогенной постройки; 4 - нижневизейский уступ рифогенной постройки; 5 - линии геологических профилей; 6 - скважины.

Фиг. 7. Геолого-геофизический разрез по профилю МОГТ Астраханского карбонатного массива.

Условные обозначения, приведенные на схеме: 1 - комплекс пород фундамента; 2 - мелководные терригенные отложения; 3 - турбидиты; 4 - мелководные слоистые известняки; 5 - рифогенные известняки; 6 - депрессионные карбонатно-глинистые; 7 - соли; 8 - додевонский (нижнепалеозойский) комплекс; 9 - средневерхнедевонский комплекс; 10 - верхневизейско-башкирский комплекс; 11 - средневерхнекаменноугольный комплекс.

Фиг. 8. Сейсмогеологический разрез Астраханского карбонатного массива, полученный в соответствии с заявляемым способом.

Условные обозначения, приведенные на схеме: 1 - мелководные карбонатные отложения; 2 - рифогенные постройки; 3 - глубоководные глинисто-карбонатные (терригенные) отложения.

Примеры реализации способа
Достижение поставленного технического результата при использовании предлагаемого способа подтверждается, например, исследованиями, проведенными на центральном секторе кряжа Карпинского - полосе мезо-кайнозойских поднятий, продолжающих к востоку складчатые структуры Донбасса, который по прогнозным оценкам может явиться одним из перспективных нефтегазоносных регионов Северного Прикаспия (фиг.1).

В пределах изучаемой площади по предварительно выбранной сети субширотных и субмеридиальных профилей с расстоянием между ними 40-60 км были произведены региональные сейсмические исследования МПВ и отработано несколько региональных профилей МОГТ.

На фиг.2 показан геолого-геофизический разрез по одному из отработанных профилей. МОГТ, полученный на основании традиционного сейсмостратиграфического анализа, на основании материалов МОГТ. Как аналог для интерпретации данного разреза по территориальной близости к исследуемому объекту, подтвержденный картиной волнового поля МОГТ, была выбрана модель строения, характерная для Тормосинского прогиба (фиг.1). В соответствии с этой моделью в центральной части профиля выделена межнадвиговая зона, в пределах которой нижнепермский (карбонатный) и московско-верхнекаменноугольный (терригенный) комплексы нарушены системой надвигов. Ниже поверхности срыва, контролирующей развитие разрывных дислокаций надвигового типа, залегает девонско-башкирский карбонатный комплекс, нарушенный системой ступенчатых синтетических сбросов. Принципиальным для данной модели является предположение о терригенном составе московско-верхнекаменноугольного комплекса и резком увеличении его мощности в южном направлении.

Однако указанная интерпретация противоречит данным МПВ. Профиль своей северной частью располагается в пределах Прикаспийской впадины, пересекает переходную зону к кряжу Карпинского и оканчивается в его центральной части. Наиболее существенной волновой картиной, зарегистрированной на профиле, является наличие в первых вступлениях волн от высокоскоростных границ в осадочном чехле, что говорит о присутствии в разрезе чехла карбонатных комплексов большой мощности (фиг.3). Исходя из того, что по данным МПВ скоростные параметры карбонатного комплекса, выделенного в этом профиле, аналогичны карбонатам, которые слагают Астраханский массив, расположенный восточнее в пределах Прикаспийской впадины, аналог для интерпретации исследуемой площади был выбран из этой области. Профиль МОГТ пересекается с профилем Х-МПВ в точке (см. фиг. 1), где еще уверенно прослеживается высокоскоростная преломляющая граница, связанная с кровлей карбонатного комплекса большой мощности. По глубине эта преломляющая граница залегает несколько глубже опорного отражающего горизонта, приуроченного к подошве карбонатно-сульфатной нижнепермской толщи. На фиг.4 показан вариант интерпретации профиля МОГТ, полученный в результате использования заявляемого способа, который устраняет эти противоречия. Таким образом, обработка материалов МПВ позволяет предположить присутствие в разделе осадочного чехла центрального сектора кряжа Карпинского мощной толщи карбонатных пород (их максимальная мощность должна составлять не менее 3 км). В предлагаемой модели присутствует пересечение профилем крупного карбонатного массива, который может представлять большой нефтегазопоисковый интерес. В его строении принимают участие отложения широкого стратиграфического диапазона, от верхнего девона до башкирского яруса среднего карбона включительно. Применение заявленного способа позволяет предположить, что по своей природе этот массив, по-видимому, является аналогом таких известных карбонатных массивов как Южный, Тенгиз, Кашаган, Джамбай, Астраханский, развитых восточнее и образующих единую цепь внутрибассейновых карбонатных построек, вытянутую вдоль склона поднятия, разделяющего Прикаспийский и Донбасс-Туаркырский глубоководные бассейны.

Другим примером использования заявляемого способа является построение геологической модели разреза Астраханского свода, крупнейшего карбонатного массива в Прикаспийской впадине, где были установлены многочисленные признаки нефтегазоносности, и который рассматривается как один из основных потенциальных объектов России для поисков залежей нефти (фиг.5 и 6).

Принятая в настоящее время модель строения Астраханского свода, построенная на основании данных МОГТ и гипотезе о тождестве строения девонско-каменноугольных отложений северо-западного обрамления Прикаспийской впадины и Астраханского свода, приведена на фиг.7. В соответствии с этой моделью в разрезе Астраханского свода выделяются четыре литолого-стратиграфических комплекса: додевонский (нижнепалеозойский) (8); средневерхнедевонский (9); верхневизейско-башкирский (10); средневерхнекаменноугольный (11), разделенные опорными отражающими горизонтами. Базовая модель строения характеризуется двумя главными параметрами: сравнительной выдержанностью мощностей литолого-стратиграфических комплексов и значительной фациальной изменчивостью отдельных комплексов. Однако традиционная модель строения встречается с рядом трудностей, связанных с результатами сейсмогеологического районирования Астраханского свода по типам волнового поля, а также с результатами бурения, с помощью которых было установлено, что в пределах карбонатных массивов Прикаспийской впадины средненижнедевонские отложения представлены карбонатными породами и образуют с верхнедевонскими отложениями единый карбонатный комплекс. Отсюда следует, что прогнозируемый терригенный состав средненижнедевонского комплекса Астраханского свода, принятый в традиционной модели по аналогии с разрезами северо-западного борта Прикаспия, не может считаться обоснованным.

Новая модель строения Астраханского карбонатного массива, построенная заявляемым способом, с учетом анализа данных КМПВ, принципиально отличается от общепризнанной.

Внутреннее строение массива характеризуют геологический разрез, представленный на фиг.8. Из построенной модели видно, что Астраханский массив имеет трехчленное строение. Его основанием служит карбонатная платформа, сложенная отложениями среднедевонского возраста (1). Среднюю часть карбонатного массива слагает рифогенная постройка (франско-визейские отложения) (2), имеющая коническую форму, общая высота которой достигает 2 км. Вершинная часть рифогенной постройки имеет сложную амебообразную форму. Венчает разрез Астраханского массива карбонатная плита, мощность и стратиграфический диапазон которой меняются по площади, сложенная в основном отложениями верхнего визе-башкира. С позиции новой модели каждый из литолого-стратиграфических комплексов представляют самостоятельные гидродинамически разобщенные резервуары, имеющие свои источники питания, с каждым из которых связаны свои собственные месторождения.

Источники информации
1. Пузырев Н.Н. Методы и объекты сейсмических исследований. Новосибирск, 1997.

2. Епинатьева А.М. Метод преломленных волн. М.: Недра, 1990.

3. Мешбей В. И. Методика многократных перекрытий в сейсморазведке. М.: Недра, 1985.

4. Патент РФ 2105324, 1996, G 01 V 1/00. Способ сейсмической разведки при поисках нефтегазовых месторождений.

5. Шлезингер А. Е. Региональная сейсмостратиграфия. М.: Научный мир, 1998.

6. Шлезингер А. Е. Региональная сейсмостратиграфия. М.: Научный мир, 1998, стр. 73-80.

7. Структурная карта поверхности фундамента платформенных территорий СССР, главный редактор: В.В.Семенович и др., 1982.

Использование: для прогнозирования и разведки нефтяных и газовых месторождений. Сущность изобретения: при построении модели разреза изучаемой площади проводят на поверхности сейсмические исследования. На основании полученных волновых полей преломляющих и отражающих поверхностей изучаемой площади проводят сейсмографический анализ не только изучаемой территории, но и всего бассейна в целом. На основании анализа выделяют однородные зоны бассейна. Выбор "аналогов" для геологической интерпретации изучаемой площади производят среди изученных бурением профилей однородных зон бассейна по совпадению критериев, полученных МОГТ и МПВ. Проводят анализ и интерпретацию полученных данных и строят по ним сейсмостратиграфическую модель изучаемой площади. Технический результат: повышение достоверности, точности и надежности. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Способ построения сейсмостратиграфической модели разреза среды, включающий проведение региональных сейсморазведочных работ МОГТ, анализ и интерпретацию полученных данных и построение по ним геолого-стратиграфической модели, отличающийся тем, что дополнительно проводят сейсморазведку МПВ на профилях, полностью пересекающих исследуемую площадь, а суждение о литолого-стратиграфическом строении исследуемой площади выносят путем его отождествления со строением "аналога", в качестве которого выбирают участок с известным литолого-стратиграфическим комплексом, подтвержденным бурением, по совпадению критериев временных отраженных и преломленных полей с учетом данных преломленных волн о строении осадочного чехла. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что линейные размеры региональной сети подвергаемых обработке профилей выбирают соизмеримыми с предполагаемой глубиной залегания резервуаров в соотношении 1: 10, а на изучаемой площади 1: 3.