2.6.2.2 Частотные и скоростные параметры

Известным фактом является снижение скорости распространения продольных сейсмических волн (в т.ч. и отраженных) в газонасыщенных средах, в зоне аномально высоких флюидальных давлений – АВПД и АВПоД. Поэтому картируя изменения скоростей ОВ можно установить наличие газовых залежей или оценить значения коэффициента аномальности (Ка) пластового давления.

Для пересчета скоростей суммирования в пластовые давления необходимо привлечение скважинной информации, расчет нормального уплотнения глин с глубиной, а для расчетов значений Ка необходимы также структурные построения. Детальность скоростного анализа довольно низкая, скорости можно рассчитать (в процессе обработки) достаточно кондиционно для интервала, составляющего не менее 50-100 мс (в зависимости от глубины его залегания и качества сейсмических данных). Поэтому расчеты пластовых давлений или определения наличия газовых залежей достоверно возможны для интервалов разреза мощностью не менее 100-200 м. В таком интервале обычно залегают как глинистые, так и песчаные породы, поэтому по сейсмике рассчитываются не только пластовые, но и поровые давления. Как показывает опыт, они не всегда соответствуют друг другу. Поэтому прогноз пластовых давлений через скорости по данным сейсморазведки МОГТ дает значительные погрешности, которые вряд ли можно уменьшить.

Частотный состав спектра отраженных волн (ОВ) зависит, главным образом, от условий возбуждения сейсмических колебаний. При сложном строении ВЧР (многолетнемерзлые породы с торфяниками и сухими песками) высокочастотная часть спектра сейсмических колебаний гасится практически полностью. Поэтому частотный спектр сейсмического разреза может иметь полосчатость – на нем чередуются вертикальные зоны более высокочастотных и низкочастотных отражений, положение которых определяется поверхностными условиями возбуждения сейсмических колебаний. Поглощают высокие частоты и газовые залежи. Но для того, чтобы выявить этот эффект, необходимо либо нормировать (выровнять) сейсмические разрезы по частотному спектру, либо анализировать изменения спектрального состава только по узким вертикальным зонам, выделяя интервалы резкого поглощения высоких частот, которые можно соотносить с газовыми залежами. В нефтяных залежах этот эффект проявляется слабее.

2.6.2.3 Анализ временных толщин

Анализ временных толщин является простым, но эффективным методом картирования залежей УВ и палеогеоморфологических условий осадконакопления, определяющих положение депоцентров (от англ. deposit – осадки и center – центр) и, соответственно, наибольших эффективных толщин резервуаров и улучшенных коллекторских свойств. Наилучшие результаты он дает для картирования сложнопостроенных ловушек и залежей УВ в ачимовской толще ЗС. Картируя кровлю и подошву сейсмосиквенса, контролирующего определенный ачимовский резервуар, мы получаем значения временных толщин и в фондотеме, где развита ачимовская толща, т.е. картируем кровлю и подошву этого тела. С одной стороны, мы определяем положение наиболее мощного песчаного пласта, связанного с депоцентром. С другой стороны, в условиях АВПД (АВПД – конституционная черта ачимовских залежей УВ в ЯНАО), за счет снижения эффективного напряжения и газонасыщения, мы получаем прирост временных толщин т.к. скорости ОВ в таких условиях снижаются.

Еще нагляднее этот эффект падения скоростей ОВ в газовой залежи проявляется в высокопористых апт-сеноманских резервуарах. Здесь значения ΔТ в объеме залежи напрямую связаны со значениями эффективных газонасыщенных толщин. Проиллюстрируем это на примере одного из газовых месторождений-гигантов в ЯНАО (рис. 2.30, 2.31).

Рис. 2.30 Карта средней энергии мгновенной амплитуды в окне -50+150 мс относительно ОГ Г (а) и фрагмент разреза мгновенной амплитуды по линии 2849 (б). Материалы сейсморазведки МОГТ 3D

Рис. 2.31 Карта стандартного отклонения Р-импеданса в окне -5+140 мс относительно ОГ Г (а) и фрагмент разреза Р-импеданса по линии 2849 (б). Материалы сейсморазведки МОГТ 3D

Несмотря на то, что сеноманская газовая залежь проявляется в динамических атрибутах, ни значения мгновенных амплитуд, ни импеданса продольных волн (Р – импеданс), не связаны с эффективными газонасыщенными толщинами. Это обычное явление для залежей УВ, имеющих большую высоту. Перечисленные выше параметры позволяют с исключительной точностью установить плановое положение залежи. В значениях Р-импеданса проявляется и ГВК залежи. Лучше всего ГВК виден на обычном амплитудном разрезе, приведенном на рис. 2.32. Разрез выровнен на ОГ Г, расположенный в кровле залежи. На нем хорошо видно, что объем залежи фиксируется во временных толщинах. Временные задержки как за счет влияния залежи, так и компрессионного эффекта из-за разуплотнения пород в своде структуры относительно крыльев, проявляются и по нижележащим горизонтам МТП₉, М. За счет некоторого уменьшения толщин апт-сеноманских отложений (седиментационного тренда) с востока на запад наблюдается приращение времен на уровне ОГ М в восточной части разреза. Поправки за счет компрессионного эффекта и седиментационного тренда вводятся в значения Т между ОГ Г и ГВК, для построения более точной зависимости между Т и Н_эфг (эффективными газонасыщенными толщинами), но и без этих поправок значения коэффициента корреляции между параметрами превышает 0,99 (рис. 2.33).

1 – приращение времени за счет сеноманской газовой залежи; 2 – приращение времени за счет сеноманской газовой залежи и компрессионного эффекта; 3 – приращение времени за счет седиментационного тренда

Р ис. 2.32 Фрагмент временного разреза, выровненного на ОГ Г. Линия 2760. Материалы сейсморазведки МОГТ 3D на Крузенштернском месторождении

Рис. 2.33 Карта ∆Т между ОГ Г и ОГ ГВК (а) и связь этого параметра с эффективной газонасыщенной толщиной сеномана (б)

Материалы сейсморазведки МОГТ 3D

На основании полученной зависимости выполнен пересчет значений Т в значения эффективных газонасыщенных толщин. Полученная карта приведена на рис. 2.34. Карта эффективных газонасыщенных толщин, построенная по данным сейсморазведки МОГТ 3D и бурения скважин на берегу Карского моря была использована для подсчета запасов газа сеноманской залежи в морской акватории, в результате чего залежь была поставлена на Госбаланс без дополнительного бурения в море. Несмотря на простоту этого подхода, получаемые результаты имеют высокую точность, недоступную при использовании любых других сейсмических атрибутов – скоростных и динамических, включая различные инверсии, требующие специальной обработки данных.

Рис. 2.34 Карта эффективной газонасыщенной толщины сеноманской газовой залежи. Материалы сейсморазведки МОГТ 3D