Какая обработка лучше? Оценка детальности и точности сейсмогеологической модели месторождения в зависимости от качества обработки на примере данных морской съемки МОГТ 3D

И.И. Кубышта, В.А. Космынин, А.С. Горшенин, Д.А. Засыпкин

Журнал «Геофизика»

Основой работы послужили результаты переобработки ограниченного объема сейсмоданных морской съемки 3D, выполненной в начале 2000-х годов в акватории Печорского моря. По пяти различным вариантам обработки выполнен одинаковый комплекс интерпретационных процедур, включающий структурные построения, акустическую инверсию и прогноз пористости целевого пласта. Сравнение построенных сейсмогеологических моделей позволяет оценить качество обработки сейсмоданных и ответить на вопрос: «Какая обработка лучше?»

За последнее десятилетие арсенал возможностей обработки сейсмических данных существенно расширился, и многие сервисные компании позиционируют переобработку материалов архивных съемок как способ значительного повышения качества сейсмических данных. При этом компании-недропользователи сталкиваются с необходимостью однозначно ответить на вопрос: позволит ли переобработка ранее отстрелянных материалов СРР решить геологические задачи или для этого необходимо выполнение новых полевых работ по более сложной и, закономерно, более дорогостоящей методике. Оптимальным ответом является выполнение тестовой переобработки ограниченного объема архивной съемки, например, вблизи основного целевого объекта. Как правило, такая переобработка не требует значительных временных ресурсов, и результаты могут быть получены в короткий срок. Результат обработки материалов СРР 3D – это временной или глубинный сейсмический куб, который напрямую не может быть сопоставлен ни со скважинными данными, ни с априорной геологической информацией. Необходима его интерпретация и получение «геологического результата», что также требует временных ресурсов. Вариативность подходов к обработке или наполнению графа процедур создает предпосылки к различию итоговых обработанных сейсмических материалов. Сервисные компании зачастую придерживаются своих наработанных годами подходов или стараются дополнить стандартный граф собственными программными модулями, являющимися, на их взгляд, наилучшим вариантом обработки. Заказчику необходимо оценить результат максимально объективно и максимально быстро, независимо от количества итоговых вариантов. В статье рассмотрен пример интерпретационной оценки материалов переобработки, результатом которого является объективное сравнение «геологических параметров» построенных моделей одного и того же месторождения.

Объект исследования

Для переобработки использованы материалы архивной съемки, зарегистрированные в акватории Печорского моря. Морские сейсмические исследования выполнены с использованием четырех кос длиной 5100 м, расположенных на расстоянии 100 м одна от другой. Количество каналов в каждой 4 косе – 408, расстояние между каналами – 12,5 м. В расстановке использовались два источника возбуждения сейсмических сигналов типа BOLT 1500LL/1900LLX объемом 2688 куб. дюйма каждый. При такой расстановке за один проход судна наблюдалось восемь профилей с расстоянием между ними 25 м (профили in-line). Шаг ОГТ по профилю (расстояние между секущими профилями cross-line) составил 37,5 м (18,75 м flip-flop). Номинальная кратность заполнения одного бина – 68. Тестовый участок определен в размере 100 кв. км в центральной части месторождения (рис. 1). В его пределах располагаются две скважины, скважина № 1 вскрывает целевой нижнепермско-каменноугольный интервал разреза, скважина № 2 остановлена бурением в среднепермских отложениях. Материалы по скважине № 1 (каротажные диаграммы АК, АКш, ГГК-п, стратиграфические разбивки, данные ВСП) были включены в пакет информации, передаваемой участникам тестовой переобработки. Скважина № 2 оставлена как проверочная.

Рассматриваемое месторождение углеводородов расположено в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, стратиграфический диапазон нефтегазоносности которой очень широк – от отложений силура до триаса включительно. На изучаемом месторождении установлена продуктивность верхневизейско-каменноугольного – нижнепермского карбонатного комплекса и перспективность среднепермского терригенного комплекса. Практически все залежи углеводородов в нижнепермско-каменноугольных отложениях связаны с органогенными постройками или с пластами-коллекторами в толще облекания рифов. Органогенные постройки приурочены к относительным поднятиям в мелководно-морском нижнепермско-каменноугольном бассейне. Нижнепермско-каменноугольный природный резервуар пластово-массивного типа. Залежи характеризуются сложным строением, обусловленным взаимодействием двух систем разрывных нарушений: основной, представленной высокоамплитудным (150–200 м) сбрососдвигом северо-западной ориентировки, и второстепенной – серией кулисообразных сбросов, оперяющих основной разлом (рис. 1). Залежи среднепермского терригенного комплекса пластово-сводовые, литологически ограниченные. Тип коллектора поровый и трещинно-поровый, емкостные свойства определяются первичной остаточной пористостью. Месторождение характеризуется низкой степенью геологической изученности, в его пределах пробурены всего четыре поисково-разведочные скважины.


Рис. 1. Положение участка тестовой переобработки на схеме изохрон кровли целевого интервала (ОГ Ia)

Имеющиеся результаты архивной обработки имеют ряд ощутимых ограничений, негативно сказывающихся при построении детальных геологических моделей целевых пластов. Необходимо отметить сравнительно большой размер бина – 50 х 25 м, высокий фон остаточных частично-кратных волн-помех, низкое соотношение сигнал – шум, ограниченный частотный спектр до 45–50 Гц. Как следствие, полученный материал характеризуется недостаточной вертикальной разрешенностью и низкой информативностью волнового поля. Скоростная модель имеет существенные технические недостатки и не позволяет строить детальные структурные поверхности с необходимой точностью, особенно в опущенных блоках месторождения. Низкая информативность волнового поля не достаточна для уверенного картирования малоразмерных объектов (в том числе рифовых построек) и однозначного прослеживания по площади и в объеме тектонических нарушений. Высокая значимость разрывных нарушений в формировании залежей, а также высокая степень литологической неоднородности и изменчивость ФЕС коллекторов составляют спектр основных геологических задач. Набор отмеченных недостатков совместно с поставленными геологическими задачами позволяет сформировать критерии для оценки качества переобработанных сейсмических материалов.

В тестовой работе принимали участие четыре сервисные компании (далее по тексту назовем их К1, К2, К3 и К4). Техническое задание на переобработку не имело жестких ограничений – ни по типу выполняемой миграции и размеру бина, ни по наполнению графа определенными процедурами. Обязательное условие заключалось в завершении работ в двухмесячный срок и представлении определенного минимального набора результирующих материалов: суммарного куба данных, куба скоростей суммирования (или глубинно-скоростной модели в случае выполнения глубинной миграции) и финальной обработанной сейсмограммы ОГТ вблизи контрольной скважины. Целью настоящей статьи не является рассмотрение использованных компаниями-участниками графов обработки и их различий, этот вопрос может послужить темой самостоятельного исследования.

Основные технические параметры обработанного суммарного куба представлены в таблице 1. Размер сейсмокуба и соответствие заголовков SEG-Y-файлов требованиям стандарта заказчика в первую очередь определяют, сколько времени потребуется на загрузку представленных материалов в интерпретационное программное обеспечение, а также второй критерий говорит об отношении сервисной компании к формальным требованиям технического задания. Интерпретатор не должен тратить время на «разгадывание» заголовков, тем более когда на оценку материалов отводится всего несколько дней.

Таблица 1. Основные параметры суммарного куба

Параметр До переобработки K1 K2 K3 K4
Миграция Временная до
cуммирования
Временная до
суммирования
(PSTM),
глубинная до
суммирования
(PSDM)
Временная до
суммирования
(PSTM)
Глубинная до
cуммирования
(PSDM)
Временная до
суммирования
(PSTM)
Размер
бина
50*25 м 25,0*12,5 м 12,5*6,25 м 25,0*12,5 м 25,0*12,5 м
Длина записи 4,5 c 4,0 с 6,142 с 3,996 с 6,0 с
Шаг дискретизации 4 мс 2 мс 2 мс 4 мс 4 мс
Размер суммарного куба 5,9 Гб 2,46 Гб 17,74 Гб 1,21 Гб 1,9 Гб
Заголовки SEG-Y-файлов
заполнены в cоответствии
со стандартом заказчика
нет да да нет нет

Методологические подходы к интерпретационной оценке материалов и результаты

Для оценки материалов были сформированы две схемы – «базовая» и «расширенная». «Базовый» сценарий подразумевал выполнение следующих процедур: сравнение волнового поля суммарного куба с вариантом архивной обработки на уровне вертикальных/горизонтальных сечений, анализ частотного диапазона, оценку параметра сигнал/помеха, оценку постмиграционных процедур – эффективности подавления следов расстановки («фут-принтов») и спектрального отбеливания, оценку качества привязки контрольной скважины № 1 к волновому полю и оценку формы сейсмического импульса, извлекаемого детерминистическим способом. Указанные процедуры могут быть выполнены за один рабочий день. Схема «расширенной» оценки дополнительно включает: корреляцию отражающих горизонтов, AVO-анализ сейсмограммы ОГТ вблизи контрольной скважины № 1, привязку и оценку импульса по второй скважине, расчет и анализ динамических атрибутов суммарного куба. На выполнение «расширенной» оценки отводилось не более трех дней. Как видно из перечня, результатом выполняемых процедур являются геофизические параметры (отношение сигнал/помеха, коэффициент корреляции сейсмика/синтетика, форма импульса и пр.), которые не представляют практического интереса для специалиста-геолога. Поэтому дополнительно были выполнены построение структурных поверхностей с оценкой точности и акустическая инверсия для прогноза пористости терригенного среднепермского пласта. Результаты этих процедур могут быть верифицированы данными обеих скважин. Конечно, такая работа требует большего времени и была выполнена за рамками оперативного рассмотрения.

Одним из ключевых вопросов для рассматриваемой площади является обоснованность выделения тектонических нарушений – как основного, так и оперяющих второстепенных. Поэтому при оценке информативности вертикальных сечений суммарного куба наибольшее внимание уделялось этому вопросу.


Рис. 2. Сравнение временных разрезов пяти вариантов обработки

На рис. 2 представлены вертикальные сечения пяти кубов по одной и той же линии, проходящей вблизи обеих контрольных скважин. Принципиальных изменений в волновом поле в целевом интервале нет. На разрезе К2 наиболее отчетливо просматривается оперяющее тектоническое нарушение, на уровне ОГ Р2 имеющее характерную цветковую структуру. На разрезе К1 наиболее уверенно отождествляется отраженная волна Ia как динамически выраженная ось синфазности положительной полярности – ОГ приурочен к кровле карбонатных нижнепермских отложений. На разрезах К1, К2 и К3 выразительнее акустический фундамент. Необходимо отметить, что материалы К2 и К4 имеют обратную полярность. Разрезы всех участников имеют значимые различия только в верхнем интервале разреза (времена 0–0,5 сек), разрез К2 выглядит зарегуляризированным. Отражение от поверхности дна моря просматривается только на архивных материалах и результатах переобработки К1. Можно отметить присутствие сквозных динамических аномалий на материалах всех участников, и особенно на материалах К3 и К1, а также присутствие высокочастотного «шума» – нерегулярной энергии частоты более 50 Гц. Это утверждение наглядно демонстрируют разрезы потрассных амплитудно-частотных спектров (f-x-разрезы), представленные на рис. 3. Наиболее ровный по уровню энергии спектр имеет вариант архивной обработки, наибольший уровень «шума» – материалы К3. Значительные провалы частотных компонент 15–20 Гц, 30–40 Гц отмечаются у вариантов К2, К4. Вариант К3 демонстрирует существенную латеральную неоднородность в распределении амплитуд – в западной части площади частотный спектр расширен до 65 Гц, в восточной – сужен до 30 Гц. Отмеченные особенности амплитудно-частотных характеристик всех вариантов, скорее всего, по большей части являются следствием постмиграционной обработки – процедуры спектрального отбеливания.


Рис. 3. Сравнение потрассных амплитудно-частотных спектров (f-x-разрезов), окно расчета 1,5–2,5 сек

При детальном просмотре сейсмических кубов было также отмечено наличие «артефактов» обработки в виде сквозных просечек на материалах К1 и К3 (рис. 4) и в виде миграционных раскруток («улыбок») на материалах PSDM K1. Указанные «артефакты» существенно усложняют интерпретацию, делая невозможной автоматическую корреляцию отражающих горизонтов в зонах их присутствия и искажая динамический диапазон амплитудных атрибутов.


Рис. 4. Схемы среднеквадратических амплитуд, рассчитанные в окне 0–0,5 сек

В ходе экспресс-рассмотрения были рассчитаны амплитудные атрибуты в различных временных окнах: в верхнем интервале 0–0,5 сек (рис. 4) и в целевом ОГ Iа – ОГ Iа + 50 мс (рис. 5). Схема атрибута – среднеквадратическая амплитуда, рассчитанная в окне 0–0,5 сек, не менее интересна, чем аналогичная в целевом интервале.


Рис. 5. Схемы среднеквадратических амплитуд, рассчитанные вблизи кровли карбонатных нижнепермско-каменноугольных отложений (окно расчета ОГ Iа – ОГ Iа + 50 мс). Комментарии в тексте

Вариант архивной обработки позволял только предполагать палеорусло в нижнемеловых отложониях, но проследить его по площади не представлялось возможным. На материалах К2 оно выделяется достаточно уверенно по динамически выраженной аномалии. Картирование подобных аномалий является неосновной, но важной задачей – палеорусла могут быть заполнены грубообломочным материалом и представлять опасность при бурении скважин. Информативность атрибутов К3 и К4 уступает варианту архивной обработки, материалы К3 осложнены сильными «фут-принтами». Атрибут К1 не уступает по информативности варианту К3, хотя, субъективно, границы предполагаемого палеорусла выглядят «замыленными». Такой эффект может быть следствием дополнительных сглаживающих фильтров, применяемых при обработке с целью загладить «артефакты» или «шумы». Сглаживание латеральным фильтром схемы атрибута К2 может привести к аналогичному результату.

В карбонатном нижнепермско-каменноугольном интервале информативность волнового поля значительно отличается между вариантами обработки. Зона основного тектонического нарушения (на рис. 5 показано стрелкой красного цвета) может быть проинтерпретирована по-разному: материалы К1 и К3 позволяют предполагать фрагментарное отсутствие дублирующего (северного) разлома (такие участки показаны стрелкой черного цвета). Динамическая выразительность оперяющего нарушения (стрелка зеленого цвета) также различна. Наиболее выражены оперяющие тектонические нарушения на материалах К2 (показаны стрелками голубого цвета). На схеме К3 вдоль северной границы куба отмечена полосовая амплитудная аномалия (показана стрелкой желтого цвета), не имеющая отношения к геологии. Наиболее интересны изометричные амплитудные аномалии на материалах К1 и К2 (показаны стрелками оранжевого цвета). Диаметр объектов составляет 150–350 м, они могут быть проинтерпретированы как «покмарки» – специфические морфоструктуры, относящиеся к косвенным признакам наличия углеводородов. Возможна и другая интерпретация: вблизи кровли нижнепермско-каменноугольных карбонатов характерно развитие биогермных массивов [1], которые могут вызывать в волновом поле похожие аномалии (рис. 6). Интересны амплитудные аномалии и на разрезах волнового поля: в пределах предполагаемых биогермных построек на материалах К1 и К2 отмечаются «яркие пятна» (показаны прямоугольниками оранжевого цвета) не только на кровле карбонатного комплекса, но и на трех-четырех фазах ниже. Более выраженные в структурном плане предполагаемые карбонатные постройки (показаны стрелками голубого цвета) также имеют амплитудные аномалии. На материалах архивной обработки указанные аномалии не отмечались, на материалах К3 и К4 прослеживаются неуверенно.


Рис. 6. Аномалии сейсмической записи в карбонатном нижнепермско-каменноугольном интервале:
1 – ГИС, 2 – стратиграфические границы (а – выявленные, б – предполагаемые), 3 – разрывные нарушения, 4 – индексы отражающих горизонтов, 5 – индексы стратонов, осадочные комплексы: 6–8 – прибрежные и континентальные, 9–14 – мелководно-морские, 6 – переслаивание глин, 7 – песчаники, 8 – переслаивание ангидритов, алевролитов и алевритопесчаников, 9–11 – известняки и доломиты, 9 – биокластовые, 10 – глинистые, 11 – песчано-глинистые, 12 – глины и алевролиты, 13 – биогермные массивы, 14 – ангидриты с маломощными прослоями известняков и доломитов

Привязка контрольной скважины № 1 к суммарному кубу показала в целом низкие коэффициенты корреляции фактического и синтетического полей: архивная обработка – 0,65, К1 – 0,542, К2 – 0,554, К3 – 0,39, К4 – 0,489 (коэффициент рассчитан в окне 1,4–2,1 сек). При привязке был определен параметр сигнал/шум. По данным двух скважин среднее значение составляет: архивная обработка – 5, К1 – 9, К2 – 5, К3 – 6, К4 – 8. Детерминистическая оценка сейсмических импульсов по данным двух контрольных скважин показала значительные вариации между вариантами обработки. Близкую к нуль-фазовой симметричной форме имеют импульсы материалов К2 и К4, полярность сейсмоданных – обратная (рис. 7). Амплитудно-частотная характеристика импульсов («Amplitude spectrum») показывает значительные различия между скважинами только у сейсмокуба К2, в то время как анализ волнового поля и его атрибутов выявил такую проблему на материалах всех участников. Оценка фазовой характеристики («Phase spectrum») достоверна только в сейсмическом диапазоне частот (до 60 Гц).


Рис. 7. Сейсмические импульсы, извлеченные вблизи контрольных скважин

Анализ корректности восстановления амплитуд с удалением, наличия и величины влияния частично-кратных волнпомех выполнен по сейсмограммам ОГТ. Распределение AVO-откликов отраженной волны Р2 в терригенной части целевого интервала показано на рис. 8. Коэффициент корреляции фактического распределения (кривая синего цвета) и аппроксимации Кнотта – Цепритца (кривая красного цвета) составляет: К1 – 0,516, К2 – 0,662, К3 – 0,778, К4 – 0,345. AVO-распределение сейсмограммы К1 искажено после 3000 м, К4 – до 1700 м, К2 – в области ближних удалений до 700 м, К3 имеет высокую дисперсию амплитуд. Ни один из вариантов обработки не говорит о высоком качестве подготовки сейсмоданных для выполнения AVO-анализа и синхронной инверсии.


Рис. 8. Распределение AVO-откликов отраженной волны Р2

Для удобства анализа полученных результатов была составлена сводная таблица с основными критериями оценки (таблица 2). Выполненный комплекс процедур интерпретационного контроля позволяет уверенно исключить материалы К3, признав их условно пригодными для структурной интерпретации и не пригодными для динамической. Различия между материалами К1, К2 и К4 кроются в деталях. Материалы К1 и К4 характеризуются высоким соотношением сигнал/шум, но уступают К2 в детальности прослеживания тектонических нарушений. На этапе структурной интерпретации для данной площади этот критерий имеет наибольшее значение. Изменение модели разломов за счет повышения ее детальности и достоверности может повлиять на геометрию залежей нижнепермско-каменноугольного резервуара и принятие решений по заложению новых разведочных скважин.

Таблица 2. Технические критерии оценки и полученные результаты

Критерий оценки
(*в целевом интервале)
До переобработки К1 К2 К3 К4
1
Визуально более ровный
разрез потрассных
амплитудно-частотных
спектров (f-x-разрез)*
Без существенных
провалов
Не равномерен по латерали/вертикали, отмечаются области
отсутствия частотных компонент
2 Ширина амплитудно-частотного спектра* 10–50 5–50 (65) 5–50 5–50 (75) 5–45 (50)
3 Уровень «низкочастотных
шумов» (0–10 Гц)*
низкий средний высокий высокий высокий
4 Уровень «высокочастотных
шумов» (50–80 Гц)*
нет низкий нет высокий нет
5 Коэффициент корреляции
сейсмика/синтетика,
контрольная скв. №1
0,65
0,542 0,554 0,39 0,489
6 Форма импульса,
стабильность по площади
смешанно-фазовая,
относит-но
стабильная
нуль-фазовая,
нестабильная (PSDM)
нуль-фазовая,
относит-но
стабильная
смешанно-фазовая,
нестабильная
нуль-фазовая,
стабильная
7 Согласованность
амплитудного спектра
импульса и амплитудного
спектра сейсмоданных
низкая
средняя средняя низкая средняя
8 Отношение сигнал-шум (SNR) 5 9 5 6 8
9 Сквозные динамические
аномалии («амплитудные
столбы»)
есть,
не значител-е
есть,
не значител‑е
есть,
не значител‑е
есть,
значител-е
есть,
не значител-е
10 Артефакты («просечки») нет есть нет есть нет
11 Артефакты миграции
(«миграционный шум»,
«раскрутки»)
«шум» «шум»,
«раскрутки»
«шум» «шум» «шум»,
«раскрутки»
12 Минимальные размеры
выделяемых объектов
(«биогерм»)
не выделяются 150–350 м 150–350 м выделяются
не уверенно
выделяются
не уверенно
13 Детальность волнового поля*
(«фокусировка» разломов) 
средняя высокая высокая низкая средняя
14 Информативность волнового
поля в верхней части
низкая средняя высокая низкая низкая

Результаты дополнительной интерпретации

За рамками оперативного рассмотрения выполнены структурные построения по двум стратиграфическим уровням – кровле среднепермских терригенных отложений (ОГ Р2, маркер II[P2k2]) и кровле нижнепермско-каменноугольных карбонатных отложений (ОГ Ia, маркер I[P1]). Преобразования время – глубина по материалам К2 и К4 осуществлены при помощи модели средних скоростей (пересчет куба скоростей суммирования). По материалам К1 и К3 – моделей интервальных скоростей (глубинно-скоростные модели, использованные для глубинной миграции). На рис. 9 показано сопоставление скоростных моделей с данными ВСП по контрольной скважине № 1: в левом столбце приведено сопоставление кривых средней скорости, в правом – интервальной. Кривые черного цвета – данные ВСП, синего – К1, зеленого – К2, оранжевого – К3, красного – К4. Значительные отличия имеет модель средней скорости К2 (значения завышены начиная с глубины ∼1700 м).


Рис. 9. Сопоставление моделей скоростей с данными ВСП по контрольной скважине № 1
Левый столбец – средние скорости, правый – интервальные.
Кривые черного цвета – данные ВСП, синего – К1, зеленого – К2, оранжевого – К3, красного – К4

Несмотря на то что данные ВСП были использованы при построении ГСМ участниками К1 и К3, модель не точно передает скоростную характеристику среды. Существенные различия наблюдаются и во временах регистрации ОГ между вариантами обработки. На рис. 10 показаны схемы изохрон по ОГ Р2 в единой цветовой палетке: в пределах основного вала разница в То составляет до 20 мс, в опущенном южном блоке – до 50 мс. Вариации скоростной модели и наблюденных времен закономерно приводят к значительным расхождениям в прогнозных структурных поверхностях. Оценка точности в контрольных скважинах говорит о неприемлемых результатах для материалов К1 и К2, удовлетворительных – для К4 и условно приемлемых для К3 (таблица 3). В то же время изменения глубин по скважинным отбивкам показывают тренд на повышение в западном направлении (по кровле среднепермских отложений скважина № 2 выше почти на 50 м скважины № 1). Прогнозная структурная карта по ОГ Р2 варианта К3 дает прогноз практически одинаковых значений глубины в обеих скважинах, вариант К4 согласуется с геологическим трендом.


Рис. 10. Схемы изохрон ОГ Р2

Для оценки точности структурных построений по ОГ Ia в скважине № 2 поставлен прогнозный маркер кровли карбонатных нижнепермско-каменноугольных отложений (3010 м*). Сравнение значений прогнозной глубины со скважинными подтверждает сделанный вывод о неудовлетворительных результатах при использовании скоростных моделей К1 и К2. Модель К4 показала значительную ошибку по кровле нижнего резервуара (158 м).

Таблица 3. Оценка точности структурных построений по ОГ Р2 и ОГ Ia

ОГ Р2 – кровля среднепермских терригенных отложений
II (P2K2) Скважина № 1 Скважина № 2
    невязка
(+ прогноз глубже,
- прогноз выше)
невязка в % от глубины
страт. отбивки
  невязка
(+ прогноз глубже,
- прогноз выше)
невязка в % от глубины
страт. отбивки
well_pick 2569,7     2522,5    
К1 2658 88,3 3,4 2639,5 117 4,6
К2
2709 139,3 5,4 2717 194,5 7,7
К3 2534,8 -34,9 -1,4 2535 12,5 0,5
К4 2523 -46,7 -1,8 2533    10,5 0,4
ОГ Ia – кровля нижнепермско-каменноугольных карбонатных отложений
I (P1) Скважина №1 Скважина №2

невязка
(+ прогноз глубже,
- прогноз выше)
невязка в % от глубины 
страт. отбивки

невязка
(+ прогноз глубже,
- прогноз выше)
невязка в % от глубины
страт. отбивки
well_pick
3093,1

3010*

К1
3231 137,9 5,4 3240,7 230,7 9,1
К2
3340 246,9 9,6 3367 357 14,2
К3
3015 -78,1 -3,0 3013 3 0,1
К4 3132 38,9 1,5 3168 158 6,3

Оценка точности прогноза ФЕС выполнена на основе куба прогнозной пористости для средне-пермского терригенного резервуара, который получен пересчетом куба акустического импеданса по линейной зависимости, установленной в ходе ранее выполненных работ. Использован модель-базированный алгоритм акустической инверсии редких импульсов (Model based Constrained Sparse Spike Inversion). Низкочастотная модель построена по данным каротажа контрольной скважины № 1. Для каждого набора сейсмоданных использован импульс, определенный при привязке скважины № 1 (рис. 7). Процедуры дополнительной амплитудной или частотной балансировки к сейсмическим данным не применялись. Качество решения акустической инверсии оценено традиционными способами: по коэффициенту корреляции восстановленной в результате инверсии псевдокривой и фактической кривой акустического импеданса; по уровню невязок восстановленных и исходных сейсмических данных. Коэффициенты корреляции по обеим скважинам у всех вариантов сейсмоданных низкие, не превышают 0,5. Закономерно, восстановление акустической модели в точке скважины № 2, исключенной при построении низкочастотной модели, не отвечает требованиям. Восстановление сейсмических данных у всех вариантов обработки хорошее для диапазона частот до 50 Гц, энергия большей частоты, как отмечалось при анализе волнового поля (рис. 2), представляет собой нерегулярный фрагментарный «шум» и не восстанавливается при инверсии. Количественная оценка точности прогноза пористости выполнена для среднепермского пласта IVa и верифицирована данными РИГИС, прогнозные схемы показаны на рис. 11. В контрольной скважине № 1 для пласта IVa значение пористости определено равным 17,7%, прогнозное значение по материалам К1 составляет 16,0%, К2 – 17,6%, К3 – 13,3%, К4 – 15,9%. В контрольной скважине № 2 коллектор в пласте IVa не выделен, граничное значение пористости для выделения коллектора составляет 12,4%. Прогнозное значение по материалам К1 – 14,4%, К2 – 12,3%, К3 – 13,4%, К4 – 12,9%. В то же время по схемам всех вариантов скважина № 2 расположена в зоне ухудшенных фильтрационно-емкостных свойств, тяготеющей к основному субширотному разлому. В целом прогнозные схемы пористости имеют те же недостатки, которые были отмечены при анализе амплитудных атрибутов (рис. 4, 5), и могут довести вплоть до противоположных выводов при геологической интерпретации.


Рис. 11. Схемы прогнозной пористости среднепермского терригенного пласта IVa

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненный комплекс интерпретационных процедур для оценки четырех вариантов обработки сейсмоданных можно разделить на два блока: на начальном этапе получены геофизические параметры, характеризующие волновое поле, и выполнена качественная, по большей части визуальная оценка особенностей сейсмической записи. Основной вывод заключается в том, что сейсмоданные всех вариантов, включая архивную обработку, не имеют принципиальных отличий между собой. Переобработка дает прирост в «деталях», которые добавляют информацию в геологическую модель, но не меняют ее.

На втором этапе были выполнены времяемкие интерпретационные процедуры (структурные построения и акустическая инверсия), которые подтвердили сделанные выводы. Недостаточная точность структурных построений характерна для материалов как после временной, так и глубинной миграции. Больший негативный эффект представляют вариации изохронных поверхностей одного и того же отражающего горизонта: на расстоянии 7 км между скважинами два варианта обработки показывают наличие про- гиба в центральной части валообразного поднятия, два – нет. Меняется и ширина основного поднятия, и морфология поверхностей в поднятом (северном) блоке. Не меньшие изменения претерпевает модель тектонических нарушений. Плоскости основных субширотных разломов по разным вариантам обработки близки между собой, а оперяющие нарушения меняют как свое положение, так и простирание, особенно в опущенном блоке.

Попытка динамической интерпретации показала низкую ценность полученных результатов. Сейсмические данные для выполнения акустической инверсии должны быть подготовлены специальным образом, и наличие «артефактов» обработки в виде сетки «фут-принтов» или сквозных динамических аномалий искажает распределение прогнозных параметров. Количественная оценка в двух скважинах не является представительной, прогнозы по всем вариантам обработки близки, и отличия не превышают 30%. Больший интерес вызывают закономерности в распределении прогнозного параметра по площади. Все четыре варианта указывают на ухудшение коллекторских свойств в зоне основного субширотного разлома. Роль оперяющих тектонических нарушений в распределении ФЕС остается в зоне неопределенности: два варианта обработки позволяют предполагать ухудшение свойств в разломной зоне, два – нет. Какой из вариантов геологической модели «правильный»? На текущей стадии изученности месторождения ответить на этот вопрос не представляется возможным.

Проведенный сравнительный анализ показал, что, несмотря на то что тестовую переобработку выполняли ведущие сервисные компании, обладающие большим опытом и современными программными пакетами, результаты имеют ряд отличных между собой достоинств и недостатков, что затрудняет выбор однозначного лидера.

Основной задачей, стоящей сегодня перед сейс-моразведкой на данной площади, является построение детальной структурно-тектонической модели. В условиях блокового строения месторождения уверенность в выделении и прослеживании разрывных нарушений соизмерима с геологическим успехом новой скважины. Наибольшая детальность отмечена у материалов участника К2, позволяющая уточнить построенную модель разломов.

Стоит также отметить, что результат архивной обработки не является однозначным «аутсайдером» в ряду с новыми кандидатами. Обработка сейсмо-данных – сложный, вариативный процесс, который без должного контроля со стороны специалиста-интерпретатора и специалиста-геолога может приводить к противоречивым результатам, снижая ценность полученной информации, детальность и точность построенных на ее основе геологических моделей.

Авторы благодарят ООО «Газпромнефть-Сахалин» за разрешение на публикацию этой статьи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Жемчугова В.А. Резервуарная седиментология карбонатных отложений. Курс лекций. М.: Ред.-изд. центр ЕАГО, 2014.

Возврат к списку