Методические приемы изучения распределения аномалий волнового поля и их природы в интервале понт-плиоценовых отложений с целью повышения эффективности ГРР

А. Вранькович, Т.В. Ольнева, И. Дулич, К.А. Ежов, Я. Совиль, А.Е. Родионов, О. Попов

Журнал «Геофизика»

Компания «Газпром нефть» активно вкладывает инвестиции в исследования углеводородного потенциала Паннонского бассейна. В настоящий момент более 25% территории Воеводины (одна из провинций Сербии) покрыто сейсмическими съемками 3D. Качество современных данных открывает новые возможности для детальных исследований. Отложения сейсмо-стратиграфического комплекса верхнего миоцена сформированы премущественно в озерно-дельтовых и аллювиальных условиях. К обозначенному комплексу приурочены газовые месторождения, которые проявляются в волновом поле через амплитудные аномалии типа bright spot. Новый комплексный подход к сейсмогеологической интерпретации целевого интервала исследований вместе с анализом седиментационных характеристик, выполнением петроупругого моделирования позволил по-новому взглянуть на перспективы объектов, выделенных ранее на основании наличия аномалии типа bright spot. Детальные исследования подобных аномалий направлены в целом на снижение рисков в геолого-разведочном процессе.

Введение и постановка проблемы

Тема прямых поисков углеводородов путем вовлечения в процесс интерпретации динамических характеристик волнового поля актуальна с 50-х годов прошлого века, в то время были выдвинуты первые гипотезы об изменении интенсивности отражений при переходе от водонасыщенной части коллектора к нефтегазонасыщенной. История вопроса подробно изложена в публикации Ф.Д. Хилтермана «Интерпретация амплитуд в сейсморазведке» [1]. Еще в 1963 году В.В. Черлин и А.А. Сергеев сформулировали четыре ключевых диагностических признака прямых поисков: «яркие пятна», интерференционные эффекты на краях залежей, «плоские пятна» и поглощение («тусклые пятна»).

Применение критериев прямого поиска в конце 1980-х годов на основе интерпретации сейсмических данных 2D позволило открыть на территории Сербии целый ряд месторождений. Стоит отметить, что для этого региона в интервале сейсмического изображения, соответствующем потенциально продуктивным отложениям понта и плиоцена, амплитудные аномалии типа bright spot являются характерной особенностью сейсмических разрезов и до последнего времени считались надежным поисковым критерием. В пределах обозначенного интервала по статистическим данным на площади исследований к настоящему моменту выявлено около 97 месторождений: 46 месторождений находится в отложениях нижнего понта, 33 – в отложениях верхнего понта и 18 – в отложениях плиоцена. Одна шестая часть запасов и ресурсов сосредоточена в отложениях верхнего понта и плиоцена, остальные – в отложениях нижнего понта (рис. 1, 2).


Рис. 1. Вертикальное сечение (вертикальная шкала во временном масштабе), демонстрирующее аномалии, связанные с существующими месторождениями газа в отложениях верхнего понта (горизонтальный масштаб указан на рис. 2)


Рис. 2. Отображение аномалий на седиментационном слайсе. Линия разреза показана для сечения на рисунке 1 (шаг по инлайнам и кросслайнам в пределах съемки – 20 метров)

Однако результаты бурения последних лет демонстрируют, что природа аномалий не связана исключительно с наличием УВ. По этой причине один из важных поисковых критериев оказался под вопросом и обозначилась проблема корректной интерпретации аномалий в данных сейсмогеологических условиях. С одной стороны, известно, что если порода насыщена газом на 5–10%, то дальнейшее насыщение газом оказывает лишь незначительный эффект на скорость Р-волны, и это означает, что «экономически рентабельные газовые залежи характеризуются практически такими же сейсмическими амплитудами Р-волн, как и истощенные коллекторы» [1]. С другой стороны, слои угля, вулканического пепла, мергелей и других подобных акустически контрастных включений могут проявляться через аномалии в волновом поле.

Для повышения надежности сейсмогеологической интерпретации и снижения рисков геолого-разведочных работ было проведено исследование на предмет установления возможных закономерностей в распределении аномалий с целью выявления их взаимосвязи с определенным типом седиментационных объектов. В дополнение к этому было выполнено петроупругое моделирование для определения потенциальных возможностей сейсмического метода в задачах вычленения в волновом поле литологических неоднородностей и газонасыщенных коллекторов.

Исходные данные 

В структурно-тектоническом отношении территория исследований расположена в пределах тектонической микроплиты Тиссия основания Паннонского бассейна. Формирование отложений понта и плиоцена происходило в условиях Паннонского моря-озера, изоляция которого датируется концом сарматского времени (11,6–11,3 млн лет). Образовавшийся бассейн глубиной около 1000 метров был быстро опреснен впадающими в него реками, которые привносили огромное количество терригенного материала, формируя клиноформные толщи бокового наращивания. В региональном плане зафиксировано несколько источников сноса: с северо-восточного, северо-западного, западного и южного направлений. В конце понта – начале плиоцена в регионе отмечались активные тектонические подвижки. Прогрессивно сокращавшееся в размерах Паннонское озеро окончательно перестало существовать на рубеже плейстоцена и голоцена [2–12, 14–16].

Площадь, включенная в данное исследование, охватывает более 5 500 кв. км, что составляет 25% от общей площади нефтегазовой провинции Воево- дины (Сербия). Современный этап активных сейсмических исследований в модификации МОГТ 3D начался с 2011 года. В основном параметры сейсморазведочных работ выдерживаются на всех площадях: источники – вибраторы, расстояние между точками возбуждения – 40 метров, расстояние между приемниками – 40 метров, бин 20 х 20 м, шаг дискретизации – 2 мсек, продолжительность записи – 5 секунд, длина расстановки до 3 км. Сейсмогеологические условия в целом благоприятные, полевой материал хорошего качества. Особенностью проведения полевых работ на территории автономного края Воеводины в Сербии является высокая плотность населения, большое число деревень, дорог, озер, рек, большое количество хозяйствующих субъектов. Эти факторы оказывают значительное влияние на нерегулярное распределение геометрии наблюдений и помехи. Обработка сейсмических данных проводилась в программном комплексе Echos компании Paradigm, интерпретация с применением сейсмостратиграфических и сейсмофациальных подходов в программных комплексах компаний Paradigm и Schlumberger. Для комплексирования с сейсмическими данными в проект был вовлечен материал более 2000 скважин.

Методология 

Согласно сейсмостратиграфическому региональному анализу, в интервале сейсмических разрезов, соответствующих отложениям понта и плиоцена, выделяется два сейсмостратиграфических комплекса (ССК): проградационный ССК и комплекс, передающий условия озерно-аллювиальной равнины.

Особенностью сейсмических разрезов является невыдержанность осей синфазности по латерали вследствие быстрой смены фациальных обстановок, что в значительной степени затрудняет корреляцию отражающих горизонтов. Поэтому для экспресс-анализа распределения аномалий был разработан собственный оригинальный подход. На первом этапе проводилась загрубленная корреляция условных отражающих горизонтов. В базовый каркас обязательно входили горизонты, к которым приурочены существующие месторождения. Далее средствами программного комплекса Petrel вблизи каждого горизонта создавался подобъем сейсмических данных – geoprobе, временные толщины определялись субъективно, в зависимости от сейсмического изображения. Возможен вариант формирования объема сейсмоданных между горизонтами. На третьем этапе использование режима «прозрачности» позволяло выделять в локальных объемах наиболее амплитудные объекты, которые на языке программного обеспечения для интерпретации именуются как geobody. Таким образом, по-интервально «сканировался» весь объем. Выделение подобным путем наиболее амплитудных объектов позволяло определиться с их формой, диспозицией по отношению к соседним объектам, приуроченностью к конкретной обстановке осадконакопления, чтобы на следующем этапе оперативно подключить скважинную информацию для более детального седиментационного анализа. Наиболее интересные выявленные объекты впоследствии были проинтерпретированы более детально с применением традиционных подходов и инструментов сейсмо-фациального анализа (рис. 1).

В соответствии с геологическим строением понт-плиоценовых отложений были выделены пять категорий обстановок осадконакопления: 1 – озерно-аллювиальная равнина (рис. 1), 2 – фронтальная часть дельтового комплекса, 3 – продельта и склон с характерными гравитационными процессами, 4 – подножие склона (рис. 2, 3, 4), 5 – подводная равнина понтийского моря-озера. С помощью описанного подхода удалось собрать интересную статистику по приуроченности аномалий к каждой из указанных обстановок.


Рис. 3. Пример выделения в локальном объеме русловых объектов


Рис. 4. Отображение на седиментационном слайсе в кровле проградационного ССК элементов дельтового комплекса и склона с характерными гравитационными процессами

В дополнение к вышеизложенному, тестировались различные сейсмические атрибуты на предмет их эффективности в проявлении контрастных аномалий, такие как Original Amplitude, RMS, Average energy, Sweetness и Envelope. По рекомендации производителей программного обеспечения, эти атрибуты наилучшим образом проявляют более сильные амплитудные отклонения по отношению к базовым значениям, т.е. которые косвенно подчеркивают аномалии типа bright spot. Корреляция значений интенсивности амплитуд с указанными значениями сейсмических атрибутов указывает на равномерность результатов анализа.


Рис. 5. Пример выделения приемами прозрачности в кровле проградационного ССК элементов дельтового комплекса.
Аномалия желтого цвета соответствует небольшой газовой залежи (структурная ловушка)


Рис. 6. Пример выделения приемами прозрачности в подошве проградационного ССК особенностей сейсмического изображения, характерных для оползневых образований

Для определения потенциальных возможностей геологической интерпретации сейсмических данных были реализованы базовые подходы Rock Physics. В качестве исходных были использованы данные ВАК (волновой акустический каротаж) по трем скважинам различных месторождений в пределах изучаемой площади. Исходя из определенных по АКШ базовых значений скоростей P- и S-волн, по стандартным уравнениям были рассчитаны значения упругих модулей, отношение Vp/Vs и величина акустического импеданса. Затем была проведена петрофизическая интерпретация, определены ФЕС (фильтрационно-емкостные свойства) и проведена литологическая разбивка на качественном уровне. Далее были определены свойства нефти и воды в пластовых условиях: значения объемной плотности и модуля всестороннего сжатия. Следующим шагом осуществлялась подготовка алгоритма для синтезирования скорости S-волны в скважинах без ВАК. Она включала в себя, последовательно, проведение флюидозамещения и подбор параметров в эмпирическом уравнении Гринберга – Кастаньи [13]. Учитывая простой минеральный состав данных отложений и проведя проверку, сравнение поскважинных моделей с общей, было решено, что выбранный подход отвечает необходимым требованиям и является устойчивым.


где L – число отдельных мономинеральных лито-логических разностей, Xi – объемные доли литологических разностей, aij – эмпирический параметр, Ni – степень полинома для разности i, Vp и Vs – скорость продольной и поперечной волн (км/с) в поли-минеральной породе, насыщенной моделью пластовой воды заданных свойств.

Рис. 7. Кросс-плот: акустический импеданс по оси Х (AI) и Vp/Vs по оси Y (материал по трем опорным скважинам)

По результатам анализа кросс-плота AI и Vp/Vs по трем опорным скважинам (рис. 7) можно сделать следующие выводы:

— интервалы коллекторов-песчаников и углей обладают схожими значениями акустического импеданса, что делает их разделение стандартными методами невозможным. Однако подобная дифференциация становится возможной, если опираться на совместные показания P- и S-волн с учетом использования кривых, скорректированных за характер насыщенности;

— величина объемной глинистости достаточно четко связана с величиной отношения Vp/Vs, что потенциально позволяет выявлять наименее глинистые интервалы (песчаники) по акустическим данным;

— плотные прослои, такие как карбонаты и мергели, могут быть выделены на основе подобных наблюдений по увеличению акустического импеданса;

— для корректного учета эффекта влияния УВ на значения упругих модулей необходимо реализовать другие, более сложные подходы, основанные на моделировании упругих свойств при наличии точной объемной флюидоминеральной модели, основанной на показаниях высокотехнологичной аппаратуры.

Результаты исследований амплитудных аномалий

Положение № 1. Анализ действующих месторождений позволил сделать заключение, что только одна треть залежей проявляется в волновом поле в виде амплитудных аномалий. Простая статистическая выборка эффективно развеяла миф о надежном поисковом критерии.

Положение № 2. Прогноз газонасыщенного коллектора на основе комплексирования сейсмических и скважинных данных гипотетически возможен, но не гарантирует обнаружения экономически рентабельных месторождений. Более надежно можно предсказать распространение коллекторов и угольных пластов.

Положение № 3. Анализ распределения действующих месторождений газа по седиментационным обстановкам демонстрирует, что большинство месторождений приурочено к первым трем категориям: 1 – 22%, 2 – 27%, 3 – 28%, 4 – 2%, 5 – 2%, распределение ресурсов: 1 – 5%, 2 – 35%, 3 – 57%, 4 – 2%, 5 – 1%. Статистическое распределение аномалий демонстрирует несколько другое соотношение: 1 – 46%, 2 – 39%, 3 – 10%, 4 – 10%, 5 – 3%. Сопоставление со статистикой распределения месторождений позволяет сделать вывод, о том, что значительная часть аномалий в интервалах озерно-аллювиальных отложений плиоцена, по-видимому, вызвана исключительно литологическим фактором. Сопоставляя две статистические выборки, необходимо учитывать первое положение о том, что только одна треть залежей проявляется в волновом поле в виде амплитудных аномалий.

Положение № 4. В интервалах сейсмических данных, сопоставимых с обозначенными обстановками осадконакопления, аномалии волнового поля создают благоприятную среду для проведения сейсмофациального анализа, так как через специфическую форму передают информацию о характере седиментационного объекта.

В интервале, ассоциированном с озерно-аллювиальной равниной, аномалии принимают линейные и синусоидальные формы, характерные для палео-русел, изометричные локальные формы возможных мелких озерно-болотных образований, серповидную форму отдельных узнаваемых элементов аллювиальной системы. Аналогичные формы характерны и для фронтальной части дельтового комплекса. Высока вероятность того, что аномалии в волновом поле могут быть спровоцированы пластами угля, характерными для данных обстановок осадконакопления, и небольшими скоплениями биогенного газа.

Для участков продельты и склона наличие аномалий зачастую коррелируется с развитием оползневых фаций. Высказывается предположение, что аномалия создается акустически контрастными пластами мергелей, которые, в свою очередь, обеспечивают облегченное скольжение залегающих на них осадков и являются одним из элементов целостного механизма формирования оползней.

В обстановке подножия склона через локальные особенности сейсмического изображения традиционно проявляются конусы выноса с распределительными каналами и отдельными лопастями. Последним иногда соответствуют достаточно контрастные аномалии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненный анализ распределения аномалий позволил утвердиться в том, что наличие аномалии не является гарантом обнаружения газовых месторождений в интервале исследований. Большинство аномалий спровоцированы литологическим фактором и способствуют проявлению в волновом поле седиментационных объектов, создавая благоприятные условия для проведения сейсмо-фациального анализа. Анализ интенсивности аномалий демонстрирует, что контрастных аномалий, амплитудные значения которых в 10 раз превышают общий фон, всего 10%. Поэтому для корректного определения потенциальной успешности выявляемых объектов ГРР необходим как можно более критичный анализ целого ряда факторов.

Во-первых – корректные подходы к обработке исходных данных с целью избежания появления ложных аномалий, например вследствие недоучета верхней части разреза, некорректного шумоподавления, проблем с подавлением кратных волн-помех, с точностью построения ГСМ и проведения миграционных преобразований.

Во-вторых, комплекс факторов, таких как: картирование аномалии в пределах зоны с доказанной нефтегазоносностью, отождествление аномалии с потенциальной структурной или литологической ловушкой, установленная продуктивность нижележащих отложений, наличие каналов миграции. Дополнительным аргументом могут послужить результаты AVO/AVA-анализа. Подобный всесторонний объективный анализ сможет обеспечить повышение эффективности разбуривания подобных объектов с небольшими запасами, которые вследствие неглубокого залегания экономически рентабельны.

Благодарности

Авторы выражают благодарность коллегам, участвовавшим в выполнении проекта на разных его этапах. Это Снежана Марјановић, Снежана Антић, Предраг Цвијић, Марина Галамбош, Владана Радевић, Стеван Дорошков, Немања Немањић, Светлана Рассказова, Дмитрий Кузьмин, Александр Буторин, Сергей Французов, Антон Арсибеков.

ЛИТЕРАТУРА

1. Хилтерман Ф.Д. Интерпретация амплитуд в сейсмо-разведке. Тверь: ООО «Издательство ГЕРС», 2010. 256 с.

2. Allen J.R.L. Sediments of the modern Niger delta: A summary and review. In: Morgan, J.P. (Ed.) Deltaic sedimentation (Moderna and ancient). Society of Economic Paleontologist and Mineralogist. 15. 1970. Р. 138–151.

3. Belde J., Back S. and Reuning L. Three-dimensional seismic analysis of sediment waves and related geomorphological features on a carbonate shelf exposed to large amplitude internal waves, Browse Basin region, Australia. Sedimentology. 62. 2015. P. 87–109.

4. Borgh D. Radivojević and L. Matenco. Constraining forcing factors and relative sea-level fluctuations in semi-enclosed basins: the Late Neogene demise of Lake Pannon. Basin Research. 27. 2015 Р. 681–695.

5. Dulić I., Vranjković A., Bogićević G., Pađen M. and Galamboš M. Preliminary study of Miocene-Pliocene progradational series from south-eastern part of Pannonian Basin. Book of Abstracts 5th Croatian Geological Congress. Osijek. 2015. С. 60–61.

6. Ćorić S., Pavelić D., Rögl F., Mandic O., Vrabac S., Avanić R., Jerković L. and Vranjković A. Revised Middle Miocene datum for initial marine flooding of North Croatian Basins (Pannonian Basin System, Central Paratethys). Geologia Croatica. 62/1. 2009. Р. 31–43.

7. Horváth F., Musitz B., Balász A., Végh A., Uhrin A., Nádor A., Koroknai B., Pap N., Tóth T. and Warum G. Evolution of the Pannnonian basin and its geothermal resources. Geothermics. 53. 2015. Р. 328–352.

8. Kovačić M., Županić J., Babić Lj., Vrsaljko D., Miknić M., Bakrać K., Hećimović I., Avanić R. and Brkić M. Lacustrine basin to delta evolution in the Zagorje Basin, a Pannonian subbasin (Late Miocene: Pontian, NW Croatia). Facies. 50/1. 2004. P. 19–33.

9. Magyar I., Geary D., Müller P. Paleogeographic evolution of the Late Miocene Lake Pannon in Central Europe. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology. 147/3-4. 1999. P. 151–167.

10. Magyar I., Radivojević D., Sztanó O., Synak R., Ujszászi K. and Pócsik M. Progradation of the paleo-Danube shelf-margin progradation across the Pannonian Basin during the Late Miocene and Early Pliocene. Global and Planetary Change. 103. 2013. P. 168–173.

11. Mandic O., de Leeuw A., Bulić J., Kuiper K.F., Krijgsman W. and Jurišić-Polšak Z. Paleogeographic evolution of the Southern Pannonian Basin: 40Ar/39Ar age constraints on the Miocene continental series of Northern Croatia. International Journal of Earth Sciences. 101. 2012. С. 1033–1046.

12. Mandic O., Kurečić T., Neubauer T.A. and Harzhauser M. Stratigraphic and palaeogeographic significance of lacustrine molluscs from Pliocene Viviparus beds in central Croatia. Geologia Croatica, 68/3. 2015. P. 179–207.

13. Mavko G., Mukerji T. and J. Dvorkin. The Rock Physics Handbook. Cambridge. 2009. P. 375.

14. Pavelić D. Tectonostratigraphic model for the North Croatian and North Bosnian sector of the Miocene Pannonian Basin System. Basin Research. 12. 2001. P. 359–376.

15. Sztanó O., Szafián P., Magyar I., Horányi A., Bada G., Hughes D., Hoyer D. and Wallis R. Aggradation and progradation controlled clinothems and deep-water sand delivery model in the Neogene Lake Pannon, Makó Trough, Pannonian Basin, SE Hungary. Global and Planetary Change. 103. 2013. P. 149– 167.

16. Vrbanac B., Velić J. and Malvić T. Sedimentation of deep-water turbidities in the SW part of the Pannonian Basin. Geologia Carpatica. 61/1. 2010. P. 55–69.

Возврат к списку