Сейсмогеологические модели нефтегазовых месторождений юго-востока Западно-Сибирской плиты 25. 00. 10 геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Вид материала

Диссертация

Содержание Глава 1. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ Сейсмостратиграфическое и сейсмоморфологическое моделирование нефтегазоносных комплексов 1.2. Сейсмотектонические и сейсмофациальные модели осадков рифтовых впадин и их обрамления Сейсмотектонические модели трещиноватости Физико-геологическое моделирование 2.1. Сейсмотектоническая модель нефтегазоносных 2.2. Ритм осадконакопления, его проявление в форме 2.3. Дополнительные системы в зональном Параметризация сейсмоморфоструктур 3.1. Природа кольцевой зональности 3.2. Типовые формы кольцевой зональности 3.3. Сейсмоморфологическое проявление 3.4. Критерии ранжирования кольцевой зональности Основные результаты исследований опубликованы Известия высших учебных заведений. Геология и разведка

Подобный материал:

• Рабочий учебный план специальности 130201/02 Геофизические методы исследований скважин/Геофизические, 235.37kb.
• Паспорт специальности 25. 00. 10 – геофизика, геофизические методы поисков полезных, 174.87kb.
• Совершенствование метрологического обеспечения инклинометрии нефтегазовых скважин 25., 254.4kb.
• Методика изучения деформационного состояния геологической среды района екатеринбурга, 290.94kb.
• Рабочая программа учебной дисциплины ф тпу 1-21/01 утверждаю, 314.31kb.
• Комплекс геофизических и геохимических методов исследований при проектировании, строительстве, 427.17kb.
• Рабочая учебная программа дисциплины гсэ. Ф. 10 Экономика закреплена за кафедрой экономической, 144.71kb.
• Учебной дисциплине «Минералогия и петрография» для специальностей 130103 Геофизические, 10.49kb.
• Рабочая программа дисциплины ф тпу 1 21/01 Рабочая программа учебной ф тпу 1-21/01, 191.37kb.
• Программа минимум кандидатского экзамена по специальности 25. 00. 10 Геофизика, геофизические, 112.68kb.

На правах рукописи


Устинова Вера Николаевна


Сейсмогеологические модели нефтегазовых

месторождений юго-востока

Западно-Сибирской плиты


25.00.10 – геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых


Автореферат


диссертации на соискание учёной степени

доктора геолого-минералогических наук


Санкт-Петербург – 2009

Работа выполнена в Томском политехническом университете


Научный консультант: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Ерофеев Леонид Яковлевич


Официальные оппоненты:

доктор технических наук,

профессор Афанасьев Виталий Сергеевич

доктор геолого-минералогических наук,

профессор Лебедев Борис Андреевич

доктор технических наук,

профессор Молчанов Анатолий Александрович


Ведущая организация: ООО «Томскгазпромгеофизика»


Защита диссертации состоится «_21» _мая____2009 г. в 15. 00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.232.19 при Санкт-Петербургском государственном университете по адресу: 199034, Санкт-Петербург, Университетская наб., 7/9, ауд. 52,
геологический факультет


С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке

Санкт-Петербургском государственном университете.


Автореферат разослан __ __________ 2009 г.


Учёный секретарь

диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук Вагин С.А.

ВВЕДЕНИЕ


Диссертация освещает исследования автора в области сейсморазведки. Работа посвящена изучению опыта и эффективности сейсмических исследований при решении задач нефтяной геологии, связана с созданием пространственных сейсмогеологических моделей нефтегазоносных отложений, разработкой методики сейсмофациального ранжирования нефтегазоносных толщ, прогноза нефтенасыщенных и высокодебитных коллекторов продуктивных отложений чехла юго-востока Западно-Сибирской плиты.

Работа выполнялась в процессе реализации научных программ Комитета природных ресурсов по комплексному изучению недр Западной Сибири.

Объектами исследований были: а) сейсмоморфологические и сейсмоморфофациальные особенности и характеристики разнопорядковых структур чехла; б) пространственно-зональное сейсмофациальное строение продуктивных отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты; в) физико-геологические изменения в нефтегазоносных разрезах под влиянием углеводородов (УВ), характер их проявления в полях сейсмических параметров.

Актуальность работы. В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции перспективы нефтегазоносности связываются с неструктурными ловушками, малоамплитудными поднятиями. Актуальным является создание сейсмогеологических моделей нефтегазоносных отложений и месторождений УВ, отвечающих уровню сложности решаемых задач, создание эффективной методики комплексной интерпретации сейсмогеологических данных, с целью изучения латерально-зонального распространения песчаных фаций коллекторов и обнаружения областей максимального нефтегазонасыщения.

Цель исследований. Цель исследований состояла в изучении сейсмоморфоструктурных и сейсмофациальных параметров и характеристик высокодебитных залежей и нефтегазоносных отложений, в разработке геометрических и вероятностно-статистических моделей вещественно-структурных сочетаний и парагенетических ассоциаций компонентов геологических объектов нефтегазоносного разреза, которые, аддитивно проявляясь в сейсмическом волновом поле, наилучшим образом характеризуют нефтегазоносность.

Основные задачи исследований

1. Сейсмофациальное моделирование. Фациально-генетическая интерпретация результатов сейсмостратиграфических построений для нефтеперспективных отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты, анализ их циклического строения и площадной локализации.

2. Выявление закономерностей в строении сейсмофациальных комплексов, в зональном распределении нефтеперспективных фаций.

3. Сейсмоморфологическое моделирование. Определение роли морфологических параметров структур, особенностей строения рифтовых впадин и направленности пострифтовых процессов, разноориентированных тектонических нарушений и тектонической трещиноватости в формировании и разрушении залежей УВ, их пространственном местоположении и параметрах продуктивности. Создание сейсмотектонических моделей пострифтовых бассейнов.

4. Петрофизическое моделирование. Изучение зональности новоминеральных образований в нефтегазоносном разрезе, особенностей проявления новоминеральных ассоциаций в сейсмическом волновом поле. Создание геосейсмической модели залежи УВ.

5. Вероятностно-статистическая параметризация геологических объектов благоприятствующих нефтегазонакоплению и их аномальных проявлений в сейсмических параметрах. Разработка методики анализа ритмического строения сейсмокомплексов, как последовательности формирования структурно-вещественных ассоциаций горных пород и этапности развития нефтегазоносных структур.

6. Разработка классификации типовых форм структур, их геометрическая (фрактальная) и статистическая параметризация, разработка способов их разделения (выделения) по морфоструктурным характеристикам и особенностям проявления в сейсмическом волновом поле.

Научная новизна

1. Выявлены сейсмогеологические закономерности циклического и латерально-зонального (радиально-симметричного) строения нефтегазоносных продуктивных комплексов на юго-востоке Западно-Сибирской плиты; уточнены параметры петрофизической модели залежи УВ, определены признаки нефтегазоносности и характер их проявления в сейсмическом волновом поле. 2. По данным сейсморазведки построены схемы зонального распределения песчаных отложений нефтегазоперспективных горизонтов. Изучены особенности геотектонического и сейсмоциклостратиграфического строения продуктивной угленосно-нефтегазоносной формации юго-востока Западно-Сибирской плиты. 3. В нефтегазоносном разрезе выявлены комплексы пород ранга мезоциклита, характеризующиеся устойчивостью и повторяемостью рисунка электро- и сейсмокаротажных кривых, отвечающие размерности сейсмического сигнала. 4. Доказано наличие пространственного дополнения в осадочном заполнении территорий на всех уровнях формирования осадка; на уровне мезоциклита проявляющееся в выдержанности сейсмических границ и латеральной изменчивости формы сейсмического сигнала. 5. По сейсмоморфологическим данным изучено влияние на процессы формирования, местоположение и сохранность залежей УВ разноориентированных систем тектонических трещин, рифтовых структур. 6. Установлены закономерности в сочетании морфологических элементов структур, сейсмоморфологическом облике проявления песчаных фаций и их аномальном проявлении в полях сейсмических параметров. 7. Разработаны сейсмические критерии прогноза высокоёмких коллекторов.

Практическая значимость

1. Создана технология прогноза нефтегазоносности включающая сейсмофациальный, сейсмоморфологический анализ, прогнозирование нефтегазонасыщенных коллекторов в полях сейсмических параметров. 2. По данным сейсморазведки выполнено нефтегазогеологическое районирование продуктивных отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты. 3. Построенные сейсмолитофациальные карты позволили установить основные закономерности в распределении песчаных отложений, показать избирательность структурной приуроченности песчаных фаций, доказали перспективность сейсморазведки в обнаружении и картировании нефтегазонасыщенных зон. 4. С точки зрения типовых морфологических форм нефтегазоносных структур разработаны подходы к районированию нефтеперспективных территорий и выявлению зон максимального нефтегазонасыщения.

Реализация работы в производстве. Результаты прогноза нефтегазоносности на юго-востоке Западно-Сибирской плиты, полученные с применением разработанной технологии, отражены в (трёхгодичных) отчётах по научно-исследовательским тематикам с Комитетом по природным ресурсам (Устинова и др., 1998; 2001), в материалах договорных исследований между ТГУ и организациями нефтегазовой отрасли Томской области (в 7 научно-производственных отчётах). Рекомендации по разведочному нефтегазогеологическому районированию переданы в ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», ОАО «Томскнефть», ОАО «Востокгазпром». Проведённые исследования позволили повысить эффективность заложения разведочных и промысловых скважин. Работы были проведены на Останинской, Калиновой, Тамбаевской, Урманской, Герасимовской, Нижнетабаганской, Вахской, Ининской, Юрьевской, Охтеурской, Стрежевой, Фобосской, Северной, Первомайской, Катыльгинской, Малореченской, Алёнкинской, Лесной, Мохсиковской, Меридиональной, Мыльджинской, Двуреченской, Моисеевской, Игольско-Таловой, Крапивинской, Северо-Васюганской и др. площадях.

Фактический материал. В основу работы положены результаты 24-летних исследований автора, которые, в первую очередь, были ориентированы на изучение сейсмического материала.

Геолого-геофизические результаты на месторождениях нефти и газа получены при совместных интерпретационных работах со специалистами ОАО «ТомскНИПИнефть» (С.А. Гладилин, А.Ф. Глебов), ПГО «Томскнефтегеофизика» (Г.В. Пушкарский, Ю.А. Пономарчук), СНИИГГиМС (Б.А. Канарейкин, В.Б. Белозёров), ВНИИГеофизика (В.В. Кондрашков), ОАО «Томскнефтегазгеология» (А.С. Баранов, А.В. Кондрашов). По результатам проведённых на юго-востоке Западно-Сибирской плиты геофизических работ собран банк данных сейсморазведки 2D и 3D для всех крупных и ряда мелких месторождений нефти и газа.

Для Западной Сибири автором в ходе исследований изучены геологические, тектонические карты и схемы, временные сейсмические разрезы, скоростные разрезы и карты, структурные карты по основным отражающим горизонтам масштаба 1:50000, 1:100000, 1:500000, и др. С использованием методики сейсмофациального анализа на исследованных территориях юго-востока плиты построены карты распространения песчаных фаций продуктивных горизонтов, изучены закономерности их строения, выполнен прогноз нефтегазоносности.

Основные защищаемые положения:

– уточнены параметры типовой геосейсмической модели месторождения УВ, определяемые мощностью песчаных фаций, структурной приуроченностью залежей, их тектонической трещиноватостью;

– разработана методика сейсмогеологической интерпретации, позволяющая выявлять и ранжировать типы песчаных фаций, тектонической трещиноватости и тектонических напряжений, оконтуривать аномалии в полях сейсмических параметров, связанные с песчаными коллекторами, залежами УВ, решать практические задачи прогноза нефтегазоносности;

– установлены 12 типовых форм центрально-зонального сочетания сейсмоморфоструктурных элементов, которые обнаружены в мага-, макро-, мезо- и элементарных объектах, в типовом сочетании сейсмических параметров, статистически параметризованы; поля параметров мерности пространства, энтропии являются цифровыми моделями для оценки напряжённо-деформированного состояния резервуаров, дополнительными критериями для прогноза нефтегазоносности.

Апробация работы. Автором опубликовано 129 работ. Работы по направлению исследований приведены в прилагаемом списке. Материалы, изложенные в диссертации, были представлены и обсуждались на региональных, всесоюзных, международных совещаниях, конференциях, семинарах, школах: 1) I Всесоюзное металлогеническое совещание (Екатеринбург, 1994); 2) Научно-техническое совещание «Геофизические методы при разведке недр и экологических исследованиях» (Томск, 1996); 3) Региональная конференция геологов Сибири, Дальнего Востока и северо-востока России (Томск, 2000); 4) Всероссийская научная конференция «Экологические и метрологические проблемы больших городов и промышленных зон» (Санкт-Петербург, 1999); 5) Международная конференция «Экологическая геология и недропользование» (Санкт-Петербург, 2000); 6) Международная геофизическая конференция к 300-летию Российской геологии (Санкт-Петербург, 2000); 7) Международная конференция «Новое в науках о Земле» (Москва, 2001, 2002, 2003, 2005); 8) Международная научно-техническая конференция «Горно-геологическое образование в Сибири» (Томск, 2001); 9) Первая, Вторая, Третья, Четвёртая и Пятая международные конференции «Циклы» (Ставрополь, 1999, 2000, 2001, 2002, 2003, 2007); 10) Научно-практическая конференция «Формационный анализ в геологических исследованиях» (Томск, 2002), 11) XIV и XV Международные школы по морской геологии (Москва, 2001, 2003).

Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, трёх глав, основных результатов и выводов. Объём диссертации составляет 288 страниц, содержит 90 рисунков и 17 таблиц, 67 приложений. Список использованных источников 416 наименований.

Автор выражает глубокую признательность профессору, д.г.-м.н. Л.Я. Ерофееву за ценные советы и консультации при проведении работы, профессору, д.г.-м.н. И.А. Вылцану за консультации по геологическим направлениям работы, а также коллективам кафедры геофизики ТПУ, кафедры динамической геологии ТГУ, кафедры разведочной геофизики ТюмГНГУ, сотрудникам ГУПР по Томской области, ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», ОАО «Востокгазпром», ОАО «Трансгаз» за оказанную помощь и поддержку.


Глава 1. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ


Нефтегазовые залежи в Западной Сибири выявляются преимущественно в терригенных комплексах, которые изучаются и ранжируются по материалам бурения, ГИС и сейсморазведки. Залежи УВ в терригенном разрезе находятся в существенно тонкослоистом, фациально, литологически и тектонически изменчивом разрезе. Прогноз нефтегазоносности по данным сейсморазведки осуществляется в сложной системе тектонически ранжируемых, циклически построенных неоднородностей сейсмогеологического разреза, включающего коллектор. Формы проявления основных геологических объектов в сейсмическом волновом поле, в полях сейсмических параметров в ходе исследований идентифицированы и параметризованы. Объектами исследования стали сейсмоциклиты, сейсмоформационные системы, комплексы и ассоциации, особенности латерального сочетания сейсмоформационных объектов разного уровня; сейсмотектоническая структура поднятий: трещины – особенности проявления их в морфологии палеоповерхностей, тип сейсмоповерхности, как источник знаний о напряженно-деформированном состоянии структуры; палеоморфологическое проявление сейсмофаций. Тектоно-седиментационная модель юго-восточной части Западно-Сибирской плиты создавалась параллельно с мега-сейсмогеологической моделью Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, восстановлена через анализ зонального распространения сейсмофаций, морфологическое проявление разломов фундамента, тектонических нарушений.

Вертикальная и латеральная согласованность в строении продуктивных сейсмоформационных комплексов юго-востока Западно-Сибирской плиты отражает тип ритма колебательных процессов осадконакопления, в вертикальном режиме колебательных движений отвечает «единичному» по Н.Б. Вассоевичу (1975) циклу. Основные черты согласованности сейсмокомплексов проявляются в их цикличности, иерархической ранжированности, пространственном дополнении сейсмофаций от центра на периферию бассейна. Сейсмоциклиты автором (Устинова, Вылцан, 2005) ранжированы по уровням и рангам близким к геологическим подразделениям (Жемчужников, 1958; Хаин, 1973, 2002; Вылцан, 1990, 2005; Афанасьев, 1998), согласуются по размерности с сейсмоформационными подразделениями (Потапов, 1989). Упорядоченное строение сейсмокомплексов, сейсмоформаций (возрастание латеральных размеров: от более древних к молодым; дополнительный характер латеральной согласованности, «чешуйчатость»), изученное по результатам сейсмоциклостратиграфических построений, отражает процесс развития, движения, показывает периодическую смену областей прогибания. Последовательность движений определена автором через облик (тип) ритма чередования элементов (сейсмоассоциаций) в структуре разреза.

Вертикальный режим колебательных движений осадочных нефтегазоносных бассейнов изучен достаточно хорошо. По В.В. Белоусову, Е.Е. Милановскому, В.Е. Хаину рост поднятий и заложение глубоких впадин достаточно быстрый процесс и происходит на фоне медленных колебаний ассоциированных в них блоков. Малоизученными до настоящего времени являются законы латерального следования колебаний поверхности и их объёмной, пространственной согласованности. Колебания поверхности имеют ограниченный диапазон пространственных частот и характеризуются резонансностью, интервальным проявлением, согласующимся с частотой колебательных движений. Модель ритма колебательного движения – первоначальное интенсивное импульсное колебание поверхности, медленно затухающее, с уменьшением амплитуды колебания, расширением области его проявления и чередованием («пространственным скольжением») области проявления. В рельефе осадочного бассейна – это область прогибания заливного типа, существенно трёхзональная.

Важный компонент мега-, макро- и мезосейсмогеологических моделей изучаемой территории и месторождений УВ тектоническая трещиноватость. Облик поверхности осадконакопления, которая формируется на разных этапах колебательного процесса, тесно связан с системой ортогональных и радиальных трещин в земной коре. Колебательный процесс осуществляется через эту систему трещин и проявляется в мозаичной структуре сейсмоповерхностей в виде прямоугольных (Шульц, 1973; Гарбар, 1991) либо концентрических (Соловьёв, 1982; Глуховский и др., 1984; Кац и др., 1990) блоков. Прямоугольные и концентрические блоки в земной коре проявляют черты согласованности (фрактальны), являются составными частями дискретно-иерархической (Садовский и др., 1987, 1991) вложенной (3–4 кратной) системы трещин. Дискретность вложенности систем трещин установлена и ранжирована автором по сейсмоморфологическим критериям. В колебательных процессах трещины являются путями разгрузки тектонических напряжений, их ранг и характер напряжений определяет степень эродированности поверхности при седиментации, контролирует мощность и сохранность залежей УВ.

В ходе исследований автором для юго-востока Западно-Сибирской плиты, месторождений УВ созданы сейсмостратиграфические, сейсмофациальные модели нефтегазоносных разрезов и сейсмоморфологические – структурных поверхностей, в которых через тип и форму модельного объекта, его пространственные (размерность пространства по Хаусдорфу) и энтропийные характеристики (номера энтропии фрактальных форм) прогнозируется степень нефтегазоносности месторождения. Создание детальных сейсмогеологических моделей является приоритетным в современных научных и производственных исследованиях. В ходе исследований: а) изучены морфологические особенности разнопорядковых нефтегазоносных структур; б) разработана методика сейсмоморфоструктурного анализа; в) морфотектонического ранжирования структур; г) методика сейсмофациальной интерпретации; д) исследовано зональное распространение песчаных фаций и местоположение песчаных коллекторов; е) создана геосейсмическая модель залежи УВ, изучены процессы в нефтегазоносном разрезе, происходящие под влиянием УВ; ж) систематизированы представления о закономерностях поведения нефтегазовых объектов в сейсмогеологической среде, классифицированы сейсмогеологические неоднородности и сейсмические аномалии, связанные с проявлением залежей УВ в нефтегазоносном разрезе.

1. Сейсмостратиграфическое и сейсмоморфологическое моделирование нефтегазоносных комплексов
   

Нефтегазоносность осадочного бассейна связана с многоаспектными геологическими, тектоническими и геохимическими предпосылками, требующими изучения и разделения облика их проявления в полях сейсмических параметров. При анализе геолого-тектонических особенностей нефтегазоносных структур, зональности в распределении нефтематеринских и нефтегазонасыщенных фаций основным материалом в настоящей работе были сейсморазведка, ГИС, результаты бурения. Сейсмостратиграфические построения выполнены с целью восстановления латерального распространения песчаных фаций, определения их мощности и генезиса. Вертикальная структура сейсмостратиграфических подразделений для отделов, ярусов юры, мела, отдельных горизонтов (в связи с устойчивостью ритма осадконакопления) достаточно выдержана, с общей тенденцией изменчивости генезиса песчаных фаций: от аллювиальных – к озёрно-болотным и прибрежно-морским (снизу вверх), что позволило выявлять и коррелировать их по сейсмическим данным.

Автором по материалам сейсморазведки и результатам каротажа скважин (1360 скв.) по методике сейсмостратиграфической интерпретации построены карты зонального распространения песчаных отложений юрско-валанжинского макроциклита (сейсмоформационного комплекса). Построенные карты и их сейсмофациальная интерпретация, с привлечением фациальных построений В.С. Суркова и др. (2003), показали возрастную изменчивость генезиса песчаных тел (от речных фаций – в нижнюю юру, к склоновым – в среднюю и прибрежно-морским пологоклиноформным – в верхнюю юру и клиноформным – в нижнем мелу). По результатам сейсмостратиграфических реконструкций выявлено ритмическое чередование и пространственное дополнение (адъювантность) сейсмофаций продуктивных на территории юго-востока ЗСП отложений.

Прогноз эффективных мощностей, фациального типа песчаных отложений (пластов, пачек) для продуктивных разрезов месторождений выполнялся с использованием методик сейсмолитофациальных построений. Сейсмофациальные построения эффективное, интенсивно развивающееся интерпретационное направление. При сейсмофациальных построениях использовался опыт зарубежных и отечественных исследователей (Пейтон, 1986; Потапов, 1990 и др.). Фациальные палеореконструкции, полученные по результатам сейсморазведки, осуществлялись с учётом облика проявления песчаной фации в сейсмическом сигнале (SynTool Landmark) и в морфологии палеоповерхности (GeoSec Paradigm Geophysical). Увеличение мощности песчаных отложений продуктивных горизонтов на временных сейсмических разрезах проявляется в увеличении ширины сейсмического сигнала, в смещении несущей частоты сигнала в низкочастотную область, на скоростных разрезах – в повышении величин интервальной скорости, в виде положительного рельефа на структурных картах. С учётом изменчивости сейсмоморфологического облика песчаной фации, в юрско-меловом макроциклите (сейсмоформационном комплексе) ранжированы типы сейсмоформаций: разветвлённо-русловая аллювиальных систем, склоновая осыпных конусов, полосовидная побережья и разветвлено-веерная обширных дельтовых систем.

По материалам сейсморазведки с видимой частотой сейсмического сигнала порядка 30–40 до 50 Гц (сейсмический материал 80–90-тых годов ХХ века) уверенно картируются песчано-углисто-глинистые пачки уровня мезоциклитов. При частотности сейсмических исследований до 250 Гц с опорой на АК (сейсмическое моделирование в SynTool Landmark) восстанавливались элементарные циклиты. Закономерности чередования литологических разностей, тип ритмолита (ритмической согласованности литологических разностей в единичном цикле) в продуктивных отложениях исследованных месторождений УВ, зачастую, выдержан. Характерной чертой песчано-углисто-глинистых многослоев юры и нижнего мела в межструктурных взаимоотношениях является возрастное смещение зон преобладания углисто-глинистых либо песчаных отложений по латерали. Особенностью чередуемости углистых и глинистых разностей в алевритово-глинистых пачках является то, что для каждой, картируемой в продуктивном разрезе сейсмоассоциации, при увеличении мощности толщи выявляются их аналоги в подстилающих или перекрывающих отложениях.

Разделение структурных, литологических характеристик волнового поля и параметрического влияния залежей УВ в геосейсмических моделях возможно с учётом этапности формирования нефтегазоносных структур, зональности в распределении продуктивных песчаных образований, условий накопления УВ в ловушках в соответствии со структурно-тектоническими особенностями развития бассейна. В полях сейсмических параметров литолого-фациальные объекты необходимо разделять с сейсмогеологическими эффектами залежей УВ. Роль эпигенетического минералообразования изучена при создании геосейсмической модели нефтегазоносных отложений по результатам петрофизических, петрографических определений по керну.

Морфологию поверхностей осадконакопления, генезис осадков чехла и их углеводородозаполнение во многом определила система рифтов, заложившаяся в фундаменте (Сурков, 1986, 1993). В юрско-меловое время заполнение осадками осуществлялось в условиях режима преобладания погружения поверхности осадконакопления, в основном, по рифтовым долинам.


1.2. Сейсмотектонические и сейсмофациальные модели осадков рифтовых впадин и их обрамления

Сейсмотектоническая модель рифтовой системы Западно-Сибирской плиты разрабатывалась в составе Арктико-Северо-Атлантической рифтовой мегасистемы. Материал для построений – структурные карты по разновозрастным маркирующим горизонтам, модель мегасистемы по (Сурков, 1986), временные сейсмические разрезы ГСЗ, литолого-фациальные карты осадочного чехла Западно-Сибирской плиты по ярусам. В мегасистеме рифты имеют близкое время формирования, им присущи некоторые общие геологические признаки и особенности проявления в полях сейсмических параметров, в гравитационном, магнитном поле. Рифты мегасистемы и пост-рифтовые бассейны формировались синхронно, связаны по линеаментам меридионального простирания. В чехле Западно-Сибирской плиты – это Чузикский, Усть-Тымский, Колтогорско-Уренгойский и др. желоба. Пространственно-временное перемещение тектонического активизационного процесса в мегасистеме – от Северо-Американской, к Западно-Сибирской и Центрально-Европейской. Тектонические перемещения в альпийском мегацикле (бегущая волна колебательного тектонического процесса) геометрически описывается трёхлепестковой фигурой (фрактальна – бассейн Ньютона), Механизм и последовательность тектонических движений при формировании циклитов – с севера на юг, с джампинговыми перескоками области прогибания: от центрального направления – на западное и восточное (геометрически «трёхлепестковый узел»).

Знание последовательности и направленности тектонических движений важная составляющая в прогнозе нефтегазоносности, так как приток тепла и флюидов осуществляется по разломам, трещинным зонам. Разломы, тектонические трещины разбивают рифтовые системы вдоль простирания на отдельные звенья, принимают участие в формировании облика структур, напряжённо-деформированных зон. Согласно сейсмотектонической модели юго-востока Западно-Сибирской плиты в пределах рифтовых структур узлы пересечения разломов в близцентральной части к зоне сопряжения рифтов являются наиболее подвижными, к ним в ближайшем сводовом обрамлении тяготеют высокопродуктивные залежи УВ. Сами залежи концентрируются в активной зоне побережья, существовавшей на момент осадконакопления в обрамлении рифтовой впадины.

Мощные песчаные отложения в желобах и впадинах по результатам сейсмостратиграфических построений картируются, преимущественно, в палеобереговых зонах регрессивных этапов осадконакопления (Сурков и др., 1995). Для этапов регрессий характерно восстановление речных долин, приуроченных к надрифтовым желобам. Песчаные отложения, связанные с аллювиальными, пролювиальными комплексами, картируются в осадках ранней и средней юры. В волновом поле русловые осадки юры проявляются дугообразного облика осями синфазности палеорусел, U- или V-образными отражениями зон врезов, волнистыми осями синфазности пойм. Обнаружение залежей УВ в этих отложениях (на юго-востоке плиты) ожидается в пострифтовых впадинах: Усть-Тымской впадине, в северо-восточной и западной частях Нюрольской впадины, где мощные толщи русловых песчаников сочетаются с мощными глинистыми и выдержанными угольными пластами. Для смены трансгрессивного режима на регрессивный характерен подъём территорий и формирование континентальных склоновых фаций, которым на сейсмических разрезах отвечают наклонные оси синфазности. Мощные песчаные тела «склоновых» фаций картируются в пределах Каймысовского свода, северной части Средневасюганского мегавала, в Усть-Тымской впа- дине, на Пудинском и в северо-западной части Парабельского мегавалов – в бортовых частях желобов. В поздней юре, при морском и прибрежно-морском режимах осадконакопления, перспективно неф-

Рис. 1. Аномалии энергий отражённой волны (а) и интервальной скорости (б) по перекрывающим залежь УВ горизонтам


Площади: Алёнкинская (а); Северо-Останинская (б); в изолиниях – «энергия» отражений, в усл. ед. (а), значения скоростей, км/с (б); Р – разведочные скважины; аномалии в полях параметров: за контуром залежи УВ – косой штриховкой, в зоне нефтегазонасыщения – прямоугольной сеткой




Рис. 2. Корреляция аномалии V_ИНТ(x,y) и дебитов УВ пласта Ю₁


Западно-Катыльгинское месторождение нефти I: 1 – эффективная толщина продуктивного пласта; 2 – в числителе – номер скважины, в знаменателе – дебит УВ, в м³ в сутки; 3 – масштаб; II: 1 – изоаномалы V_ИНТ(x,y), в м/c; 2 – контур ВНК; 3 – контур поднятия по горизонту II_а, в м; 4 – скважины; 5 – масштаб; III: корреляция величин дебитов Q и интенсивности отрицательной аномалии скорости – V_ИНТ(x,y)

тегазоносные песчаные фации накопились в палеозаливах. На сейсмических разрезах им отвечают сигмоидные формы осей синфазности, соответствующие пологоклиноформным образованиям. Полосовидные зоны побережья расположены и в сводовых участках структур первого порядка, что может интерпретироваться как инверсия поверхности осадконакопления или её относительное выравнивание.

Кроме узнаваемого в палеоповерхности облика фациальной обстановки, песчаные сейсмофации, при сложности пространственного распределения и значительной фациальной изменчивости, формируют устойчивые зоны повышенной мощности. Повышенные мощности песчаных отложений отмечаются наличием положительных аномалий величин скорости V_инт(t,x) (ProSpect) и энергий отражений E (x,t) или E (x,y) (VoxelGeo), на фоне которых нефтегазонасыщенные участки коллекторов проявляются контрастными минимумами.

Изучение особенностей поведения залежей УВ в волновом поле и поле величин скоростей выполнено практически в пределах всех сводов юго-востока Западно-Сибирской плиты, детально исследовались: Первомайское, Западно-Катыльгинское, Мыльджинское, Стрежевое, Вахское, Нижне-Табаганское, Калиновое, Герасимовское, Останинское, Двуреченское месторождения. На всех месторождениях, в первую очередь для высокодебитных залежей УВ, в контуре нефтегазоносности установлены контрастные аномалии величин скорости и энергий отражений, характерные для продуктивных зон (рис. 1, 2). Важной особенностью нефтегазоносных структур первого порядка является региональное повышение значений скорости V_инт(x,y) для юрского и мелового комплексов, осадков чехла. Такие скоростные аномалии свойственны месторождениям, в пределах которых наблюдается увеличение мощности песчаных отложений и интенсивности вторичных преобразований в песчаниках в присутствии УВ. Скважинные данные (АК) подтверждают связь положительных аномалий величин скорости V_инт(x,y) в юрских отложениях с суммарной мощностью песчаных фаций нефтегазоносных комплексов.

Разнородность материала для сейсмостратиграфической интерпретации (SynTool, GeoProbe Landmark) (по точности и детальности сейсмических исследований), различное количество поисковых и разведочных скважин приводят к картированию песчаных сейсмофаций с разной точностью. Высокая точность построений (до первых метров) достигнута для сводовых частей структур (практически все изученные месторождения УВ находятся в эксплуатации). В прогнозных зонах – это, в основном, бортовые части структур первого порядка, рифтовые впадины, точность построений ниже (по оценкам достаточно уверенно выделяются песчаные пласты с суммарной мощностью в ритмолите не менее 10 м).

Конвективное и кондуктивное тепло рифтовых структур (Хаин, Соколов, 1993) резко поднимает катагенез пород. На сейсмических разрезах зоны теплового потока отмечаются увеличением поглощения, уменьшением качества прослеживаемости сейсмических границ, сужением амплитудно-частотных спектров сейсмических сигналов. Аномалии поглощения на сейсмических разрезах во впадинах имеют углеводородную природу, но являются косвенными признаками нефтегазонасыщения. Залежам УВ соответствуют аномалии «яркого пятна», контрастность которых в энергетических и скоростных параметрах существенно повышается процедурами специальной обработки (ПРО, AVO, миграция до суммирования). В геологическом разрезе они согласуются с зонами вторичного минералообразования.

Под действием УВ, поднимающихся к поверхности, в нефтегазоносных разрезах образуются зоны субвертикальной «углеводородной проработки». Аномальное поглощение ν энергии сейсмических сигналов наблюдается в желобах, в наиболее глубоких впадинах, в контурах залежей УВ и над ними. Интенсивность скоростных аномалий (V_ОГТ(x), V_инт), по результатам оценок на ряде месторождений, коррелирует с дебитами УВ (рис. 2). Отрицательные аномалии значений скорости V_инт и высокого поглощения сейсмического сигнала ν, аномалий γ (ProSpect) в зоне «углеводородного потока» распространяются вплоть до дневной поверхности, при этом возникающие неоднородности имеют квазислоистую структуру и характеризуются чередованием аномалий понижения величин параметров V_инт, ν и γ и их повышения. Интенсивные аномалии в контурах нефтегазоносности (в том числе над юрскими и палеозойскими залежами УВ) выявляются в верхнемеловых и палеогеновых отложениях.

Максимальных величин достигают скоростные аномалии в зонах тектонических нарушений над залежами УВ. В аномальном гравитационном поле ∆g и величинах плотности σ в образцах кернового материала они также отмечаются отрицательными аномалиями. В вертикальном разрезе зона неоднородностей над залежью УВ представляет собой «субвертикальный столб», обладающий вертикальной и латеральной симметрией, в вертикальной плоскости – с нарастанием величины дефекта масс вверх по разрезу и на глубину, в горизонтальном направлении – с увеличением величин избыточной плотности (∆σ) и скорости (∆V_ОГТ(x), ∆V_ОГТ(t), ∆V_инт) по обе стороны от залежи УВ. В плановом проявлении нефтегазонасыщенные ячеи имеют трёхзональный, сигмоидный или лучевой облик (фрактальны, тип фрактала – биоморф), аномалии величин скорости, энергий отражений Е и повышенные величины дебитов УВ тяготеют к зонам пересечения тектонических трещин на поднятии, к зонам сжатия.

Информативными критериями обнаружения углеводородонасыщения можно считать интенсивность аномалий поглощения и величин скорости в трещинных зонах, в контуре залежи и над залежами УВ. Картирование систем трещин, изучение степени трещиноватости пород коллекторов (по керну, в морфологии сейсмоповерхностей), аномалий сейсмических параметров в них показало, что в трещинных зонах коллектора возрастает пористость, проницаемость, увеличивается мощность песчаных отложений, интенсивность отрицательных аномалий величин скорости и энергий отражений.

Изучение трещинных зон, систематизация характера (сжатие, растяжение) и направленности движений в разнопорядковых трещинах на юго-востоке плиты и для конкретных месторождений выполнены с использованием методики трассирования систем трещин в морфологии сейсмоповерхностей (в SeisWorks), анализа динамики напряжений в сейсмоструктуре по величинам аномалий сейсмических параметров в трещинных зонах и типа структуры – её формы, разработанной автором. Тектонические трещины контрастно проявляются в сейсмических волновых полях: на временных сейсмических разрезах – вертикальными линейными зонами поглощения, изменчивости формы сейсмической записи (Клушин, 1990); на сейсмических структурных картах – линейным простиранием зон пережимов стратоизогипс, треугольными изгибами в зонах врезов, наличием прямоугольных изгибов на участках пересечения дислокаций, линейным простиранием положительных и отрицательных форм палеорельефа. Сейсмоморфологические особенности проявления систем трещин позволили автору определить критерии их трассирования (линейное простирание террас; соосные врезы, прямоугольные уступы; линейное простирание палеодолин). Построена карта систем трещин по кровле юрских отложений для нефтегазоносных территорий юго-востока Западно-Сибирской плиты.

Тектонические трещины наиболее контрастно проявились в желобах (по керну это, в основном, открытая трещиноватость, в краевых частях желобов – транстенсивного типа), в условиях преобладания регрессивных тенденций осадконакопления в юрское время они способствовали формированию и аккумуляции мощных песчаных тел аллювиального и аллювиально-пролювиального генезиса. Пространственный облик зон повышенной мощности песчаных отложений на сводах тесно связан с преобладающей ориентацией систем трещин закрытого типа (в близрифтовых зонах транспрессивного типа), определивших особенности зонального распространения (склоновых, дельтовых и русловых) фаций, и их форму в плане: трехзональную, валообразную, сигмоидную, четырёх-, семилучевую (фракталны –кривая Минковского, бассейны Ньютона).

3. Сейсмотектонические модели трещиноватости,
   

тектоническая трещиноватость при формировании

залежей УВ

Бесспорна роль тектонической трещиноватости в формировании высокопроницаемых зон, зон перетоков УВ (Микуленко, 1971, 1984). Особенности влияния систем трещин на формирование облика структур, симметрию в структурных проявлениях, напряжённо-деформированных зон и параметров нефтегазонасыщения в песчаных коллекторах не достаточно изучены.

Сейсмоморфоструктурный анализ палеоповерхностей (SeisWorks) позволил на каждом палеосрезе (структурной карте) закартировать системы преобладающих трещин. Тектонические трещины ограничивают разноразмерные блоки, вносят в континуальное строение геологической среды элементы дискретности. Блочное строение явно выделяется при анализе морфологических особенностей сейсмоповерхностей фундамента, проявляется в морфоповерхностях чехла. Крупные блоки размерами 20–30 км (Шульц, 1973) разбиты на блоки последующих порядков, вкладывающиеся друг в друга, размерами 4–8 км и мельче. Прямоугольные блоки представляют собой элементы одной из наиболее распространённых видов симметричных геологических систем. Подобие обнаруживается как минимум в трёх видах иерархических соподчинений (Арманд, 1999) (фрактально – губка Менгера). Дислокационная дискретизация геологических объектов проявляется в наличии прямоугольных, радиальных и концентрических систем трещин, для каждой из которых соотношение размерностей вложенных блоков кратно трём (от 2 до 5 по М.А. Садовскому). Соподчинение размеров блоков в иерархической вложенности дискретных геологических объектов проявляется в изменении степени дислоцированности пород в трещинных зонах. Залежи УВ расположены в наименее нарушенных центральных частях блоков первого или второго порядка (фрактально – пустоты губки Менгера). Физико-математические модели планетарной трещиноватости и планетарно-трещиноватой делимости рассматривались Г.Н. Каттерфельдом (1984), А.В. Долицким (1985), Д.И. Гарбаром (1987). Систематические ротационно-обусловленные напряжения (Каттерфельд, 1984) способствуют образованию на поверхности сферических оболочек Земли линейных нарушений, образующих диа- и ортосистему (Долицкий, 1985). Дислокации определённых направлений пространственно группируются, хронологически возобновляются. Синхронность возобновления тектонической активности соответствует канонам фаз Г. Штилле. В Земле, как планетном теле, при движении по замкнутым орбитам четырежды резко изменяется вектор приложения инерционных сил. До определённого времени напряжения в блоках коры медленно нарастают, затем (при изменении направления движения – повороте) разгружаются, с заложением или активизацией трещин. Первоначально сформировавшиеся в земной коре сколовые трансрегиональные нарушения (Долицкий, 1985) (меридиональные, широтные, диагональные) подвергаются постоянной активизации с периодичностью в мегаритме кратной галактическому году (влияют на формы структур). Возобновляемость напряжений по системам нарушений позволяет, по условиям морфологического проявления (активные трещины контрастно проявляются в палеорельефе, в полях сейсмических параметров), прогнозировать время той или иной активизации и даёт возможность решать вопросы углеводородной специализации разломов, т.е. определять, какие системы нарушений принимали участие в формировании структурных форм, залежей УВ, способствовали перетокам УВ. Зоны перетока УВ в непосредственной близости к залежам УВ в пределах нарушений характеризуются отрицательными аномалиями величин скорости ∆V_ИНТ(х, t) до 500 м/с.

Поскольку, именно в материалах сейсморазведки удаётся проследить палеоследы тех закономерно направленных деформаций, которые в различные циклы тектогенеза определили условия тектонического развития структурных элементов разного порядка, степень их влияния на динамику онтогенеза нефти и газа определялась с использованием сейсмических параметров. Нарушения, ограничивающие блоки размерами 20х24 км, которые контрастно проявляются в волновом поле и в аномалиях величин скорости V_ИНТ(x), V_ср(x), развивались в юрское время по системам трещиноватости меридионального и широтного простирания, а, ограничивающие блоки размерами 23х32 км, – по системам линейных напряжений северо-западного и северо-восточного простирания. Залежи УВ располагаются внутри таких блоков. Переток УВ в меловое время осуществлялся по диагональным системам трещин. Преобладающая ориентировка и простирание тектонических напряжений (группы по системам трещин) сохраняются на обширных территориях. Размеры блоков, наиболее устойчивые для тектонического резонанса в Западной Сибири, – 1000–1200 км, 600–700 км, 250–300 км. В них определяется согласованное территориальное распространение осадков свит, горизонтов, толщ, приуроченности продуктивных отложений. Наблюдается достаточно тесная связь крупных залежей УВ с узкими, глубокими, «U»-образными впадинами и прогибами с высокими градиентами склонов. Желоба и глубокие впадины контролируются тремя основными системами тектонических трещин: северо-западного, северо-восточного и субмеридионального простирания. С зонами пересечения разломов соседствуют высокодебитные залежи УВ (Мыльджинское, Первомайское, Крапивинское, Лугинецкое и др.).

В нефтегазоносности структур второго порядка и локальных поднятий на мегавалах и сводах сказывается их амплитуда. Относительно высокоамплитудные поднятия по кровле верхнеюрских отложений характеризуются повышением степени дислоцированности пород фундамента, что, зачастую, приводит к повышению трещиноватости юрских отложений, ячеистому (в малых блоках) заполнению пород коллекторов, способствует перетокам УВ в вышележащие толщи (рис. 3). Степень трещиноватости пород фундамента и чехла хорошо характеризуют отрицательные аномалии величин скоростей V_ИНТ(x,y) в зонах трещиноватости, размеры интервалов проявления трещинных зон в сейсмоповерхности.

На структурах западного обрамления Колтогорско-Уренгойского жёлоба в отложениях юрских комплексов величины аномалий V_ИНТ(x,y) (в пределах разноориентированных трещин) составляют порядка 100–200 м/c (здесь выше сохранность залежей УВ и больше их размеры), на структурах восточного обрамления – достигают 200–300 м/с (залежи, зачастую, имеют ячеистый характер). Значительна роль тектонической трещиноватости в процессах формирования залежей УВ (рис. 4). Высокоёмкие коллекторы на поднятиях тяготеют к зонам транспрессивного сжатия.

Системы нарушений северо-восточного (и северо-западного) простирания, определившие строение верхнепалеозойской палеоповерхности, оказали влияние на формирование залежей в приповерхностной части фундамента и в нижне-среднеюрских комплексах. Нарушения широтного и меридионального простирания, отчасти северо-восточного и северо-западного, участвовали в образовании залежей УВ верхнеюрского комплекса. Расформирование верхнеюрских залежей и образование залежей УВ в меловых отложениях происходило при участии нарушений северо-западного (северо-восточного) и северо-северо-западного (и восточно-северо-восточного) простирания. Избирательность влияния тектонических трещин определяется



Рис. 3. Тектоническая трещиноватость в контуре залежи УВ

Южно-Тамбаевское месторождение



Рис. 4. Модели нефтегазоносных структур

А – по А.А. Бакирову, Б – по Ю.В. Кравченко: I – зона вторжения УВ, II – зона литологического барьера, III – окислительных процессов, IV – субвертикальных изменений, V – близповерхностных неоднородностей, VI – законтурные области; В – по В.М. Березкину: I – залежь УВ, II – запечатывающий слой, III – ореол вторжения, IV – изменение пород в своде, V – субвертикальные кольцевые зоны, VI – фундамент; Г – автора: I – залежь УВ, II – запечатывающий слой, III – однородная зона «ореола вторжения УВ», IV – неоднородная зона «ореола».

последовательностью их активизации, которая по характеру ритма согласуется с геохронологической шкалой эволюции кинематики разрывных нарушений в юрских и меловых комплексах Урала, предложенной К.П. Плюсниным (1985). Поднятия с нефтегазовыми залежами в меловых комплексах расположены в зонах влияния «трансформных» (Хаин и др., 1993) разломов. На юго-востоке плиты они пересекают желоба и тяготеют к северо-восточным частям нефтегазоносных структур первого порядка. Над меловыми залежами УВ в перекрывающих горизонтах в скоростном поле (V_ИНТ(x,y)) наблюдаются интенсивные отрицательные аномалии величин скорости.

Очаговая тектоническая дислоцированность определила нефтегазоносность нижнеюрских отложений во впадинах, среднеюрских – на склоновых участках структур, верхнеюрских – на сводах поднятий – по причине латеральной миграции тектоно-активизационного процесса и его согласованности с фазами образования осадков.

На локальных поднятиях трещины первого и второго порядков (Шульц, 1973) оконтуривают нефтегазонасыщенные участки коллекторов, трещины третьего и четвёртого порядков на участках транспрессивного сжатия создают благоприятные условия для формирования высокопроницаемых коллекторов, за счёт микротрещиноватости, дилатансии и кливажа.

3. Физико-геологическое моделирование
   

нефтегазоносных разрезов

Генетическая связь разломов, зон трещиноватости и залежей УВ установлена практически для всех нефтегазоносных провинций, выявляется на детально изученных месторождениях территории исследований. Формирование залежей УВ происходит, преимущественно, за счёт восходящей (вертикальной) миграции УВ по субвертикальным флюидопроводящим каналам.

В нефтегазонасыщенных зонах каждая залежь УВ связана с такими флюидопроводящими путями. В пределах динамико-напряжённых флюидопроводящих зон наблюдаются аномальные изменения (преобразования) пород, на что в своих работах указывали К.Р. Чепиков и др. (1972), А.Е. Лукин (1986), З.Я. Сердюк (2000), О.В. Япаскурт (2000). Вторичное минералообразование в коллекторах и вмещающих породах и формирование залежей углеводородов идёт параллельно с тектоническими, гидро-флюидо-разрывными процессами. Повышенная температура, давление глубинных флюидов способствуют их высокой агрессивности и минералообразованию



Рис. 5. Аномалии величин скорости и плотности


а – по сейсмоданным, б – каротажу скважин, в – керну, в отложениях: 1 – байос-бата, 2 – аалена, 3 – келловей-оксфорда, 4 – баженовской свиты; 5 – мощность песчаных фаций (h); интервальные скорости между: 6 – II_а и III; 7 – I_а и III; 8 – I_а и II_а; 9 – отражающий горизонт II_а (Н), х^.1000 м; скважины: продуктивные (11), нет (10)




Рис. 6. Тектоническая трещиноватость


Сейсмоморфоструктурная интерпретация на месторождениях: Калиновое (К), Северо-Калиновое (С-К), Нижне-Табаганское (Н-Т), Солоновское (С); 1 – глубокие скважины: а – продуктивные, б – с нефтепроявлениями, в – пустые; 2 – стратоизогипсы по горизонту II_а, в м; 3 – тектонические трещины: первого, второго, третьего порядков

в зонах тектонического и дилатантного разуплотнения пород. Залежи УВ на юго-востоке Западно-Сибирской плиты, генетически связанные с зонами трещиноватости, выявляются в приповерхностной части фундамента. Для юрских и меловых отложений трещинных коллекторов не установлено. Однако тектоническая трещиноватость оказывает влияние на формирование порово-трещинных, порово-кавернозных коллекторов, степень и характер эпигенетических преобразований в коллекторе и вмещающих породах. В трещинных зонах внутри коллекторов, которые характеризуются явно выраженными на временных сейсмических разрезах зонами поглощения, в керновом материале выявляется интенсификация процессов выщелачивания, кливажа.

Геосейсмическое моделирование включало решение задач ранжирования неоднородностей разреза по их плотностным и скоростным свойствам. Представления о закономерностях изменения плотности и величин скорости для осадочного покрова и их причинной связи со структурными особенностями, степенью и характером седиментационных и эпигенетических преобразований отдельных литолого-стратиграфических подразделений в нефтегазоносных бассейнах изложены в работах (Маловичко, 1971; Новоселицкий, 1972; Берёзкин, 1974; Уманцев, 1979; Туезова, 1981; Автеньев и др., 1985 и др.). Для территории Западной Сибири ведущую роль в латеральной послойной зональности пород чехла играет их литолого-фациальная изменчивость. Определяющим при прогнозе нефтегазоносности является характер и особенности распределения песчаных фаций в разрезе. Изучение физических свойств песчаных отложений и определение их изменчивости, в том числе по отношению к вмещающим породам, стало основой для построения геосейсмической модели продуктивных зон (рис. 4) и повышения достоверности структурных и литологических построений по данным сейсморазведки.

Обобщен имеющийся материал по результатам исследования керна (12600 образцов) и каротажным кривым на ряде месторождений (3600 скважин). По этим данным изучены особенности вторичного минералообразования в нефтегазоносном разрезе, их влияние на сейсмогеологические параметры. Наблюдаемое в юрской толще юго-востока Западно-Сибирской плиты резкое увеличение плотности пород обусловлено их катагенетическим уплотнением и эпигенетическими процессами, среди которых определены: карбонатизация, цеолитизация, пиритизация, окремнение. На плотностные свойства оказывают влияние водо-, нефте-, газонасыщение пород. Зоны повышенной песчанистости продуктивных отложений, в том числе для песчаных тел байос-бата, аалена, келловей-оксфорда, в пределах локальных структур (данные сейсморазведки, АК и результаты исследований керна) характеризуются положительными аномалиями скорости V_ОГТ(х), V_ср(x,t), V_инт, V_Р и плотности σ (рис. 5).

В контуре нефтегазоносности УВ затормаживают, а в ряде случаев полностью прекращают процессы аутигенного минералообразования. В нефтегазонасыщенных коллекторах преобладает выщелачивание. В поровом пространстве водонасыщенной части образуются гидроокислы железа, пирит, кварц и др. минералы, уменьшающие пористость пород и изменяющие их физические свойства. Пористость же нефтегазонасыщенных пород остаётся значительной. В области диффузионно-фильтрационного проникновения УВ, в так называемом «ореоле вторжения УВ», в присутствии УВ усиливаются процессы вторичного минералообразования, образуются гидроокислы железа, сидерит, происходит вынос кальция. В продуктивных зонах васюганской свиты средняя плотность σ песчаников понижается более чем на 0,2, аргиллитов – на 0,1^.10³ кг/м³. В продуктивных зонах тюменской свиты понижение σ для всех литологических разностей составляет порядка 0,1–0,15^.10³ кг/м³. Область влияния залежи УВ достигает значительных размеров по вертикали и проявляется вплоть до дневной поверхности (рис. 5). Максимальные изменения скоростных и плотностных параметров захватывают сто-двухсотметровые зоны над залежами, наблюдаются в тектонических трещинах в перекрывающих залежь УВ горизонтах (рис. 4, 6).

Скоростные модели по данным АК (GeoDepth EarthModel) для различных групп отложений построены для Северо-Останинской, Нижнетабаганской, Герасимовской, Южно-Тамбаевской, Калиновой, Урманской и др. площадей. Они показали, что изменчивость пород в ореолах вторжения УВ над нефтяными залежами и над газовыми – различна. Над нефтяными залежами наблюдается понижение величин скорости в песчаных и алевролитовых породах, над газовыми в большей степени – в глинистых. Залежи УВ, изменяя физические параметры пород, обуславливают наличие интенсивных отрицательных аномалий в величинах скорости, получаемых по сейсмическим данным (рис. 2, 5). В горизонтальных спектрах скоростей V_ОГТ(х), на спектрограммах по перекрывающим залежь горизонтам, залежи УВ отмечаются минимумами, осложняющими положительные аномалии. Интенсивные вторичные преобразования пород в зонах тектонических нарушений над залежами УВ способствуют возникновению латеральных градиентов в полях параметров и повышению дисперсии аномальных осложнений полей сейсмических параметров.