Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.

бет22/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   18   19   20   21   22   23   24   25   ...   81

Кпр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

0

10



20

30

40



50

60

0, 01



0,1

1

5



10

100


500 1000 500010000 20000

Кпр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

0

5



10

15

20



25

30

0, 01



0, 1

1

5



10

100


500

1000 5000 10000 20000



Кпр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

0

5



10

15

20



25

30

35



40

0,01


0,1

1

5



10

100


500

1000 5000 10000 20000



Кпр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

0

10



20

30

40



50

60

0, 01



0, 1

1

5



10

100


500 1000 5000 10000 20000

Кпр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

0

2



4

6

8



10

12

0,01



0, 1

1

5



10

100


500 1000 500010000 20000

Кпр

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

XII


I

XIV


XV

XVI


XVII

XVIII- XXV

     

0

2



4

6

8



10

12

0 4 8 1 216 2 0 2 428 3 236 40 44 48 52 56 60 64 68 72 76 80 84



К во

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

0

5



10

15

20



25

30

0



4 8 1 21 6 20 24 2 8 32 36 404 4 48 52 56 60 64 68 72 76 80 84

Кво

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

0

2



4

6

8



10

12

14



0

4 8 1 21 6 20 24 28 32 36 40 44 4 852 56 60 6 4 68 72 7 6 80 8 4



К во

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

0

2



4

6

8



10

12

14



16

0 4 8 1 2 162 0 2 42 8 3 236 4 044 48 52 56 60 64 68 72 76 80 84



Кво

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

0

0,5



1

1,5


2

2,5


3

3,5


0

4 8 12 16 2 0 24 28 3 2 36 40 4 4 4 8 52 5 660 6 4 68 72 7 6 80 84



Кв о

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

0

2



4

6

8



10

12

14



16

18

0 4 8 12 16 2 0 2 42 832 36 4 044 48 5 2 5 660 6 468 7 2 7 680 8 4



Кво

0%

10%



20%

30%


40%

50%


60%

70%


80%

90%


100%

 

а)                                                                                       б) 

 

Рис 2 Распределение коэффициента пористости Кп (а) и остаточного водонасыщения (б)  



по результатам анализов керна продуктивных пластов месторождения Узень 

 

123 


Удовлетворительные формы связи достигнуты для месторож-дения Узень в рамках систем: 

-пористость - объемная плотность (данные гамма-гамма плотностного каротажа),  

-пористость  -  интервальное  время  пробега  продольных  упругих  волн  (данные  акустического 

каротажа),  

-глинистость - относительная амплитуда поля ПС (каротаж самопроизвольной поляризации СП),  

-глинистость  -  относительные  показания  радиоактивности  (гамма  каротаж)  при  условии 

хорошей  увязки  керна  и  каротажа.  Важным  фактором  стало  определение  качественной  (состав 

глинистой  фракции)  и  количественной  (объемные  соотношения  различных  типов  глинистых 

минералов и алевритистой фракции) характеристик глинистости пород.  

Кроме  качественных  признаков  при  выделении  пластов-коллекторов  и  оценке  их  эффективных 

толщин,  использовались  также  косвенные  количественные  критерии,  то  есть  величины  параметров, 

соответствующие  границе  коллектор-неколлектор,  которые  необходимы  для  выделения  коллекторов  в 

скважинах, где в комплексе отсутствуют исследования МКЗ и КВ. Основным количественным признаком, 

которым  широко  пользуются  при  выделении  коллекторов  в  терригенном  разрезе,  являются  граничные 

значения относительной амплитуды метода потенциалов собственной поляризации 

сп,гр

(рис 3).  

 

Кп

0

2



4

6

8



10

12

14



16

18

20



22

24

26



28

30

0,1



0,2

0,3


0,4

0,5


0,6

0,7


0,8

0,9


1

пс

Кп керн=f (aпс). Пласты XI II-XVI I

Кп ГГК=f (Апс ), пласты XII I-XVII

Кп керн=f (aс п), плас ты XVI II-XXV

Кп=f (aс п), плас ты XII I-XVI I

Кп=f (aс п), пласты XVI II-XXV

м-ние Карамандыбас (Кп=aсп/ (-0. 69aсп+4.56)

(



пс

)

(



п с

)

(



сп )

(

сп)



(

с п)


сп



сп

 

 



Рис. 3 Зависимость коэффициента пористости Кп от относительной амплитуды  

ПС άсп для продуктивных пластов месторождения Узень и Карамандыбас 



 

Геологические условия залегания продуктивных пластов и применяемые традиционные технологии 

интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) в комплексе с изучением керна на Узеньской 

группе  месторождений  позволили,  с  достаточной  надежностью,  решить  задачи  выделения  и  оценки 

продуктивных  коллекторов.  Особенность  пород-коллекторов  продуктивных  горизонтов  Узеньской 

группы  месторождений  состоит  в  наличии  зерен  полевых  шпатов,  которые  в  процессе  диагенеза  и 

эпигенеза  подвергаются  значительным  преобразованиям,  а  именно  -  глинизации.  В  сочетании  с 

глинистым цементом,  содержащимся в поровом пространстве, это значительно повышает эффективную 

глинистость коллекторов, которая ухудшает их физические свойства, но практически не влияет на ФЕС и 

продуктивность.  Для  пород-коллекторов  продуктивных  горизонтов  Узеньского  месторождения 

характерна  высокая  глинистость,  содержание  глинистого  материала  в  этих  породах  значительно  выше, 

чем  по  данным  стандартного  грануло-метрического  анализа.  Глинистость  пород-коллекторов 

закономерно  убывает  от  верхних  горизонтов  к  нижним:  от  28,57%  в  XIII  горизонте  до  21,6  -  в  XVIII. 

Тенденция к уменьшению глинистости сверху вниз наблюдается и в нижнем этаже нефтегазоносности (от 

28,44% в  XIX горизонте до 18,77% – в XXIV). 

Таким  образом,  комплексное  использование  данных  лабораторных  исследований  керна  и 

результатов  геофизических  исследований  скважин,  позволяет  получить  достоверные  сведения  о 

коллекторских 

свойствах 

пород 


(пористости, 

проницаемости, 

флюидонасыщенности) 

и 

рекомендовать  подобный  анализ  для  выделения  и  оценки  терригенно-осадочных  коллекторов 



месторождений углеводородов Казахстана.  

 

 

124 


Литература 

 

1.  Чакабаев С.В., Иванов В.А. и др. Характеристика коллекторов меловых и юрских отложений 

Южного  Мангышлака  и  закономерности  их  распространения.  Известия  АН  Каз.  ССР,  серия 

геологическая № 2, 1966 - C.74-83. 

2.  Латышова  М.Г.  Практическое  руководство  по    интерпретации  диаграмм  геофизических 

исследований скважин. М.: Недра, 2001 - 220 с. 

3.  Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими 

и петрографическим методами. /Под ред. В.И.Горояна. М.: ВНИГНИ, 1978 - 396 с. 

4.  Элланский 

М.М. 


Петрофизические 

основы 


комплексной 

интерпретации 

данных 

геофизических исследований скважин. М. РГУ НГ, 2001 - 229 с. 



 

 

АНАЛИЗ СЕЙСМИЧЕСКИХ АТРИБУТОВ ПРИ  



ИЗУЧЕНИИ ПЕРСПЕКТИВ ТРИАСОВОГО 

 КОМПЛЕКСА ЮГА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ 

 

Тлебаева Д.М., Истекова С.А. 



КазНТУ имени К.И.Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан   

 

Сейсмические  атрибуты  являются  одними  из  главных  методов  анализа  сейсмических  фаций  и 



прогноза  изменения  литологии  продуктивной  части  газонефтяного  разреза  по  данным  сейсморазведки. 

Атрибуты являются наиболее чувствительными к изменениям параметров отражений, чем традиционные 

методы визуализации сейсмических данных. В то же время, атрибуты также чувствительны к изменениям 

качества полевых данных, поэтому необходимо отделить ясно геологические и технические факторов для 

проведения надежного прогноза литологического состава [1].  

Анализ сейсмических атрибутов при изучении особенностей геологического строения и оценки 

перспектив  триасового  комплекса  рассмотрен  на  примере  месторождения  Копа,  расположенного  в 

южной половине восточной прибортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующейся развитием 

соляно-купольного тектогенеза.  

В осадочном чехле исследуемой территории выделяются три комплекса отложений: подсолевой, 

соленосный  и  надсолевой  (рис.1).  Триасовая  система  представлена  тремя  отделами.  Потенциал 

верхнепермского  и  триасового  комплексов  востока  Прикаспийской  впадины,  имеющего 

повсеместное  развитие,  увеличенную  толщину  и  установленную  продуктивность  оценивается 

достаточно высоко и не исчерпывается уже известными месторождениями [2].  

На исследуемом участке проведен технологический расчет сейсмических атрибутов по наиболее 

распространенным  методам  анализа  атрибутов:  расчет  и  анализ  кубов  атрибутов  и  формирования 

горизонтальных, вертикальных пространственных разрезов [3].  

Информационной  базой  этого  этапа  являются  высококачественные  данные  сейсморазведки  и 

результаты  интерпретации  данных  ГИС,  которые  использовались  для  расчета  сейсмических 

атрибутов  на  самых  тонкослойных  геологических  моделях  среды.  Наиболее  надежные  результаты 

дало  применение  технологии  AVO,  расчета  интегральных  и  дифференциальных  сейсмических 

атрибутов и сейсмического импеданса. 

Затем  эти  наборы  данных  обрабатывались  и  интерпретировались  с  целью  локализации 

пространственных аномалий. Расчеты атрибутов были проведены с использованием рабочей станции 

Geographics.  Главный  параметр  для  расчета  сейсмических  атрибутов  является  интервал  расчета 

позиции относительно основного отражения от ключевых геологических границ.  

В  результате  анализа  представленных  карт  можно  подтвердить  возможность  картирования 

различных видов литологии с использование сейсмических данных и характеристик. Карты атрибута 

RMS  были  рассчитаны  в  широком  окне  100мс,  которое  характеризует  весь  продуктивный  горизонт 

как потенциальный коллектор, а также выделяет и слои глин (рис.2). 

Распределение  амплитуд  показывает,  что  пропорциональность  их  является  относительно 

стабильной и близкой к самому объему коллектора. 

 


 

125 


 

 

Рисунок 1. Геологическая модель месторождения Копа  по результатам сейсмических работ 3D 



 

Рассчитанные  карты  соответствуют  верхней  части  триасового  продуктивного  интервала    и 

подтверждают преобладание в нем менее компактных песчаных видов желтого и красного цветов. На 

рисунке 3 представлены горизонты, выделенные с помощью расчета атрибутов 

 

 



Рисунок 2. Карта распределения атрибута RMS  для продуктивного горизонта 

 

 



 

Рисунок 3. Часть временного куба с использованием акустического импеданса 



 

126 


Таким  образом,  технология  анализа  сейсмических  данных  с  использованием  атрибутов  дает 

большие  возможности  для  исследования  перспективных  объектов  ранее  недоступных  для  обычных 

методов интерпретации сейсмических данных. 

 

Литература 

 

1.  Бондарев  В.И.,  Крылатков  С.М..  Анализ  данных  сейсморазведки:  учебное  пособие  для  студентов 

вузов. Екатеринбург: издательство УГГГА, 2002. - 212 с. 

2.  Ескожа Б.А. Особенности строения и перспективы нефтегазоносности триасового комплекса юга 

Прикаспийской впадины. Известия НАН РК. Серия геологическая, 2008 № 4 

3. Интерпретация  данных  сейсморазведки:  Справочник/Под  ред.  Потапова  О.А.  -  М:Недра, 

1990.-448 с. 

 

 



ПОСТРОЕНИЕ СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПЛОЩАДИ САРКРАМАБАС  

ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 

ВОСТОЧНОГО БОРТА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ 

 

Токмулина С.А. 

 КазНТУ имени К.И.Сатпаева, г.Алматы, Республика Казахстан 

 

Площадь  Саркрамабас  расположена  в  пределах  северной  части  Жанажольской  шельфовой 



карбонатной платформы, в центральной части свода Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного 

борта.    Основные  залежи  месторождений  УВ,  выявленные  в  подсолевых  отложениях  Енбекско-

Жаркамысской складки, относятся к среднека-менноугольному возрасту. Структурной особенностью 

ловушек  этих  залежей  УВ  является  то,  что  они  сосредоточены  в  пределах  свода  складки  и 

приурочены  к  поднятиям  палеозойских  карбонатных  пород,  примыкающих  или  ограниченных 

дизъюнктивными нарушениями.  Как  правило,  над  этими  подсолевыми  поднятиями  в  вышележащей 

осадочной  толще  расположены  соляные  купола  нижнепермского  возраста,  свидетельствуя  в  пользу 

унаследованного развития региона на протяжении позднего палеозоя. 

На  структурной  схеме  (рис  1.)  солянокупольной  тектоники,  в  пределах  оконтуренной  площади 

вершины  свода  Енбекско-Жаркамысского  поднятия,  наблюдаются  разрывы  непрерывности  линий 

соляных  гряд,  вытянутых  вдоль  восточного  борта.  Гряды  разбиваются  на  отдельные, 

разноориентированные соляные купола. 

 

 

 



Рис. 1. Структурная схема солянокупольной тектоники отложений кунгурского яруса  

нижней перми в пределах восточного борта Прикаспийской впадины 



 

127 


По  данным  сейсморазведки  3Д  и  глубокого  бурения  была  построена  сейсмогеологическая  модель 

осадочной толщи площади Саркрамабас. Для построения модели применялась сейсмостра-тиграфическая 

интерпретация  волновой  картины,  базирующаяся  на  выделении  квазисинхронных  седиментационных 

сейсмических комплексов (КССК) и стратификации отражающих границ в их кровле и подошве.  

На глубинном разрезе куба сейсмических данных площади Саркрамабас (рис. 2) толща подсолевых 

карбонатных  пород  Жанажольской  шельфовой  платформы  выделена  линиями  корреляции  опорных 

отражающих  горизонтов  -  П

2

с



  в  кровле  и  П

2(3)


  в  подошве  в  каменноугольном  стратиграфическом 

интервале  и  представляет  собой  квазисинхронный  седиментационный  сейсмический  комплекс.  Линия 

корреляции,  отображающая  кровлю  КССК,  привязана  к  стратиграфическим  отбивкам  кровли 

карбонатных пород гжельского яруса (C

3

g) верхнего карбона в разрезе глубоких скважин 1-С и 3-С (рис. 



2). Линия, отображающая подошву толщи пород КССК, привязана в соседних глубоких скважинах 302 и 

303,  находящихся  восточнее  площади  исследований,  к  стратиграфической  отбивке  кровли  терригенных 

пород визейского яруса (C

1

v) нижнего карбона. Анализируя рисунок волновой картины КССК с учётом, 



формообразующих  особенностей  карбонатной  седиментации  и  тектоники,  в  процессе  корреляции 

осуществляется  привязка  к  данным  бурения,  выделяется  и  прослеживается  целевой  интервал  разреза  - 

сейсмофация (рис. 2), то есть одна из структурных единиц составляющих КССК. 

 

 



 

Рис. 3 Глубинный разрез куба сейсмических данных по линии с юго-запада на северо-восток  

с выделенным отображением интервала карбонатных пород КССК и сейсмофаций 

 

Целевая  сейсмофация  –  слой  карбонатных  пород  башкирского  возраста  в  пределах  площади 



исследований перекрывает  слой карбонатных пород серпуховского возраста, то  есть сейсмофацию в 

основании  КССК.  Линия  корреляции,  отображающая  кровлю  сейсмофации,  привязана  к 

стратиграфическим  отбивкам  кровли  пород  башкирского  яруса  в  глубоких  скважинах  1-С  и  3-С. 

Линия  корреляции,  отображающая  подошву  сейсмофации,  привязана  в  разрезе  скважины  1-С  к 

стратиграфической  отбивке  кровли  карбонатов  серпуховского  яруса  нижнего  карбона.  Забой 

скважины 3-С находится в карбонатных породах башкирского возраста. Маркирующими элементами 

рисунка  сейсмофации  на  участках  разрастания  мощности  отложений  являются:  клиновидное 

схождение  –  расхождение  отражающих  площадок;  увеличение  их  числа  в  интервале  раздува; 

разнонаправленность;  изменение  динамики  отражений;  их  прерывистость;  выпуклая  форма 

отражений и линии, оконтуривающей холмообразный раздув (рис. 3).  

Терригенная  пачка  пород  подольского  горизонта  московского  яруса,  развитая  в  пределах 

Жанажольской шельфовой платформы на площади Саркрамабас в разрезе глубоких скважин 1-С и 3-С 

не обнаружена, что подтверждает её блоковую структуру строения. Тектонический блок Саркрамабас 

занимает  северо-западную  часть  площади  Саркрамабас  и  на  структурной  карте  (рис.  3)  ограничен 

линиями  дизъюнктивных  нарушений.  В  его  пределах,  над  раздувом  карбонатных  пород  КССК,  в 

терригенных  отложениях  нижней  перми,  находится  соляной  купол  Саркрамабас  (рис.  2).  На 

структурной  карте  (рис.  3) и разрезе  (рис. 2) наблюдается подъём  рельефа поверхности кровли пород 


 

128 


сейсмофаций и увеличение толщины КССК в юго-западном направлении по линии глубоких скважин 

1-С и 3-С. Раздув обусловлен разрастанием мощности слоёв карбонатных пород вверх по шельфовому 

склону платформы, в частности, слоя карбонатов башкирского возраста (рис. 4). Такое развитие слоёв 

карбонатных  пород  на  шельфовом  склоне  в  пределах  площади  Саркрамабас  обусловлено  тем,  что 

северная  часть  Жанажольской  шельфовой  карбонатной  платформы,  в  состав  которой  входит  блок 

Саркрамабас,  наклонена  в  меридианальном  направлении  на  северо-восток,  в  сторону  Остансукско-

Актюбинского  прогиба  восточного  борта  Прикаспийской  впадины.  Блок  Саркрамабас  находится  в 

северо-западной  окраинной  части  платформы  и  слагающие  его  слои  наклонены  на  северо-восток, 

выстилая  шельфовый  склон.  Отсюда,  его  юго-западная  часть  находится  в  относительно  приподнятом 

положении.  Таким  образом,  в  условиях  постоянной  трансгрессии  моря,  в  средне-позднекамен-

ноугольный  период  на  мелководье  шельфового  склона  в  пределах  блока  Саркрамабас  шла 

непрерывная,  в  основном,  органогенная  седиментация  карбонатных  пород.  И  на  относительно 

приподнятой,  юго-западной  части  блока  в  период  с  серпуховского  времени  и  по  гжельское  время 

позднего карбона шло становление и развитие поднятия, сложенного карбонатными породами. 

 

 

 



Рис. 3 Структурная карта кровли карбонатных пород башкирского яруса (C

2b



 

 

 



Рис. 4. Карта изопахит карбонатных пород башкирского яруса среднего карбона (С

2b



 

 

129 


Бурением  доказано,  что  нефтеносный  пласт-коллектор  развивается  в  толще  пород  целевой 

сейсмофации  и  воздымается  в  юго-западном  направлении,  вдоль  шельфового  склона.  В  пределах 

площади Саркрамабас зона аномального разрастания карбонатных пород сейсмофации башкирского 

возраста отображена на карте изопахит (рис 4). Т.о., можно сделать следующие выводы: 

1). Сейсмостратиграфическая интепретация, сейсмофациальный анализ, позволили обосновать и 

построить на базе сейсморазведочных данных 3Д и данных глубокого бурения сейсмогеологическую 

модель  карбонатной  осадочной  толщи  в  пределах  площади  Саркрамабас  и  выявить  поднятие  под 

соляным куполом Саркрамабас. 

2) Изложены два подхода прогнозирования нефтегазоносности подсолевых карбонатных пород. 

Первый  подход,  определяет  наличие  поднятия  и  его  нефтегазоносность  под  соляным  куполом 

Саркрамабас  с  позиций  общей  закономерности  расположения  и  развития  нефтегазовых  зон  в 

пределах  свода  Енбекско-Жаркамысского  поднятия,  и  второй  подход  прогнозирует  нефтегазоносность 

подсолевого поднятия с позиций сейсмогеологической модели, обосновывающей его местоположение 

под соляным куполом Саркрамабас. 




1   ...   18   19   20   21   22   23   24   25   ...   81


©emirb.org 2017
әкімшілігінің қараңыз

войти | регистрация
    Басты бет


загрузить материал