Содержание к диссертации
Введение
Раздел 1. Современные представления о строении, развитии и нефтегазоносности Цубукско-Промысловского вала кряжа Карпинского (Астраханско-Калмыцкий регион) 21
1.1. Краткий очерк истории изучения региона 21
1.2. Основные черты тектоники кряжа Карпинского и критический анализ существующих моделей строения Цубукско-Промысловского вала 32
1.3. История развития палеобассейна кряжа Карпинского с позиции рифтогенеза юго-западной окраины Восточно-Европейской платформы 49
1.4.Характеристика структурно-формационных комплексов 79
1.5. Сейсмостратиграфическая структура исследуемого региона .. 86
1.6. Нефтегазоносные комплексы и краткая характеристика месторождений Цубукско-Промысловского вала 118
Раздел 2. Особенности дизъюнктивных дислокаций и динамики формирования современной структуры Цубукско-Промысловского вала 138
2.1. Методическое обеспечение выделения тектонических нарушений сейсморазведкой МОГТ 138
2.2. Характеристика и природа дизъюнктивных дислокаций Цубукско-Промысловского вала 140
2.3. Геодинамическая модель формирования современной структуры
платформенного чехла Цубукско-Промысловского вала 155
Раздел 3. Структурно-тектоническая модель строения платформенного чехла Цубукско-Промысловского вала в свете новых данных его изучения 179
3.1. Особенности интерпретации и методика структурных построений в условиях Цубукско-Промысловского вала 179
3.2. Строение Цубукско-Промысловского вала по основным стратигра фическим комплексам кряжа Карпинского 184
3.2.1. Структурный план поверхности палеозойского основания 185
3.2.2. Структурный план промежуточного комплекса пород 187
3.2.3. Структурный план донижнемелового комплекса отложений 189
3.2.4. Структурный план мелового комплекса отложений ... 191
3.2.4.1. Строение Олейниковско-Промысловской группы месторождений. по продуктивному горизонту в отложениях нижнеальбского подъяруса 191
3.2.4.2. Особенности строения Олейниковскои площади по верхнеальб-ским отложениям нижнего мела 199
3.2.4.3. Структурный план поверхности отложений верхнего мела 200
3.3. Оценка перспектив прироста запасов нефти и газа Олейниковско-Бударинской группы месторождений Цубукско-Промысловского вала на основе новых структурно-тектонических представлений 202
Заключение 208
Литер атур а
- Основные черты тектоники кряжа Карпинского и критический анализ существующих моделей строения Цубукско-Промысловского вала
- Сейсмостратиграфическая структура исследуемого региона
- Характеристика и природа дизъюнктивных дислокаций Цубукско-Промысловского вала
- Структурный план поверхности палеозойского основания
Основные черты тектоники кряжа Карпинского и критический анализ существующих моделей строения Цубукско-Промысловского вала
В этой связи назрела необходимость пересмотра геологических представлений о строении Цубукско-Промысловского вала на основе новых концепций формирования его структуры и данных современных инновационных технологий поиска нефти и газа, в частности, высокоразрешающей сейсморазведки (МОГТ-ВРС), разрабатываемой специалистами ЗАОр «НП» «Запприкаспийге-офизика» и при непосредственном участии автора. Без создания новой модели не возможен эффективный поиск и разработка сложнопостроенных месторождений Цубукско-Промысловской зоны НГН на новом этапе проведения ГТР, что имеет немаловажное значение в современных рыночных условиях и определяет актуальность настоящей работы.
Цель диссертационной работы заключается в повышении эффективности геолого-разведочных работ при поисках нефти и газа на основе геологического обоснования и построения с использованием современных данных сейс-моразведочных исследований МОГТ-ВРС новой структурно-тектонической модели месторождений Цубукско-Промысловского вала кряжа Карпинского, позволяющей: целенаправленно проводить дальнейшую разработку известных залежей
Олейниковского нефтегазового (НГ), Межевого и Промысловского газовых (Г) месторождений за счет оптимального размещения эксплуатационных скважин; - включать в поиск и разведку новые перспективные объекты, в том числе, про пущенные на начальном этапе поисково-разведочных работ, решая задачу на ращивания запасов углеводородов в Астраханско - Калмыцком регионе.
Основные задачи исследований. Для реализации поставленной цели были привлечены методы системно-исторического и системно-структурного анализа в изучении нефтегазоносных бассейнов. Исследования были направлены на решение следующих задач: -создание принципиальной основы геотектонического районирования кряжа Карпинского; -изучение с новых взглядов рифтогенеза основных этапов эволюции палеобассеина восточной части кряжа Карпинского и непосредственно Цубукско - Промысловского вала с целью обоснования структурно-тектонических особенностей его строения; -выяснение условий формирования литолого-стратиграфических комплексов и оценка перспектив их нефтегазоносное; -изучение структурно-тектонических особенностей строения земной коры в пределах восточной части кряжа Карпинского на основе современных региональных и поисковых сейсморазведочных исследований МОГТ; -изучение сбросовых дислокаций Цубукско-Промысловского вала, выяснение пространственных закономерностей распространения, свойств и природы тектонических нарушений; -разработка геодинамических представлений формирования современной структуры Цубукско-Промысловского вала; -построение на научно обоснованной основе с использованием современных технологий полевых работ, обработки и интерпретации сейсморазве-дочной информации, новой структурно-тектонической модели группы месторождений Цубукско-Промысловского вала по основному объекту разработки в меловом нефтегазоносном комплексе.
На защиту выносятся.
Концепция геотектонического районирования кряжа Карпинского в составе единой, протягивающейся на тысячу километров в пределах юго-западной окраины Восточно-Европейской платформы Припятско-Каспийской палеорифтовой зоны, включающей Припятский грабен, Днепровский прогиб, Донецкий бассейн и продолжающейся в структурах Мангышлака. Кряж Карпинского занимает особое место в этой интегрированной системе, характеризуясь как общими для всех сегментов Припятско-Каспийской зоны, так и специфическими особенностями развития. 2. Геодинамическая модель формирования современной структуры и дизъюнктивных дислокаций восточной части кряжа Карпинского. В ее основе положены пространственно - временные преобразования кряжа Карпинского в составе Припятско-Каспийской палеорифтовой зоны на различных этапах ее эволюции. Выделяются следующие ее основные этапы и стадии: растяжение (прогибание) - девон-карбон; сжатие, инверсия и складчатость - пермь-ранний триас; платформенное прогибание - поздняя гора-кайнозой. Последняя стадия характеризуется дифференцированными тангенциальными напряжениями ре гионального характера, с которыми связано образование в осевой части Про мысловского блока линейно вытянутой приподнятой зоны - Цубукско Промысловского вала и осложнение его свода кулисообразно сочленяющимися разрывными нарушениями сдвигового типа, играющими главную роль в фор мировании ловушек УВ.
Новая структурно-тектоническая модель строения группы месторож дений Цубукско-Промысловского вала, удовлетворяющая эксплуатационным характеристикам известных залежей и позволяющая ориентировать поиск но вых нефте-газоперспективных объектов. Научная новизна работы.
1. Предложена принципиальная схема строения юго-западной окраины Восточно-Европейской платформы, показывающая место и особенности строения кряжа Карпинского в составе интегрированной Припятско-Каспийской суперпалеорифтовой зоны.
2. Обоснованы с позиции рифтогенеза общие и специфические особенности исторического развития кряжа Карпинского. Показано, что он представляет собой неоднократно деформированное (инверсированное) выполнение палео-авлакогена. На этой основе рассмотрены этапы формирования и перспективы нефтегазоносности литолого-стратиграфических комплексов палеозойского комплекса и платформенного чехла Цубукско-Промысловского вала Промы-словского блока.
Сейсмостратиграфическая структура исследуемого региона
Итоги более чем 20-летних исследований региона обобщены в работе Спевака Ю.А. и Федорова Д.Л. «Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа северо-восточного Предкавказья» [23]. В ней, на основании огромного объема фактического материала и теоретических исследований рассмотрены тектонические, геохимические и гидрогеологические условия формирования залежей нефти и газа. При изучении историко-геологической обстановки осадконакопления и анализе диагенетического преобразования юрских и меловых отложений авторы впервые применили принципы палеотектонических и палеогеологических реконструкций.
После открытия основных залежей месторождений Цубукско-Промысловского вала их дальнейшая разработка стала сдерживаться отсутствием необходимого фонда подготовленных структур. В этой связи, начиная с 1975 года, проводятся детальные геофизические исследования, направленные на дальнейшее изучение строения Цубукско-Промысловской приподнятой зоны с целью прироста запасов УВ.
Выполненные работы относятся к детальному этапу исследований. Он характеризуется широким применением сейсморазведки МОГТ и подразделяется на две стадии - раннюю и современную.
Ранняя стадия (до 1987г.) характеризуется применением стандартной сейсморазведки, базирующейся на использовании аналоговой и первых цифровых малоканальных сейсморазведочных станций и технологий, обеспечивающих регистрацию полезных сигналов в среднечастотной области. В результате планомерных работ, проводимых трестами «В олгограднефте геофизика», «Краснодарнефтегеофизика» и «Ставропольнефтегеофизика», был выявлен ряд антиклинальных и приразломных структур в пределах северного и южного склонов Промысловского блока кряжа Карпинского (Западно - и Восточно-Бударинские, Лебединская, Озерская и т.д.) [24]. Однако, несмотря на определенные успехи выполненных работ, остались нерешенными задачи выделения малоамплитудных поднятий и нарушений, формирующих ловушки нефти и газа в нижнемеловых отложениях, прослеживания перспективных в нефтегазоносном отношении целевых отражений от границ в средней и нижней юре. Кроме того, на Бударинской площади были выявлены методологические просчеты, приведшие к несоответствию структурных построений по данным сейсморазведки МОП и глубокого бурения [25].
В связи с низкой эффективностью стандартной сейсморазведки и отсутствием надежной и обоснованной методики картирования небольших по размерам и амплитуде тектонически-экранированных (сложно построенных) ловушек, геологоразведочные работы, как уже отмечалось, в пределах исследуемой территории были прекращены почти на десять лет.
Современная стадия детального этапа характеризуется внедрением новейших технологий в сейсморазведке, в частности, высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС) и решений в области обработки и интерпретации сейсмической информации [26]. С учетом широкого использования высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС) появилась реальная возможность детального изучения кряжа Карпинского на новом методическом уровне, с высокой степенью разрешенности разреза и надежности прослеживания целевых горизонтов в условиях дислоцированности мезозойского платформенного чехла, а на этой основе - переоценки перспектив исследуемой территории.
Материалы поисковых и детализационных работ МОГТ-ВРС, выполненных под руководством автора в период 1998-2000 гг. в пределах Олейниковско-Промысловского лицензионного участка нефтяной компании ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьморнефть», послужили основой для настоящей диссертационной работы [28]. 1.2. Основные черты тектоники региона и критический анализ существующих моделей строения Цубукско-Промысловского вала
Тектоническое районирование кряжа Карпинского рассматривается по поверхности палеозойского складчатого фундамента, в морфологии которой отразились наиболее крупные структурообразующие движения. В соответствии с известными представлениями (Мирчинк Ф.Ф., Крылов Н.А., Летавин А.И и др.) кряж, или согласно решению мартовского совещания 1963 года по классификации платформенных структур в г. Ленинграде, "сложный" вал Карпинского является палеозойской платформенной структурой первого порядка, включающей обнаженную часть Донбасса и его восточное, погребенное под мезо-кайнозойским чехлом, продолжение (рис. 1.3.)
Фундамент кряжа осложнен разломами двух главных направлений: донбасского - субширотного и антикавказского - субмеридионального. С севера сложный вал ограничивается субширотной системой Донецко-Астраханских разломов, в том числе, надвигового типа, образующих в зоне сочленения с Прикаспийской впадиной Каракульско-Смушковскую зону дислокаций, с востока - трансрегиональным субмеридиональным разломом, фиксируемым по данным морских сейсморазведочных работ в акватории Каспия [29].
Южным ограничением кряжа Карпинского является Маныч-Гудиловский, Восточно-Манычский и Нижне-Кумские прогибы, входящие в единую рифтовую систему Манычского желоба - структурного элемента первого порядка. Длина рассматриваемого тектонического элемента в указанных пределах составляет -550 км, ширина равна 150-200км.
Разломами субмеридионального направления сложный вал Карпинского разбит на тектонические элементы второго порядка: с запада на восток выделяются: Ремонтненский (Элистинский), Бузгинский и Промысловский блоки, отличающиеся друг от друга строением осадочного чехла и морфологией подчиненных им структурных элементов третьего порядка.
Рассмотрение Элистинского и Бузгинского блоков выходит за рамки диссертационных исследований, поэтому автор ограничился перечнем дополнительных наиболее содержательных работ по их изучению [21-23,30-34]. В то же время, следует отметить в целом слабую геолого-геофизическую изученность кряжа Карпинского, особенно региональными исследованиями ГС МОГТ [35].
В настоящей работе современная геоструктура Промысловского блока кряжа Карпинского рассматривается в рамках обзорно-тектонической карты Республики Калмыкии под редакцией В.А.Бембеева, Б.С. Хулхачиева, И.А. Ко-былкина, Г.Н. Андреева, и др. При ее составлении использовались материалы, обобщающие геологоразведочные исследования последних десятилетий. На рисунке 1.4. показан фрагмент карты, выполненный в мелкомасштабном варианте и включающий основные геолого-тектонические элементы восточной части кряжа Карпинского и сопредельных территорий. Строение Цубукско-Промысловского вала показано с учетом новых структурно-тектонических представлений, полученных в последние годы и подробно рассмотренных в диссертации.
Промысловский блок по поверхности палеозойского складчатого основания имеет вид плиты, наклоненной с севера на юг. Зафиксированная бурением величина погружения фундамента от скв. 1-Красно-Худукской (- 1590 м) до скв. 3-Восточно-Артезианской (- 3670 м) составляет 2080 метров (рис. 1.4.). На фоне регионального наклона палеозойского фундамента выделяются положительные линейные структуры третьего (относительно кряжа Карпинского) порядка, имеющие простирание близкое к широтному. С севера на юг к ним относятся: Бешкульско-Сайгачинская ступень (рис.1.4., IVі і), Цубукско-Промысловский вал (рис.1.4., IV2i), Каспийско-Камышанская структурная сту-пень (рис. 1.4., IV і). На отдельных участках последняя имеет форму вала (рис. 1.4; 4), на большем же протяжении включает в себя либо структурные носы, либо обособленные, составляющие отдельные цепочки локальные поднятия, с которыми связаны месторождения нефти и газа.
Характеристика и природа дизъюнктивных дислокаций Цубукско-Промысловского вала
За пределами Каспийско-Камышанской структурной ступени нефтяная залежь в нижнеаптских отложениях пока установлена только на Тенгутинской площади Цубукско-Промысловского вала [19]. В этой связи, аптские отложения следует рассматривать как потенциально перспективные и для остальной территории Астраханско-Калмыцкого,региона.
На основании имеющихся данных о нефтегазоносности Припятско-Каспийского авлакогена можно отметить .общую для всех сегментов закономерность: чем интенсивнее были процессы переформирования и преобразования осадочного чехла на заключительных этапах геологической истории, тем. на более высокий стратиграфический уровень были выведены скопления углеводородов. Эта закономерность наглядно проявляется и в характере распределения залежей нефти и газа в пределах Цубукско-Промысловского вала.
Так, коренная перестройка структурного плана в начале майкопского времени привела к расформированию, частичному, а иногда и полному разрушению залежей нефти и газа, сформировавшихся в наиболее благоприятный, с точки зрения нефтегазообразования, период альпийского цикла седиментации в юрских и нижнеаптских отложениях. Этот процесс был наиболее значительным на тектонически активных участках, в частности, в Кумо-Манычском прогибе и Цубукско-Промысловском палеоподнятии, в меньшей степени - в пределах южного склона Промысловского вала.
Скопления УВ в меловом комплексе отложений, находящиеся в пределах Цубукско-Промысловского вала, сформированы флюидами, эмигрировавшими сюда с южного склона с пластовыми водами [19, 20, 23].
Основное значение в Цубукско-Промысловской ЗНГН имеют залежи нефти и газа в нижнеальбском подъярусе, некоторые из которых промышленно разрабатываются уже более 40 лет. В пределах Цубукско-Промысловского вала, как уже указывалось, выделяются с запада на восток Цубукское газовое, Тенгутинское и Олейниковское нефтегазовые, Межевое и Промысловское га 132 зовые месторождения. Нефтегазоносность самой восточной части вала в пределах суши (Бударинская разведочная площадь) остается не выясненной.
В Цубукско-Промысловской зоне нефтегазонакопления преобладают залежи водоплавающего типа, хотя в отдельных случаях (Олейниковское месторождение) залежи в отдельных блоках являются пластово-сводовыми.
Покрышкой УВ служат среднеальбские глины, экранирующие залежь сверху и запечатывающие ее по сбросам. Мощность и коллекторские свойства продуктивного пласта в песчанистой пачке нижнеальбского подъяруса по площади в целом хорошо выдержаны.
В процессе разведки и эксплуатации месторождений Промысловского блока был получен значительный объем геолого-геофизической информации, рассмотренный в многочисленных публикациях и отчетах по подсчету запасов [10-24,30].
В настоящей работе, учитывая тематику работы, приводятся краткие сведения о петрофизических особенностях продуктивных толщ и эксплуатационных характеристиках Олейниковско-Промысловской группы месторождений Цубукско-Промысловского вала, в пределах исследуемой территории (рис. 1.2-3,4,5). Они даются на основании данных, представленных в подсчетах запасов и на базе тектонической модели, существующей до постановки работ ВРС (на 1985 год). Перспективы дальнейшего изучения месторождений рассматриваются на основе новых данных, полученных в процессе проведения нового этапа ГГР и представленных в диссертации.
Промысловское газовое месторождение было первым, открывающим промышленно-нефтегазоносную область кряжа Карпинского (1952г.). Газонасыщенной на величину 20-35м является, как и во всей зоне, кровельная часть мощной песчаной толщи (до 200 м) нижнеальбского подъяруса. Продуктивный горизонт залегает на глубинах 753-873м. Пластовое давление 89 кг/см2. Газ сухой, содержание метана 90-97 %, этана 0,1-1,1 %, содержание высших производных до 0,3 %, азота 5 %, углекислоты до 3 %. Абсолютно свободный дебит газа колеблется в пределах от 1 316 400 м /сутки (скв. 16) до 2 517 000 м /сутки
133 (скв. 19). Пластовое давление в залежах около 95 атм.
Залежи, согласно существующим представлениям относили к трем тектоническим блокам (I, III и IV), имеющим различное положение ГВК (рис.1.10.). Два блока в пределах месторождения (1аи II) считались не продуктивными.
В результате выполненных в 1998г. исследований ВРС была установлена новая газовая залежь, приуроченная к еще одному блоку, названному Севе-ро-Промысловской структурой [57]. Как будет показано в разделе 3, не исключена возможность и дальнейшего выявления на Промысловской площади новых нефтегазоперспективных объектов в нижнемеловых отложениях.
Извлекаемые запасы по Промыслов скому месторождению на 01.01.1984г составили 4322 млн. мЗ газа, что намного превысило первоначальные запасы, утвержденные ГКЗ СССР в 1956г. (2810 млн. м3), что объясняется как уточнением его модели строения, так и, вероятно, продолжающихся процессов формирования залежей газа. Месторождение и в настоящее время находится в разработке.
В пределах Межевого газового месторождения продуктивный горизонт в песчаной толще нижнеальбского подъяруса погружается до 870-900 метров. Месторождение составляют две чисто газовые залежи, установленные в двух блоках — западном и восточном (рис.1.9). Покрышкой является глинистая 200 метровая толща. Этаж газоносности равен 35 метров. Суммарная мощность газонасыщенного интервала равна 11 метров. Среднее значение открытой пористости продуктивных слабоцементированных песчаников составляет 26 %. Пла-стовое давление составляет 95 кг/см . Контур газоносности в плане совпадает с тектоническими нарушениями на севере и востоке. Для западного блока ГВК принят на отметке минус 910 м, для восточного положение контакта газ-вода отбивается на глубине 816 метров. Контакт газ-вода горизонтальный. Абсолютно свободные дебиты газа колеблются от 247 тыс. до 1211,5 тыс.мЗ/сутки. По составу газ метановый и содержит очень незначительное количество конденсата. За период эксплуатации Межевого месторождения из залежи западно 134 го блока добыто 760, 2 млн. мЗ газа, из залежи восточного блока 60,35 млн. мЗ. В настоящее время все эксплуатационные скважины обводнены и ликвидированы по категории IV.
К Олейниковскому нефтегазовому месторождению приурочены самые крупные запасы нефти и газа, открытые в Промысловско-Камышанском районе нефтегазоносной области кряжа Карпинского (на 1984 год 2999 млн. мЗ газа и 13996 тыс. т. нефти). Месторождение многопластовое. Два продуктивных горизонта вьывлены в отложениях нижнего мела и два в отложениях верхнего. С самым нижним (4 пласт) продуктивным горизонтом в нижнеальб-ской песчанистой пачке связаны все известные залежи нефти и основные запасы газа месторождения. Блоковая тектоника Олейниковской площади определила здесь весьма сложную систему распределения залежей нефти и газа. Так в двух блоках содержатся чисто газовые залежи (II и IV), в двух (I и III) - залежи нефти с газовой шапкой, в пятом (V) блоке установлена нефтяная залежь в верхнеальбских отложениях (рис.1.8.).
Структурный план поверхности палеозойского основания
Стратиграфическая привязка горизонтов на начальном этапе интерпретации проводилась по данным ВСП в скв. 25-Промысловской и была скорректирована по результатам сходимости данных ГИС и сейсморазведки ВРС. После выбора скоростной модели среды осуществлялась временная трансформация стратиграфических разбивок по всем имеющимся скважинам северовосточной части Цубукско-Промысловскои приподнятой зоны с вынесением их на временные разрезы ВРС. При этом использовались данные по скважинам, удаленным не более чем на 80 м от линии профиля.
Учитывая некоторые разночтения в стратификации разреза осадочной толщи, выполненной различными организациями, в разные годы и обособленно для отдельных площадей исследуемого региона, была проведена унификация стратиграфических разбивок по единому принципу, принятому в ОАО «ВолгоградНИПИнефть». Эти скорректированные данные подробно рассмотрены в работах [57, 59].
Идентификация целевых горизонтов на профилях ВРС для каждого временного интервала (литолого-стратиграфического комплекса) имела свои особенности. Так, для горизонтов в меловом комплексе пород («К2», «Kial3», «Kjali») она проведена с высокой степенью надежности. Это обеспечивалось хорошей освещенностью этой части разреза данными ГИС, а также характерными амплитудно-частотными признаками рассматриваемых отражений (рис. 1.18, 1.24,2.3., 2.4).
Определенные затруднения были в прослеживании и увязке отражений от границ раздела нижний мел-юра («J-Ki») и поверхности нижнеюрского комплекса пород («Ji»). Это объясняется в целом более низкой динамической и фазовой выраженностью отражений от границ в домелового комплексе, а также слабой изученностью рассматриваемой части разреза бурением. Так, из почти 200 скважин, пробуренных в пределах изучаемого региона, только 181 скважин вскрыли юрские отложения и верхнюю часть палеозойского основания кряжа Карпинского.
Граница раздела нижнеюрских, пермотриасовых и палеозойских отложений («J») хорошо опознается на временных разреза как последнее низкочастотное и динамически выраженное отражение (рис. 1.18). Его корреляция по площади затруднялась, как и для всех целевых горизонтов, в зонах тектонических нарушений и развития тафрогеннов.
Корреляция отражений, трассирование нарушений и построение карт изохрон осуществлялось в два этапа.
На первом этапе все эти процедуры выполнялись вручную. «Ручная» ин терпретация была практически вынужденной операцией, поскольку уже при анализе первых профилей ВРС, отработанных в пределах исследуемой терри тории, выяснилось, что четко выделяемые на временных разрезах многочис ленные нарушения не вписываются в существующие представления об их пространственной ориентации и взаимоотношении с выделяемым ранее цен тральным грабеном. . . .
На некоторых участках понадобилось целенаправленное размещение поисковых профилей, а в ряде случаев и их сгущение до 500 м, чтобы с высокой степенью достоверности можно было «запеленговать» нарушения, т.е. установить их ориентацию, протяженность и место смены систем нарушений, отличающихся противоположными по азимуту углами падения.
Фактически это привело к созданию «ручных» базовых карт изохрон на основе которых анализировались структурно-тектонические особенности строения платформенного чехла, вырабатывалась концепция новой модели строения Цубукско-Промысловского вала, существенно отличная от имеющихся до настоящего времени геологических представлений изучаемой территории. Опираясь на «ручные» интерпретационные модели, последующая процедура систематизации и перевода информации в компьютерную форму (считывание времен, трассирование нарушений от профиля к профилю с фиксацией амплитуды сбросов) осуществлялась с помощью интерпретационного комплекса GEOGRAPHIX компании LANDMARK.
Удобные средства для быстрого отображения и манипуляции сейсмическими разрезами, представляемые ключевой программой SEISVISION, помогли визуализировать в плане и провести картопостроения с учетом выделенных на этапе «ручной» интерпретации системы тектонических нарушений.
Процесс глубинной трансформации карт изохрон по целевым горизонтам всегда является одним из самых сложных и ответственных интерпретационных задач сейсморазведки. Тем более это касается Цубукско-Промысловского вала, характеризующегося блоковой тектоникой и резким изменением толщины покровного, низкоскоростного неоген-палеогенового комплекса платформенного чехла (рис. 1.18). Трудность структурных построений в этих условиях заключается в необходимости учета как латерального, так и вертикального градиента скорости распространения продольных волн.
Естественно, что использование одного скоростного закона в таких условиях неизбежно приведет к существенным ошибкам в определении глубин залегания целевых горизонтов. В то же время, невозможно экстраполировать по всей территории скорости, рассчитанные по данным ВСП в скважинах, расположенных на значительном друг от друга расстоянии или в различных тектонических блоках. В этом случае возможно возникновение ложных или нивелирование малоамплитудных объектов. Не учет блочного характера строения привел, в частности, к значительному несовпадению структурных построений, выполненных в пределах Бударинской площади ПО «Волгограднефтегеофизи-ка», с данными бурения.
Для условий Цубукско-Промысловского вала был использован способ расчета средней скорости до целевых горизонтов, основанный на двухслойной аппроксимации скоростной модели среды. В общем виде разрез до определенного горизонта характеризуется средней, ниже - средне-интервальной скоростью. Первый слой соответствует палеоген-неогеновому комплексу. Второй -резко дифференцированной по скоростным параметрам, но достаточно выдержанной, по мощности слагающих ее литолого-стратиграфических комплексов, толще мезозоя. В качестве границы раздела между слоями, принимается регионально прослеживаемая поверхность карбонатных отложений верхнего мела.
Скорости для горизонтов, заключенных в первом слое, определяются по зависимости H=f(2to), рассчитанной по данным ВСП, находящейся в условиях максимальной, для данной территории, толщины покровных палеоген-неогеновых отложений. Второй слой (толща, заключенная между поверхностью верхнего мела и палеозойским основанием) описывается скоростной зависимостью VCp.HKr=f (ДЬ), построенной на основании обобщения результатов исследований МСК и ВСП в немногочисленных глубоких скважинах и скорректированной по глубинной сходимости данных ВРС и бурения по основным стратиграфическим комплексам мезозоя исследуемого разреза. В анализе участвовало более чем 100 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, расположенных в непосредственной близости от профилей ВРС.
На основании выведенных эмпирических скоростных зависимостей в определенных фиксированных точках площади исследования определялись средние скорости до основных целевых горизонтов. Как правило, расчеты проводились в точках, соответствующих закрепленным на местности скважинам глубокого бурения. При отсутствии на определенных участках скважинных исследований, использовались дополнительные точки (фиктивные скважины), равномерно распределенные по площади с учетом выявленных особенностей тектонического строения. В пределах изучаемой территории, для обеспечения необходимой детальности и надежности структурных построений проведены определения средней скорости до целевых горизонтов примерно для 400 фиксированных точек. Полученные массивы средних скоростей до целевых горизонтов затем вводились в базу интерпретационного комплекса LANDMARK. С учетом полученной информации проводились построения скоростных карт по площади. При их расчете учитывались структурно-тектонические особенности поверхности изучаемого горизонта, в частности, выявленная система нарушений.
