УДК:
DOI:

Флюидодинамическая интерпретация сейсморазведочных данных МОВ ОГТ для поисков и разведки нефти и газа

Fluid dynamic interpretation seismic survey data MRV CDP for oil and gas prospecting and exploration

A.A. NEZHDANOV1, V.V. OGIBENIN1, A.S. SMIRNOV2,3, A.A. SPODOBAEV2
1FAА ZapSibNIIGG, Tyumen, 625000, Russian Federation
2Gazprom VNIIGAZ LLC, Tyumen, 625047, Russian Federation
3GAU YaNAO «Scientific Center for the Study of the Arctic», Salekhard, Tyumen region, 629008, Russian Federation

Статья посвящена актуальной для нефтегазовой геологии и геофизики проблеме – необходимости учета роли эндогенных процессов, связанных с движением глубинных флюидов, в первую очередь, газа и нефти в формировании, сохранении и размещении месторождений углеводородного сырья. На основании анализа сейсморазведочных данных МОВ (метод отраженных волн) ОГТ (общая глубинная точка) и скважинной информации, в первую очередь, по Западной Сибири, авторами предложена морфологическая классификация флюидодинамических структур (ФДС). ФДС – это аномалии в разнообразных геофизических (в первую очередь, в сейсмическом) и геохимических полях, отражающие как прохождение через породы земной коры порций глубинных флюидов, так и изменения свойств геологической среды, вызванные флюидо-геодинамическими процессами.

Флюидодинамическая интерпретация сейсморазведочных данных (ФДИ СРД) МОВ ОГТ, заключающаяся в картировании флюидодинамических структур, должна являться обязательной частью полной геологической интерпретации этих данных при поисках и разведке нефти и газа. Главные задачи ФДИ – прогноз нефтегазоносности, уточнение моделей месторождений углеводородов (УВ), повышение газобезопасности геологоразведочных работ. При выполнении ФДИ принципиально важным является использование флюидодинамической парадигмы, связывающей нефть и газ с эндогенными процессами.

The article is devoted to a crucial problem for oil and gas geology and geophysics – the need to take into account the role of endogenous processes associated with the movement of subsurface fluids, primarily gas and oil, in the formation, preservation and placement of hydrocarbon deposits. Based on the analysis of the CDP seismic data and well information, primarily in Western Siberia, the authors proposed a morphological classification of fluid dynamic structures (FDS). FDS are anomalies in various geophysical (primarily seismic) and geochemical fields, reflecting both the passage of portions of subsurface fluids through the rocks of the Earth's crust and changes in the properties of the geological environment caused by fluid–geodynamic processes.
Fluid dynamic interpretation of seismic data (SD FDI) obtained by SRS CDP, which consists in mapping fluid dynamic structures (FDS), should be an obligatory part of the complete geological interpretation of these data in the search and exploration of oil and gas. The main goals of FDI are the forecast of oil and gas potential, refinement of hydrocarbon deposits’ models, improvement of gas safety of geological exploration. When performing FDI, it is fundamentally important to apply a fluid dynamic paradigm linking oil and gas with endogenous processes.

По мнению академика В.А. Коротеева (УрО РАН), высказанному им в начале текущего столетия, XXI век в геологии должен стать веком изучения флюидодинамики. К сожалению, пророчество уважаемого Виктора Алексеевича не сбылось, хотя ведущая роль глубинных флюидодинамических процессов в формировании месторождений нефти и газа многим исследователям давно очевидна [1–3], особенно в Западной Сибири [4, 5], а развитие современной сейсморазведки создало хорошие предпосылки для их успешного изучения.
Сейсморазведка МОВ ОГТ, используемая для поисков и разведки нефти и газа, благодаря повышению разрешенности и массовому применению модификации 3D, превратилась в глаза геолога и позволяет картировать не только индивидуальные седиментационные формы (речные русла, бары, рифы-пинакли) – резервуары углеводородов (УВ), но и следы перемещения глубинных флюидов – «газовые трубы», «пузыри» и другие объекты, относящиеся к «флюидодинамическим структурам» (ФДС).

ФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКИЕ СТРУКТУРЫ
ФДС, во-первых, это объекты, связанные с изменениями свойств пород, состава и количества содержащихся в них флюидов, которые отражаются в структуре сейсмического волнового поля, но не проявляются в структурных изменениях геологической среды. Во-вторых, к ФДС относятся объекты, обусловленные тектоно-флюидодинамическими дислокациями (камуфлеты, или следы подземных взрывов), созданными резким расширением глубинных парогазовых смесей вследствие снижения давления при их подъеме.
ФДС – это аномалии в разнообразных геофизических и геохимических полях, отражающие как прохождение через породы земной коры порций глубинных флюидов, так и изменение свойств геологической среды, вызванные флюидо-геодинамическими процессами. ФДС могут быть достоверно закартированы путем интеграции разнообразных геологогеофизических и геохимических методов при ведущей роли сейсморазведки МОГТ (метод общей глубинной точки). Обилие разнообразных следов струйной миграции глубинных газов (преимущественно СН4, СО2, Н2 и др.) снизу – от конца сейсмической записи и до дневной поверхности на газоносных территориях – позволяет заключить, что образование залежей и месторождений углеводородов, содержащих газ (в т.ч. газоконденсатных, газоконденсатно-нефтяных), происходило именно путем заполнения ловушек за счет вертикальной паро-газомиграции из глубоких горизонтов Земли.
ФДС являются, с одной стороны, признаками наличия залежей УВ, а с другой – свидетельствуют о наличии в глубоких горизонтах скоплений УВ (газоконденсата, газированных нефтей) с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), которые не только представляют промышленный интерес, но и могут являться источниками осложнений и аварий при глубоком бурении. ФДИ СРД, или картирование ФДС в атрибутах сейсмического волнового поля, должна выполняться как для прогноза нефтегазоносности и уточнения моделей месторождений УВ, так и для повышения газобезопасности геологоразведочных работ.
Опыт изучения флюидоактивных, газоносных территорий Западной Сибири, как суши (северные и арктические районы ЯНАО), так и акваторий северных и арктических морей, на материалах которого написана эта статья, свидетельствует о широких и разнообразных, интенсивных проявлениях глубинной флюидодинамики на газоносных территориях. С одной стороны, это свидетельствует о необходимости обязательной флюидодинамической интерпретации данных сейсморазведки МОВ ОГТ, с другой – является признаком молодого (вплоть до современного) времени формирования газовых и нефтегазовых скоплений путем вертикальной миграции глубинных флюидов, что требует пересмотра многих используемых в настоящее время положений нефтегазовой геологии.
Тем не менее, флюидодинамические аспекты нефтегазоносности в отечественной научной литературе по геологии нефти и газа рассматриваются довольно ограничено, а в практике геологоразведочных работ ФДИ СРД выполняется исключительно редко, хотя с течением времени количество публикаций по этому вопросу увеличилось. Главным образом, в них описаны факты выявления газовых труб, оцениваемых как дополнительный критерий нефтегазоносности [6–9]. Фактически же связь между ФДС и месторождениями УВ гораздо сложнее. Например, на преимущественно газоносной территории ЯНАО количество ФДС разных рангов на порядки больше, чем количество выявленных месторождений УВ; на нефтеносной территории ХМАО ситуация обратная – количество месторождений УВ на порядки превышает число достоверно зафиксированных ФДС. Это объясняется различиями в активности флюидодинамических процессов образования газовых и нефтяных залежей – первые сформированы вследствие высокоэнергетичной глубинной дегазации Земли, вторые – путем относительно медленного всплывания водно-углекислотно-УВ паро-газовой эмульсии [5].
Далеко не всегда установленные по сейсморазведочным данным МОВ ОГТ (особенно 2D) флюидодинамические объекты действительно являются таковыми: зачастую они связаны с зонами потери кратности суммирования или ухудшения его качества из-за пропусков пунктов наблюдений, изменения строения верхней части разреза (ВЧР), тектонических дислокаций и т.п. [10].

За рубежом же, несмотря на практически полное неприятие глубинной модели нафтидогенеза, сейсмические признаки, указывающие на наличие вертикальной миграции УВ в осадочном чехле, используются как критерии для поисков залежей УВ и скоплений газовых гидратов с конца прошлого века [11–12]. В качестве таких признаков рассматриваются газовые трубы (gas chimneys, gas pipes) и VAMP-структуры (Velositi & Amplitude structure). Такие объекты широко распространены в продуктивных отложениях Мексиканского залива, Северного моря, Южно-Каспийского бассейна, Баренцева моря и в других нефтегазоносных бассейнах пассивных и активных континентальных окраин. Были разработаны специальные технологии инверсии сейсмических данных в атрибуты газовых труб (Chimney cube) [13], эффективность использования которых подтверждена данными бурения.
Метод газовых труб давно используется для решения различных геологических задач, в частности, выделения зон вертикальной миграции УВ, дифференциации проводящих и непроводящих разломов. Наличие или отсутствие газовых труб, их форма, протяженность и источник возникновения в соотношении с ловушками УВ позволило Р. Хеггланду [13, 14] классифицировать последние по продуктивности и перспективности. На рис.1 показано разделение газовых труб на три класса. К классу А отнесен нарушенный резервуар, где труба приурочена к сбросу в сводовой части структуры. Класс В – это труба, приуроченная к сбросу на периклинали поднятия. Газовые облака, или диффузные трубы над залежью отнесены к классу С. Их наличие свидетельствует о высачивании газа из залежи.
Р. Хеггланд представляет убедительную статистику сопоставления различных классов труб с присутствием или отсутствием залежей УВ [15].
Следует заметить, что флюидодинамическая типизация волновой картины Р. Хеггланда [13] весьма актуальна, и ее игнорирование приводит к серьезным просчетам в оценке перспектив нефтеносности месторождений УВ, например, таких как Нептун и Тритон на шельфе Сахалина [16].
Наличие газовых труб и VAMP-структур рассматривается как атрибут нефтегазоносных бассейнов с активным флюидодинамическим режимом, а типы газовых высачиваний, фиксируемые по данным сейсморазведки, позволяют судить о процессах формирования или разрушения залежей УВ, о продуктивности тех или иных ловушек УВ. Выполняемое нами в течение последних 20 лет геолого-геофизическое изучение ФДС в Западной и Восточной Сибири, а также ознакомление с материалами сейсморазведки МОВ ОГТ и результатами аналогичных исследований в других нефтегазоносных бассейнах, позволило разработать следующую классификацию ФДС.
Классификация ФДС:
• Газовые трубы и газовые пузыри различных размеров (по латерали и вертикали). Среди них выделяются крупные газовые трубы диаметром от 1 до 10 км, выраженные по нижним горизонтам в зоне аномально высоких флюидных давлений – пластового и порового (АВПД и АВПоД соответственно) как кольцевые депрессии (из-за наличия аномально высоких флюидных давлений, резко снижающих скорости распространения сейсмических колебаний) и трансформирующиеся выше по разрезу в поднятия, это т.н. «аномальные кольцевые зоны» – АКЗ [17]). Также выделены многочисленные мелкие газовые трубы и пузыри (диаметром менее 1 км), которые следятся как амплитудно-структурные неоднородности в отдельных интервалах разреза.
• Следы «естественного флюидоразрыва пород» (по сути трубки взрыва и их камуфлеты) или «флюидодиапиры», т.е. тектоно-флюидодинамические дислокации.
• Субвертикальные зоны потери когерентности, ухудшения прослеживаемости и отсутствия сейсмической записи.
• Объемно-плоскостные трещинно-разломные зоны, которые являются (или являлись) каналами глубинной дегазации.
• Проявления АВПД и АВПоД в недрах нефтегазоносных бассейнов.
Важная морфологическая особенность большинства ФДС – круглая в плане форма, поскольку окружность имеет наименьшую поверхность среди других геометрических фигур, что энергетически выгодно для глубинных потоков вещества. Важное значение для формирования формы ФДС имеет соотношение флюидного (флюидодинамического) давления в структуре и окружающего горного и флюидного давления. При их большой разнице происходит взрывное расширение флюидного потока с формированием «структуры естественного флюидоразрыва пород». Несмотря на слабую изученность рассматриваемого природного явления, оно широко распространено в природе.
ФДС картируются как амплитудно-скоростные неоднородности волнового поля, причем изменение скоростей отраженных волн (ОВ) обычно вызывает искривление отражающих границ за счет увеличения временных толщин в связи с падением скоростей ОВ в зонах повышенных и аномально высоких флюидных давлений и газонасыщения.
Приведем краткую характеристику описываемых ФДС.

Крупные газовые трубы, или «аномальные кольцевые зоны» (АКЗ) – представляют собой круглые в плане объекты диаметром до 10 км, прослеженные в стратиграфическом интервале от палеозоя по низы неокома (ачимовская толща), т.е. в объеме отложений зоны АВПД, иногда завершаясь в юре. В сейсмическом волновом поле это кольцевые прогибы по глубоким горизонтам (с увеличением амплитуды вниз по разрезу), которые выше ачимовской толщи неокома (около 2500 мс) трансформируются в поднятия. Хотя ранее и предполагалось (Гиршгорн, Кабалык, 1987), что такие странные, или «инверсионные» структуры выражены и в поле глубин, последующее бурение глубоких скважин в их сводах (Хальмерпаютинское, Юрхаровское, Пакяхинское, Харасавэйское поднятия) показало, что эти поднятия выражены как по верхним, так и по глубоким горизонтам (рис. 2), а прогибы в поле времен обусловлены резким падением интервальных скоростей (на 40–50 % относительно латеральных зон и перекрывающих толщ) в зоне АВПД (ачимовская толща, юра, триас, палеозой) [18, 19].
Все АКЗ представляют собой крупные, гигантские и уникальные многозалежные месторождения УВ по меловой части разреза, однако по юрским отложениям и даже по ачимовской толще в низах неокома, промышленных притоков УВ в АКЗ не получено из-за проблем с качественным цементированием скважин в условиях активной дегазации недр. На сегодняшний день на суше ЯНАО и в Южно-Карском бассейне установлено 60 АКЗ (рис. 3), часть из которых еще не разбурена и представляет несомненный нефтегазопоисковый интерес. По активности процессов глубинной дегазации северные и арктические районы Западной Сибири значительно отличаются от Ханты-Мансийского округа и юга Тюменской области, однако и на территории этих субъектов федерации также встречены единичные, но уникальные ФДС, сопоставимые с АКЗ.
Аналогичные западносибирским АКЗ известны в районах современной геодинамической активности: на шельфе о-ва Сахалин, в Татарском проливе. Сахалинские АКЗ расположены на нефтегазовых месторождениях: Чайво-море, Аркутун-Даги, Аяшское. Амплитуда инверсии АКЗ Чайво-море составляет 100 мс, диаметр – 10 км. В районе зафиксировано АВПоД со значениями коэффициента аномальности (Ка) до 2,1 в глинах неогенового возраста, геохимические аномалии, известны проявления современных геодинамических и флюидодинамических процессов, в том числе, струйной дегазации, вулканизма различных видов: магматического, грязевого, газо- и гидровулканизма [20].
Менее значительные по размерам АКЗ установлены в кайнозойских отложениях Берингова моря (Scholl et al., 2015).
Мелкие газовые трубы (до 1 км в поперечнике) установлены на территории ЯНАО по данным сейсморазведки МОВ ОГТ 3D в количестве 3-4 тыс. штук. Количество мелких ФДС, фиксируемых по материалам сейсморазведки МОВ ОГТ, определяется двумя факторами: во-первых, активностью флюидодинамических процессов, во-вторых, качеством сейсморазведочных данных. Второй фактор часто определяющий, вследствие чего точно установить активность флюидодинамики (глубинной дегазации Земли) по количеству ФДС сложно.
На горизонтальных и погоризонтных срезах кубов амплитуд и других атрибутов сейсмической записи (когерентности, добротности и проч.) они имеют вид светлых и темных точек, колец, пузырьков, на вертикальных сейсмических разрезах – это узкие зоны разрывов и смещения осей синфазности, фиксируемые в отдельных интервалах. Такие аномалии встречены по всему разрезу – от доюрского основания по четвертичные отложения включительно. Наибольшее их количество приурочено к интервалам разреза, имеющим глинистый состав (верхняя юра, верхний мел, палеоген), что связано с более высокой прослеживаемостью отражений в этих интервалах. Не установлено связи таких амплитудных аномалий с участками техногенных и природных искажений волнового сейсмического поля.

На рис. 4 показаны мелкие газовые трубы и пузыри, фиксируемые в верхней юре Енъяхинского нефтегазоконденсатного месторождения. На срезе куба амплитуд фиксируется большое количество мелких темных и светлых точек, только часть из которых совпадает с аномалиями на срезе куба когерентности и на разрезах. Вероятно, значительная их часть – это следы еще более мелких ФДС, которые практически не разрешаются в сейсмическом волновом поле. ФДС, которые заметны на кубе когерентности и на разрезах, имеют латеральные размеры 200–500 м. По вертикали прослеживаемость объектов различная, от первых десятков миллисекунд до нескольких секунд. Многие из мелких газовых труб представляют собой пути транспортировки глубинного газа не только в залежи УВ, но и в атмосферу, т.е. это следы современной глубинной дегазации Земли, напрямую не связанной с существующими залежами УВ, хотя многие из них являются малоразмерными газовыми и газоконденсатными скоплениями с АВПД. Об этом свидетельствуют отдельные глубокие скважины, попадающие в мелкие газовые трубы – к ним приурочены интенсивные газопроявления с Ка пластового давления до 2,25 [16].
Высокая газонасыщенность верхней части разреза арктических районов Земли и, в первую очередь, Западной Сибири, крупнейшей газоносной провинцией мира, требует детального изучения флюидодинамических структур, образованных взрывным расширением газа при его миграции и формировании залежей в разных частях осадочного чехла – от глубоких горизонтов до приповерхностных современных отложений.
Это – газодиапиры (или флюидодиапиры). ФДС этого типа изучены слабо, за исключением северных и арктических морей, где на поверхности дна с ними связаны такие геоморфологические объекты как покомарки и плугмарки, а глубже (ниже 200 мс разреза) прослеживаются так называемые Blowout pipes (взрывные газовые трубы), в которых породы и осадки явно деформированы взрывным расширением газа, которое создало и покмарки в поверхности дна [22].
Такие ФДС характеризуются дислоцированностью пород верхней части разреза и встречены практически во всех арктических акваториях с активным флюидодинамическим режимом, в том числе и в Карском море. Однако в промышленно-нефтегазоносной части разреза, на глубинах от 1 км и более, газовые трубы со следами естественного флюидоразрыва (или газоразрыва) пород встречаются гораздо реже. В Зап. Сибири единичные ФДС описываемого типа замечены на уровне юры – неокома, сеномана и сенонских (коньяк-кампан) отложений. Хотя они вскрыты скважинами на Падинском, Северо-Танловском, Вынгапурском месторождениях, информативность скважинных данных недостаточна для достоверной оценки их газонасыщенности и особенностей строения.
Наиболее крупные ФДС этого типа, установленные в Карском море (рис. 5) и на Иусском месторождении (приуральская часть ХМАО), бурением не изучены. Газодиапир в Карском море имеет диаметр 20 км, это наиболее крупная из встреченных нами ФДС. По особенностям сейсмической волновой картины, в сравнении с расположенной севернее АКЗ (рис. 5), можно предположить, что газодиапир – это частично «разрядившаяся» АКЗ, в центральной части которой из-за трещиноватости гиперАВПД уже «стравилось», поэтому в поле времен мы и видим центральное поднятие, по обе стороны от которого (ниже 2500 мс) заметны прогибы, как в АКЗ. Вполне возможно, что центральное поднятие существует и реально (т.е. камуфлет газового взрыва), а не только в поле времен.
Аналогичный по типу, но меньший по размерам газодиапир установлен на Иусском месторождении в ХМАО также по материалам сейсморазведки МОВ ОГТ 3D. По данным поверхностных литолого-геохимических исследований он характеризуется высокими содержаниями метана, гелия, водорода (превышения «фона» 39–70 раз), тяжелых УВ, микроэлементов, в т.ч. ртути, никеля, кобальта, ниобия, висмута, иттрия, ниобия, меди, цинка и др. (превышения в 2-5 раз относительно «фона») [23]. Эти данные являются веским подтверждением эндогенности рассматриваемого уникального объекта, нуждающегося в дальнейшем геолого-геофизическом изучении.
Субвертикальные зоны потери когерентности, ухудшения прослеживаемости и отсутствия сейсмической записи, как и объемно-плоскостные трещинно-разломные зоны выделяются по материалам сейсморазведки МОВ ОГТ не так однозначно, как газовые трубы и пузыри, поскольку они генетически связаны и с неоднородностями ВЧР, ухудшающими качество сейсмической записи. Однако при наличии дополнительной информации такие ФДС обнаруживают прямую связь с залежами газа и газоконденсата (в качества источника УВ) [4], либо с поверхностными газохимическими аномалиями [16].
Проявления аномально высоких давлений при наличии «массивной» системы АВПД в недрах нефтегазоносного бассейна (как на севере Зап. Сибири), с точно не установленными границами и параметрами этой системы, сложно отнести к ФДС, имеющей определенные размеры и параметры, но она (глубинная зона АВПД) также является флюидодинамической структурой регионального ранга. Связь между скоростями распространения упругих колебаний и флюидными давлениями в горных породах хорошо известна, она вытекает из понятия эффективного напряжения (К. Тернаги, 1923), представляющего собой разницу между геостатическим и флюидным давлением. При увеличении флюидного давления эффективное напряжение снижается, порода становится разуплотненной, за счет чего снижаются и скорости распространения в ней сейсмических колебаний. Связь между скоростями распространения сейсмических волн и значениями поровых давлений, оцениваемая обычно уравнением Итона [24], позволяет определять значения пластовых давлений по данным сейсморазведки МОВ ОГТ.
Поскольку пластовые и поровые давления в условиях активной дегазации недр не соответствуют друг другу, а различаются, как показывают выполненные нами исследования, на 10–20 % [16], то точный прогноз Ка пластового давления, обеспечивающий вскрытие продуктивных пластов на равновесии по данным сейсморазведки МОВ ОГТ, невозможен. Однако, даже приблизительная оценка наличия АВПД по данным сейсморазведки МОВ ОГТ имеет большое значение для прогноза нефтегазоносности, поскольку в условиях АВПД размещение залежей УВ практически не контролируется структурным планом, а залежи не содержат подошвенных и законтурных, да и вообще подвижных вод [25], т.к. наличие последних по законам физики несовместимо с АВПД. Наметившийся в нефтегазовой геологии тренд в пользу глубинного происхождения УВ позволяет рассматривать зону АВПД в качестве источника УВ, обладающего на севере Зап. Сибири уникальным УВ-потенциалом (источник АВПД – глубинный газ, в соответствии с газонапорной моделью АВПД К. А. Аникиева [26]).

ФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
ФДИ является частью полной геологической интерпретации СРД МОВ ОГТ, включающей структурную, сейсмостратиграфическую и флюидодинамическую интерпретацию. ФДИ выполняется после структурной интерпретации, одновременно или несколько позже сейсмостратиграфической интерпретации, точнее, в несколько совместных итераций, поскольку по результатам ФДИ корректируются модели ловушек и залежей УВ, которые создаются на этапе сейсмостратиграфической интерпретации.
ФДИ СРД пока не имеет каких-либо специфических, принципиально новых интерпретационных приемов, т.к. используются все традиционные для сейсмостратиграфической интерпретации атрибуты сейсмической записи. Даже специализированный атрибут «gas chimney» Ф. Аминзаде и Р. Хёггланда является лишь производным от атрибута добротности сейсмической записи. В таком слабоизученном вопросе, как картирование объектов, связанных с флюидомиграцией, нельзя ограничивать круг используемых методов, для этого разумно анализировать самые разнообразные трансформации волнового сейсмического поля.
В разных сейсмогеологических условиях могут быть информативными различные методы картирования ФДС, причем, до тестирования нельзя сказать, в каком параметре найдет проявление та или иная разновидность ФДС. «Классические» ФДС типа крупных газовых труб с хорошо известной морфологией картируются уверенно, но мелкие газовые трубы, зачастую имеющие первостепенное значение для локального прогноза нефтегазоносности или предупреждения газопроявлений, могут быть выявлены путем долгого и тщательного перебора самых различных атрибутов.
Не лишним будет напомнить, что необходимость выполнения ФДИ СРД предъявляет высокие требования к качеству исходной сейсморазведочной информации, обработка которой должна быть выполнена с использованием современных методических подходов и программно-технических комплексов.
Кроме данных МОВ ОГТ, для достоверного картирования ФДС и процессов глубинной дегазации необходимо использование разнообразной геолого-геофизической информации, включая данные методов ГИС, геолого-технических исследований (ГТИ), в т.ч. газовый каротаж, материалы освоения скважин (пластовые давления, температуры, дебиты), геохимических исследований (поверхностная газохимическая съемка, состав УВ-флюидов в скважинах, свойства и состав нефти, газа и конденсата, пластовой воды и т.п.), данные грави- и магниторазведки, дистанционных исследований и др. Дополнительная геологическая и геохимическая информация позволяет оценить наличие и интенсивность флюидодинамических процессов.
В таком слабоизученном вопросе как ФДИ, каждый достоверный результат является в некотором смысле научным открытием, позволяющим уточнить вопросы движения подземных флюидов и формирования залежей газа, газового конденсата и нефти. Суть ФДИ заключается в извлечении информации о движении подземных флюидов и формировании их скоплений из стандартной или почти стандартной сейсморазведочной информации МОВ ОГТ, т.е. принципиально важным является использование флюидодинамической парадигмы, связывающей нефть и газ с эндогенными процессами.

Литература

1. Кудрявцев Н.А. Генезис нефти и газа / Н. А. Кудрявцев. – Ленинград: Недра, 1973, – 215 с.
2. Тимурзиев А.И. Современное состояние теории происхождения и практики поисков нефти: тезисы к созданию научной теории прогнозирования и поисков глубинной нефти // 1-е Кудрявцевские чтения. Современное состояние теории происхождения, методов прогнозирования и технологий поисков глубинной нефти. Материалы Всероссийской конференции по глубинному генезису нефти. – М.: ЦГЭ, 2012. – С. 54–62.
3. Краюшкин В.А. Геологические доказательства глубинного небиогенного происхождения нефти / В.А. Краюшкин, А.И. Тимурзиев // 1-е Кудрявцевские Чтения. Современное состояние теории происхождения, методов прогнозирования и технологий поисков глубинной нефти. Материалы Всероссийской конференции по глубинному генезису нефти. – М.: ЦГЭ, 2012. – С. 301.
4. Нежданов А.А. Нефтегазоносность Западно-Сибирского бассейна с позиций глубинного генезиса углеводородов. / А.А. Нежданов, В.В. Огибенин, А.С. Смирнов // Современное состояние теории происхождения, методов прогнозирования и технологий поисков глубинной нефти. 1-е Кудрявцевские Чтения. Материалы Всероссийской конференции по глубинному генезису нефти. – М.: ЦГЭ, 2012. – С. 323–328.
5. Нежданов А.А. Глубинная модель нафтидогенеза (на примере Западной Сибири) / А.А. Нежданов // Новые идеи в геологии нефти и газа 2019: сб. науч. трудов. – Москва: изд-во «Перо», 2019. – С. 340–344.
6. Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. – Тюмень, изд-во «Вектор Бук», 2003, – 344 с.
7. Трофимов В.А. Нефтеподводящие каналы и современная подпитка нефтяных месторождений: важнейшее практическое следствие / В.А. Трофимов // Генезис нефти и газа.
– Москва: ГЕОС, 2003. – С. 345–347.
8. Отображение флюидодинамической модели формирования залежей углеводородов по данным сейсморазведки 2D, 3D на примере акватории Баренцева и Карского морей / О.А. Смирнов, А.В. Лукашов, А.С. Недосекин, А.Р. Курчиков, В.Н. Бородкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2019. – № 1. – С. 17–28.
9. Отображение моделей формирования залежей углеводородов на сейсмических образах по различным стратиграфическим срезам в пределах Баренцево-Карского шельфа и Западной Сибири / В.Н. Бородкин, А.Р. Курчиков, М.А. Маркин, О.А. Смирнов, А.В. Лукашов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2020. – № 6(342). – С. 4–18.
10. Тимурзиев А.И. Против агрессивного невежества в геологии нефти: критический отзыв на статью Р.М. Бембель, М.Р. Бембель, В.М. Мегеря «Геосолитонная модель формирования залежей углеводородов на севере Западной Сибири» // Электронный журнал «Глубинная нефть» / А.И. Тимурзиев. – 2014. – Том II, № 7. – С. 1141–1168. – URL: http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-2-7-2014/7_Timurziev_2-7-2014.pdf (дата обращения: 02.10.2020). – Текст электронный.
11. Bjørkum P.A., O. Walderhaug and P. Nadeau, Physical constraints on hydrocarbon leakage and trapping revisited: Petroleum Geoscience. 1998. – V. 4. – Р. 237 – 239.
12. Heggland R., Detection of gas migration from a deep source by the use of exploration 3-D seismic data: Marine Geology, 1997. – v. 137, –p. 41–47.
13. Heggland R., Gas seepage as an indicator of deeper prospective reservoirs. A study based on exploration 3-D seismic data: Marine and Petroleum Geology, 1998. – V. 15. – Р. 1–9.
14. Heggland R., P. Meldahl, P.de Groot and F. Aminzadeh, 2000, Chimneys in the Gulf of Mexico: The American Oil and Gas Reporter, 2000. – February. – V. 43. – P. 78–83.
15. Heggland R., Using gas chimneys in seal integrity analysis: A discussion based on case histories, in P. Boult and J. Kaldi, eds., Evaluating fault and cap rock seals: AAPG Hedberg Series, 2005. – No. 2. – P. 237–245.
16. Нежданов А.А. Флюидодинамическая интерпретация сейсморазведочных данных / А.А. Нежданов, А.С. Смирнов. – Тюмень: ТИУ, 2021. – 291 с.
17. Нежданов А.А. Геолого-геофизический анализ строения нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ: автореф. дисс. …д-ра геол.- мин. наук. Тюмень: ТНГУ, 2004. – 37 с.
18. Гатаулин Р.М. Кольцевые структуры – «газовые трубы» севера Западной Сибири / Р.М. Гатаулин, Я.Р. Адиев // Геофизика. – 2003. – Спец. выпуск к 70-летию "Башнефтегеофизики". – С. 23–33.
19. Бородкин В.Н. Инверсионные кольцевые структуры как один из критериев прогноза нефтегазоносности / В.Н. Бородкин, В.И. Кислухин, И.И. Нестеров (мл.), Ю.Н. Федоров // Горные ведомости. – 2006. – № 10. – С. 24–39.
20. Обжиров А.И. Нефтегазоносность и газогидраты в Охотском море / А.И. Обжиров, Е.В. Коровицкая, Н.Л. Пестрикова // Подводные исследования и робототехника. – 2012.
– № 2(14). – С. 55–62.
21. Загоровский Ю.А. Роль флюидодинамических процессов в образовании и размещении залежей углеводородов на севере Западной Сибири: автореф. дисс. …на соискание ученой степени канд. геол.-минер. наук. Тюмень: ТИУ, 2017. – 23 с.
22. Virts R.A comparative seismic study of gas chimney structures from active and dormant seepage sites offshore mid Norway and west Svalbard. The Arctic University of Norway /R. Virts // GEO-3900. Master thesis in geology. May 2015. – 131 pp.
23. Мегеря В.М. Поиск и разведка залежей углеводородов, контролируемых геосолитонной дегазацией Земли / В.М. Мегеря. – Москва: Локус Станди, 2009. – 256 с.
24. Eaton B.A. Graphical method predicts geopressure worldwide / B.A. Eaton // World Oil. – 1972. – Vol. 182. – P. 51–56.
25. Дюнин В.И. Движение флюидов: происхождение нефти и формирование месторождений углеводородов. Обзорная информация / В.И. Дюнин, А.В. Корзун. – Москва: Научный мир, 2003, – 98 с.
26. Аникиев К.А. Закон Н.А. Кудрявцева и закономерности газодинамической теории АВПД нефтегазоносных недр. Кудрявцевские чтения. – Л.: ВНИГРИ, 1986. – С. 32–54.

References

1. Kudryavtsev N.A. Genezis nefti i gaza [Genesis of oil and gas] / N. A. Kudryavtsev. – Leningrad: Nedra Publ., 1973, – P.215. (In Russian).
2. Timurziyev A.I. Sovremennoe sostoyaniye teorii proiskhozhdeniya i praktiki poiskov nefti: tezisy k sozdaniyu nauchnoy teorii prognozirovaniya i poiskov glubinnoy nefti [The current state of the theory of origin and practice of oil prospecting: abstracts for the creation of a scientific theory of forecasting and prospecting for deep oil]. // 1-ye Kudryavtsevskiye chteniya. Sovremennoye sostoyaniye teorii proiskhozhdeniya, metodov prognozirovaniya i tekhnologiy poiskov glubinnoy nefti. Materialy Vserossiyskoy konferentsii po glubinnomu genezisu nefti. [1st Kudryavtsev Readings. The current state of the theory of origin, forecasting methods and technologies for prospecting for deep oil. Proceedings of the All-Russian Conference on the Deep Genesis of Oil]. – Moscow.: TSGE, 2012. – pp. 54–62. (In Russian).
3. Krayushkin V.A. Geologicheskiye dokazatel'stva glubinnogo nebiogennogo proiskhozhdeniya nefti [Geological evidence of deep non-biogenic origin of oil]. / V.A. Krayushkin, A.I. Timurziyev // 1-ye Kudryavtsevskiye Chteniya. Sovremennoye sostoyaniye teorii proiskhozhdeniya, metodov prognozirovaniya i tekhnologiy poiskov glubinnoy nefti. Materialy Vserossiyskoy konferentsii po glubinnomu genezisu nefti. [1st Kudryavtsev Readings. The current state of the theory of origin, forecasting methods and technologies for prospecting for deep oil. Proceedings of the All-Russian Conference on the Deep Genesis of Oil]. – Moscow: TSGE, 2012. – P. 301. (In Russian).
4. Nezhdanov A.A. Neftegazonosnost' Zapadno-Sibirskogo basseyna s pozitsiy glubinnogo genezisa uglevodorodov [Oil and gas potential of the West Siberian basin from the standpoint of the deep genesis of hydrocarbons]. / A.A. Nezhdanov, V.V. Ogibenin, A.S. Smirnov // Sovremennoye sostoyaniye teorii proiskhozhdeniya, metodov prognozirovaniya i tekhnologiy poiskov glubinnoy nefti. 1-ye Kudryavtsevskiye Chteniya. Materialy Vserossiyskoy konferentsii po glubinnomu genezisu nefti [Current state of the theory of origin, forecasting methods and technologies of deep oil prospecting. 1st Kudryavtsev Readings. Proceedings of the All-Russian Conference on the Deep Genesis of Oil]. – Moscow: TSGE, 2012. – pp. 323–328. (In Russian).
5. Nezhdanov A.A. Glubinnaya model' naftidogeneza (na primere Zapadnoy Sibiri) [Deep model of naftidogenesis (on the example of Western Siberia)] / A.A. Nezhdanov // Novyye idei v geologii nefti i gaza 2019: sb. nauch. trudov. [New ideas in oil and gas geology 2019: collection of scientific works]. – Moscow: «Pero» Publ., 2019. – pp. 340–344. (In Russian).
6. Bembel' R.M., Megerya V.M., Bembel' S.R. Geosolitony: funktsional'naya sistema Zemli, kontseptsiya razvedki i razrabotki mestorozhdeniy uglevodorodov [Geosolitons: the functional system of the Earth, the concept of exploration and development of hydrocarbon deposits]. – Tyumen', «Vektor Buk» Publ., 2003. – P. 344. (In Russian).
7. Trofimov V.A. Neftepodvodyashchiye kanaly i sovremennaya podpitka neftyanykh mestorozhdeniy: vazhneysheye prakticheskoye sledstviye [Oil supply channels and modern replenishment of oil fields: the most important practical consequence]. V.A. Trofimov // Genezis nefti i gaza [Genesis of oil and gas]. – Moscow: GEOS, 2003. – pp. 345–347.(In Russian).
8. Otobrazheniye flyuidodinamicheskoy modeli formirovaniya zalezhey uglevodorodov po dannym seysmorazvedki 2D, 3D na primere akvatorii Barentseva i Karskogo morey [Display of the fluid dynamic model of the formation of hydrocarbon deposits according to 2D, 3D seismic data on the example of the Barents and Kara Seas]. / O.A. Smirnov, A.V. Lukashov, A.S. Nedosekin, A.R. Kurchikov, V.N. Borodkin // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, geophysics and development of oil and gas fields] – Moscow: "VNIIOENG" LLC, 2019. – no 1.– pp. 17–28. (In Russian).
9. Otobrazheniye modeley formirovaniya zalezhey uglevodorodov na seysmicheskikh obrazakh po razlichnym stratigraficheskim srezam v predelakh Barentsevo-Karskogo shel'fa i Zapadnoy Sibiri [Display of models of formation of hydrocarbon deposits on seismic images for various stratigraphic sections within the Barents-Kara shelf and Western Siberia]. / V.N. Borodkin, A.R. Kurchikov, M.A. Markin, O.A. Smirnov, A.V. Lukashov // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, geophysics and development of oil and gas fields] . – Moscow: "VNIIOENG" LLC, 2020. – no. 6(342). – pp. 4–18. (In Russian).
10. Timurziyev A.I. Protiv agressivnogo nevezhestva v geologii nefti: kriticheskiy otzyv na stat'yu R.M. Bembel', M.R. Bembel', V.M. Megerya «Geosolitonnaya model' formirovaniya zalezhey uglevodorodov na severe Zapadnoy Sibiri» [Against aggressive ignorance in oil geology: a critical review of the article by R.M. Bembel, M.R. Bembel, V.M. Megerya "Geosoliton model of formation of hydrocarbon deposits in the north of Western Siberia"].// Elektronnyy zhurnal «Glubinnaya neft'» / A.I. Timurziyev. – 2014. – Vol II, no. 7. – pp. 1141–1168. – Available at: http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-2-7-2014/7_Timurziev_2-7-2014.pdf (accessed: 02.10.2020). (In Russian).
11. Bjørkum P.A., O. Walderhaug and P. Nadeau, Physical constraints on hydrocarbon leakage and trapping revisited: Petroleum Geoscience. 1998. – Vol. 4. – pp. 237 – 239. (In English).
12. Heggland R., Detection of gas migration from a deep source by the use of exploration 3-D seismic data: Marine Geology, 1997. Vol. 137, pp. 41–47.(In English).
13. Heggland R., Gas seepage as an indicator of deeper prospective reservoirs. A study based on exploration 3-D seismic data: Marine and Petroleum Geology, 1998. – Vol. 15. – pp. 1–9. (In English).
14. Heggland R., P.Meldahl, P.de Groot and F. Aminzadeh, 2000, Chimneys in the Gulf of Mexico: The American Oil and Gas Reporter, 2000. – February. – Vol. 43. – pp. 78–83. (In English).
15. Heggland R., Using gas chimneys in seal integrity analysis: A discussion based on case histories, in P. Boult and J. Kaldi, eds., Evaluating fault and cap rock seals: AAPG Hedberg Series, 2005. – no. 2. – pp. 237–245. (In English).
16. Nezhdanov A.A. Flyuidodinamicheskaya interpretatsiya seysmorazvedochnykh dannykh [Fluid dynamic interpretation of seismic data]. / A.A. Nezhdanov, A.S. Smirnov. – Tyumen': TIU Publ., 2021. – P. 291. (In Russian).
17. Nezhdanov A.A. Geologo-geofizicheskiy analiz stroyeniya neftegazonosnykh otlozheniy Zapadnoy Sibiri dlya tseley prognoza i kartirovaniya neantiklinal'nykh lovushek i zalezhey UV [Geological and geophysical analysis of the structure of oil and gas deposits in Western Siberia for the purposes of forecasting and mapping non-anticline traps and hydrocarbon deposits].: avtoref. diss. …d-ra geol.- min. nauk. Tyumen': TNGU Publ., 2004. – P. 37. (In Russian).
18. Gataulin R.M. Kol'tsevyye struktury – «gazovyye truby» severa Zapadnoy Sibiri [Ring structures - "gas pipes" of the north of Western Siberia]. / R.M. Gataulin, Ya.R. Adiyev // Geofizika [Geophysics]. – 2003. – Spets. vypusk k 70-letiyu "Bashneftegeofiziki". – pp. 23–33. (In Russian).
19. Borodkin V.N. Inversionnyye kol'tsevyye struktury kak odin iz kriteriyev prognoza neftegazonosnosti [Inversion ring structures as one of the criteria for predicting oil and gas potential]. / V.N. Borodkin, V.I. Kislukhin, I.I. Nesterov (ml.), Yu.N. Fedorov // Gornyye vedomosti [Mining Vedomosti]. – 2006. – no. 10. – pp. 24–39. (In Russian).
20. Obzhirov A.I. Neftegazonosnost' i gazogidraty v Okhotskom more [Oil and gas potential and gas hydrates in the Sea of Okhotsk] / A.I. Obzhirov, Ye.V. Korovitskaya, N.L. Pestrikova // Podvodnyye issledovaniya i robototekhnika [Underwater research and robotics]. – 2012. – no. 2(14). – pp. 55–62. (In Russian).
21. Zagorovskiy Yu.A. Rol' flyuidodinamicheskikh protsessov v obrazovanii i razmeshchenii zalezhey uglevodorodov na severe Zapadnoy Sibiri [The role of fluid dynamic processes in the formation and distribution of hydrocarbon deposits in the north of Western Siberia]: avtoref. diss. …na soiskaniye uchenoy stepeni kand. geol.-miner. nauk. Tyumen': TIU Publ., 2017. – P. 23. (In Russian).
22. Virts R.A comparative seismic study of gas chimney structures from active and dormant seepage sites offshore mid Norway and west Svalbard. The Arctic University of Norway / R. Virts // GEO-3900. Master thesis in geology. May 2015. – P. 131. (In English).
23. Megerya V.M. Poisk i razvedka zalezhey uglevodorodov, kontroliruyemykh geosolitonnoy degazatsiyey Zemli [Search and exploration of hydrocarbon deposits controlled by geosoliton degassing of the Earth]./ V.M. Megerya. – Moscow: “Lokus Standi” Publ., 2009. – P. 256. (In Russian).
24. Eaton B.A. Graphical method predicts geopressure worldwide / B.A. Eaton // World Oil. – 1972. – Vol. 182. – P. 51–56. (In English).
25. Dyunin V.I. Dvizheniye flyuidov: proiskhozhdeniye nefti i formirovaniye mestorozhdeniy uglevodorodov. [Fluid movement: the origin of oil and the formation of hydrocarbon deposits]. Moscow: “Nauchnyy mir” Publ., 2003, – P.98. (In Russian).
26. Anikiyev K.A. Zakon N.A. Kudryavtsev i zakonomernosti gazodinamicheskoy teorii AVPD neftegazonosnykh nedr [Kudryavtsev and regularities of the gas-dynamic theory of the AHRP of oil and gas bearing subsoil]. Kudryavtsevskiye chteniya [Kudryavtsev readings] – Leningrad: VNIGRI, 1986. – pp. 32–54. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Нежданов А.А.

    Нежданов А.А.

    д.г.-м.н., советник по геологии

    ФАУ «ЗапСибНИИГГ»

    Огибенин В.В.

    Огибенин В.В.

    к.г.-м.н., научный руководитель по геологоразведке

    ФАУ «ЗапСибНИИГГ»

    Смирнов А.С.

    Смирнов А.С.

    к.г.-м.н., начальник центра обработки и интерпретации данных разведочной геофизики ООО «Газпром ВНИИГАЗ»; ведущий научный сотрудник ГАУ ЯНАО «Научный центр изучения Арктики»

    Сподобаев А.А.

    Сподобаев А.А.

    зам. начальника отдела интерпретации сейсморазведочных данных

    ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

    Просмотров статьи: 1271

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru