Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011
Подождите немного. Документ загружается.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Каратаихинский блок фундамента, привели к образованию валообразной складки (Медын-
Сарембойская антиклинальная зона) к западу за ним. Если жесткие карбонатные комплексы
(силурийско-нижнедевонский и франско-турнейский) пликативно изогнулись, то верхний сильно
редуцированный каменноугольный карбонатный комплекс взломился и скучился с образованием
серии надвигов
В современном структурном плане по кровле палеозойских карбонатных отложений
на
тектонической схеме территории выделяется Мореюская депрессия, разделяющая валы Сорокина,
Медынский и Гамбурцева. Это узкая корытообразная структура, линейно вытянутая в северо-
западном направлении, асимметричная, с относительно крутым западным бортом и более пологим
восточным.
Участки максимального подъема отмечены на валах. Причем, имея северо-западную и
меридиональную ориентировки, шарниры валов воздымаются к
югу и юго-востоку по всему
осадочному чехлу.
Рисунок3 . Региональный профиль Р-1-1, выровненный по подошве доманика.
Тектоническое строение Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны усложняется в восточном
направлении, по мере приближения к зоне Вашуткинско-Талотинского надвига, по которому
силурийско-нижнедевонские отложения, слагающие гряду Чернова (аллохтон) и имеющие
моноклинальное залегание, надвинуты на породы каменноугольно-девонского возраста Медынско-
Сарембойской зоны – автохтон. Собственно
Вашуткинско-Талотинский надвиг имеет глубинное
заложение, четко проявляется в магнитном поле и трассируется на северо-запад в акваторию
Печорского моря. В осадочном чехле он представляет серию надвигов и взбросо-надвигов.
Горизонтальная амплитуда перемещения по фронтальной плоскости Вашуткина-Талотинского
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
надвига достигает 18 км, вертикальная – более 3000 м. Плоскость надвига наклонена на северо-
восток под углом около 40°.
На ряде структур (Западно-Лекейягинская, Северо-Сарембойская и др.) под аллохтоном расположены
паравтохтон и собственно автохтон. Тектоническая раздробленность пород автохтона незначительна:
нарушения представлены в основном сбросами небольшой амплитуды. С севера на юг в Медынско-
Сарембойской антиклинальной
зоне выделяются локальные структуры: Медынская, Перевозная,
Тобойская, Восточно-Тобойская, Мядсейская, Южно-Мядсейская-море, Хайпудырская, Северо-
Енганехойская, Западно-Лекейягинская, Северо-Сарембойская, Сарембойская, Пэяхинская и Южно-
Сарембойская. Размеры их колеблются в пределах 3-27х2-5 км, амплитуды от 20 до 250 м.
Преобладает брахиантиклинальный тип складок. Последние по выраженности в разрезе осадочного
чехла имеют сквозной и
погребенный характер. Наиболее высокое гипсометрическое положение
(практически по всем горизонтам осадочного чехла) занимает Северо-Сарембойское поднятие.
Вал Сорокина представляется линейно вытянутой структурой горстовидного типа с запада
ограниченной взбросо-надвигом, корни которого теряются в отложениях ордовика. В сечении вал
имеет форму треугольника, основание которого обращено к верху.
В пределах вала Сорокина
с севера на юг выделяются локальные структуры: Варандейская,
Торавейская, Южно-Торавейская, Наульская, Лабоганская, Седьягинская, Северо-Яреягинская,
Осовейская, Хасолотинская.
Обобщение материалов акваториальной и сухопутной части Варандей-Адзьвинской зоны позволило
полно охарактеризовать строение и историю геологического развития северо-восточного края
Тимано-Печорской плиты. Полученные материалы свидетельствуют об идентичности развития
западного и восточного
бортов Хайпудырского прогиба на протяжении большей части геологической
истории, что существенно повышает перспективы нефтегазоносности в слабоизученной северо-
восточной акваториальной части Печорского моря.
Благодарность
Выражаем благодарность Александру Самойлову за бесценные советы и дружеское участие.
Литература:
1. Баринова Е.М., Хромова И. Ю., Доновский В. В, «Отчето результатах проведения комплексных
сейсморазведочных
, скважинных сейсмических и промыслово-геофизических работ.
Варандейское и Торавейское месторождения». 2001 г.
2. Баринова Е.М., Хромова И. Ю., Доновский В. В, Грицюк Л. И «Отчет о результатах проведения
комплексных сейсморазведочных, скважинных сейсмических и промыслово-геофизических
работ. Медынское, Тобойское, Мядсейское месторождения». 2002 г.
3. Отчет «Цифровая обработка и интерпретация материалов пространственной сейсморазведки 3D
на месторождении Медынское-море (Печорское море)». 2004 г.
4. Отчет «Переобработка и переинтерпретация материалов пространственной сейсморазведки 3D
на месторождении Варандей-море». 2005 г
5. Баринова Е.М., Митюков А.В., Макарова Л.В., Кузина Е.В. «Отчет о проведении
переобработки, переинтерпретации и обобщения геолого-геофизических материалов в пределах
лицензионного участка «Варандей-Адзьвинская зона»». 2006 г
.
6. А. Ф. Аниканов, «Изучение строения Перевозного месторождения и Восточно-Перевозной
структуры по горизонтам осадочного чехла (обработка, интерпретация с построением сводных
карт с наземной и морской частью в пределах Хайпудырской губы)», 2010 г.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ В НАДВИГОВЫХ
ГЛУБОКОВОДНЫХ КОМПЛЕКСАХ ДЕЛЬТЫ НИГЕРА
Проткова Ю.В.*,Селеменев С.И.* (ГПБ Нефтегаз Сервисиз)
Появление и распространение новых технологий глубоководного бурения и добычи в
последнее время привлекли интерес к возможностям поиска, разведки и разработки месторождений
УВ, расположенных на глубинах моря более 1 км. Первые опыты работ на глубоководье показали,
что значительные финансовые и технические риски буровых
работ и затраты на плавучие комплексы
добычи могут компенсироваться значительными объемами ресурсной базы открытых
месторождений.
В настоящем докладе рассматриваются особенности условий формирования месторождений
УВ в глубоководных молодых надвиговых зонах гравитационного типа. Их формирование
происходит на подножии континентального склона пассивных окраин под давлением большого
объема горных масс, накапливающихся в областях развития
дельт крупных рек. Типичным примером
такого региона является бассейн дельты реки Нигер.
Поисковые работы в дельте р. Нигер были начаты в середине 50-х годов компаниями Shell, BP
и Elf. Основной объем открытий месторождений УВ для сухопутной части бассейна пришелся на 70-
е годы прошлого века. Позднее, в 80-90-е годы были проведен значительный объем ГРР и
открыт ряд
месторождений на мелководном шельфе дельты р. Нигер. Десятилетием позже, в 2000-е годы в связи
с истощением уже разведанных месторождений поисковое бурение вышло в области глубин моря
более 1,5 км.
Результатами поисковых работ в глубоководной части бассейна дельты р. Нигер явилось
открытие более десяти месторождений нефти и газа компаниями Shell, Agip, Chevron, Total и
другими. Изначально открытие крупных месторождений Agbami-Ekoli, Akpo с геологическими
запасами более 200 млн.т.н.э. привлекло значительный интерес к району, но последующие открытия
в молодых миоценовых надвиговых осадочных комплексах уже значительно уступали по объемам
открытых запасов. На основе данных бурения и сейсморазведки 3D нами предпринята попытка
определить условия формирования залежей УВ на двух открытых
месторождениях, оценить
возможности поисково-разведочных работ на перспективных объектах одной из соседних
глубоководных площадей бассейна дельты р. Нигер. Результаты исследований свидетельствуют, что
для формирования месторождений в глубоководных комплексах основными факторами являются
время формирования надвиговой структуры и время ее заполнения УВ, геометрия глубоководных
русловых тел и прирусловых валов, цикличность развития каждого
глубоководного надвига
гравитационного типа.
Бассейн дельты р. Нигер сложен морскими и континентальными породами от мелового до
голоценового возраста. В морской дистальной части бассейна разрез представлен двумя формациями,
представляющими обстановку проградирующей дельты: Аката и Агбада (основная нефтегазоносная
формация бассейна). Нефтематеринская формация Аката представлена темными морскими глинами,
ее мощность меняется от 2000 м на
северной окраине сухопутной части бассейна до 7000м в зоне
перехода от континентальной коры к океанической. В зоне развития глубоководных надвиговых
поясов мощность формации Аката составляет около 5000м, возраст отложений относится к
олигоцену. Отложения перекрывающей ее миоцен-голоценовой формации Агбада представлены в
глубоководном бассейне морскими сериями глин и песчаников, формировавшихся в
условиях
авандельты и продельты. Мощность формации Агбада в пределах бассейна меняется в
глубоководной части от 3000 до 5000 м. Модель строения бассейна представлена на рисунке 1.
В геологическом строении бассейна дельты р. Нигер выделяется пять областей, геологическое
развитие каждой из которых связано с процессами конседиментационной тектоники. В сухопутной
части бассейна дельты р. Нигер располагается
зона I, которая формировалась по мере проградации
верхней дельты в эоцене-миоцене. Осадочный чехол зоны I разбит серией листрических
конседиментационных сбросов, развивавшихся под давлением масс терригенных отложений дельты
[1,2]. Погружение блоков происходило по серии детачментов, которые образовывались в пластичных
глинах с аномальным давлением. Смещения горных пород привели к развитию глиняного
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
диапиризма и внутреннего пояса надвигов в верхней части континентального склона (зоны III, IV) и
образованию серий гравитационных надвигов в его основании (зона V). Зона глиняного диапиризма
отделяется от глубоководного надвигового пояса переходным бассейном, разрез которого имеет
спокойный структурный характер (зона IV, рисунок 1).
Рисунок 1. Схема расположения основных структурных зон и месторождений нефти и газа на
глубоководном шельфе Нигерии (А). Сейсмический разрез бассейна дельты р. Нигер (Б),
показывающий связь конседиментационной тектоники дельты и континентального склона (по
Corredor F. et al., [1])
Рассматриваемая площадь расположена в 150 км от берега и отхватывает район перехода от
средней части (зона IV) континентального
склона к его подножию (зона V). Надвиги в зоне V
представлены сериями листрических разломов северо-западного простирания. Плоскости разломов
субгоризонтальны в районе поверхностей детачментов в глинах формации Аката, набирают крутизну
по мере уменьшения пластичности толщи вверх по разрезу и в ряде случаев проявляются в рельефе
морского дна. Возраст начала образования надвиговых поясов оценивается
как позднемиоценовый.
Развитие надвигов происходило конседиментационно, о чем свидетельствует множество трудно-
прослеживаемых границ несогласия, наблюдаемых на сейсмической волновой картине.
В отличие от складчатых областей, где надвиговые разрывные нарушения происходят в
консолидированных породах, надвиги гравитационного типа имеют место в молодой и часто
слабоконсолидованной осадочной толще. Следствием этого является появление пластичных
деформаций,
изменение форм складок. В процессе надвигания при давлении осадочных масс со
стороны континента имеют место пластичные деформации сдвига и чистого сдвига пород внутри
пластов [1], что приводит к увеличению мощности пластов непосредственно в области надвига. На
рассматриваемой площади вдоль надвигов повсеместно отмечается увеличение мощности пластов в
осевой части складки (рисунок 2).
I IIIII
IV
V
С
Ю
(А)
(Б)
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 2. Пример увеличения мощности пластов в районе гравитационного надвига (А) по [2].
Сейсмический разрез месторождения нефти в надвиговой складке (Б).
Анализ геолого-геофизических данных свидетельствует, что надвиговый пояс развивался в
несколько этапов. Первый этап, который начался на границе среднего и позднего миоцена,
характеризуется образованием и развитием тыловой надвиговой складки, в
пределах которой и
расположено одно из открытых месторождений. Одновременно с этим шло заложение надвиговых
гряд, расположенных в более дистальной части района, активная фаза развития которых началась
около 8-ми млн. лет назад и продолжается в настоящее время (рисунок 3). В этот же период времени
тыловая надвиговая гряда прекратила свое развитие. Анализ волной картины
и выполненные
палеореконстукции показали, что каждая из гряд надвигового пояса состоит из серии блоков,
развитие которых происходило по-разному на фоне основного роста гряды. В разное геологическое
время, начиная с момента формирования, каждая гряда имела разные амплитуды смещения в
пределах разных блоков, менялся рельеф гряды и, как следствие, распространение процессов
эрозии.
Рисунок 3. Сейсмический разрез по линии 1 вкрест простирания надвигового пояса
Результаты проведенного атрибутного анализа данных 3D и корреляции ГИС показали
отсутствие выдержанных реперов и покровных песчаных отложений в разрезе миоцена даже на
небольших расстояниях (5-10 км). Это связано с большими скоростями накопления материала (по
оценкам [2,3] около 200 м/млн. лет
) и обстановками осадконакопления. Осадочный разрез территории
представлен отложениями продельты, включающими в себя серии глубоководных русел, намывных
валов, лопастевидных выносов, селевых потоков, конусов выноса. Залежи и нефти, и газа в
большинстве случаев характеризуются увеличением интенсивности целевых сейсмических
отражений. В осевых частях складок, зонах открытых залежей, результаты атрибутного анализа и
анализа скважинных
данных позволили установить, что геометрия залежей контролируется как
структурным фактором, так и расположением в пределах складок палеорусел и намывных валов
(рисунок 4). Зоны палеорусел заглинизированы, что, вероятно, связано с высокими скоростями
осадконакопления в миоцене. Следует отметить, что течение среднемиоценовых палеорусел и
формирование окружающих валов и выносов имело место в условиях пологого
континентального
склона и не имеет никакой связи с ориентациями надвиговых складок, сформировавшихся позднее.
С
Ю
С
Ю
(А)
(Б)
газогидраты
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Скв.1
Скв.2
Основное
русло
Второстепенное
русло
Намывные
валы
Намывные
валы
2,5 км
Русло
Лопастевидные
выносы
Русло
Намывные
валы
Намывные
валы
Скв.1
Рисунок 4. Геометрия залежей УВ в глубоководных русловых комплексах в надвиговых складках по
данным атрибутного анализа сейсморазведки 3D и бурения.
Открытые в пределах площади месторождения газонефтяные месторождения многопластовые
(3-9 продуктивных пластов), в большинстве пластов вскрыты ВНК. Коэффициент заполнения
ловушек изменяется в пределах 0,33-0,74, при среднем его значении 0,53. Анализ заполнения
антиклинальных и тектонически экранированных
ловушек показал, что недостаток заполнения связан
с недостаточным временем миграции в ранее сформированных складках и возможными утечками УВ,
разгерметизации ловушек при росте и развитии надвигов. На то, что утечки УВ при реактивации
разломов имеют место и в настоящее время, указывает присутствие газогидратов (рисунок 3), хорошо
видимое на волновой картине над наиболее
амплитудными участками надвигов. При схожих
структурных и литологических характеристиках геологические запасы месторождения,
сформировавшегося в тыловой надвиговой гряде более старого заложения и закончившей развитее
ранее, превосходят в три раза запасы месторождения в более молодой гряде. В связи с этим, внутри
надвигового пояса наименее рискованными для поиска УВ будут являться структуры,
расположенные в
пределах блоков, закончивших свое развитие в более раннее время. Анализ SGR
(shale gouge ratio) показал, что для экранирования надвигом залежей УВ достаточно смещения 50-60
м, при том что в среднем смещения в пределах целевых интервалов составляют сотни метров.
Проблемы заполнения ловушек в надвиговых поясах дельты Нигера рассматривались и в работе [2],
где авторы также предполагают, что
разломы в спокойном состоянии не являются проводящими и
проведение поисковых работ перспективно в наиболее ранних по формированию складках.
Проведенные оценки показывают, что для открытия крупных месторождений нефти и газа в
надвиговых поясах гравитационного типа необходимым является благоприятное сочетание целого
ряда факторов. Формирование месторождения зависит от времени начала и окончания формирования
структуры, времени повторных конседиментационных активизаций надвиговых разломов, литологии
и присутствия коллекторов в осевой зоне складки.
Литература
1. Corredor F., J.H. Shaw, F. Bilotti, 2005, Structural styles in the deep-water fold and thrust belts of the
Niger Delta: AAPG Bulletin, v.89, no.6, pp.753-780.
2. Kostenko O., S.J. Naruk, W. Hack, M. Poupon, H. Meyer et al.,2008, Structural evaluation of
column-height controls at toe-thrust discovery, deep-water Niger Delta: AAPG Bulletin, v.92, no.12,
pp.1615-1638.
3. Maloney D., R. Davies, J. Imber, S. Higgins, S. King, 2010, New insights into deformation
mechanisms in the gravitationally driven Niger Delta deep-water fold and thrust belt: AAPG Bulletin,
v.94, no.9, pp.1401-1424.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ПОСТРОЕНИЕ СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РЕЗУЛЬТАТОВ СПЕКТРАЛЬНОЙ ДЕКОМПОЗИЦИИ
Докладчик Санин Сергей.* (ООО «ТННЦ»), Докладчик Зервандо Ксения.* (ООО «ТННЦ»).
Низкое качество сейсмического материала является актуальной проблемой для районов
Западно-Сибирской равнины со сложными поверхностными условиями. Заболоченность местности,
резкая смена условий возбуждения и приема сейсмических колебаний в значительной мере влияет
на
качество получаемого материала.
Изучаемая территория расположена в Уватском районе Тюменской области. Основной
проблемой для проведения сейсморазведочных работ является заболоченность участка. В местах
верховых болот ширина частотного спектра сейсмических данных существенно сужается, что в свою
очередь затрудняет интерпретацию полученных материалов. Корреляция отражающих горизонтов в
таких зонах затруднена (рис. 1).
Схема распределения мгновенной частоты Орогидрографическая карта
Рис.1 Сравнение зон влияния верховых болот
В данной работе предлагается снизить влияние ВЧР на результат интерпретации волнового
поля с использование методики спектральной декомпозиции. Разложение исходного сейсмического
куба по частотам, и дальнейший отбор наиболее информативных данных позволяет более корректно
провести интерпретацию. Алгоритм спектральной декомпозиции основан
на непрерывном вейвлет-
преобразовании, в котором сейсмический сигнал извлекается из масштабируемого окна. Размер окна
автоматически изменяется с частотой, позволяя адаптироваться к каждой сейсмической трассе.
Для выбора параметров декомпозиции были проанализированы спектральные динамические
атрибуты и частотный спектр сигнала. Импульс извлекался в интервале юрских отложений по
амплитудного кубу, на участках без влияния
ВЧР. В результате данной оценки, была определена
преобладающая частота сейсмических данных в соответствующем интервале, которая равна 45 Гц.
Исходя из этого, было принято решение именно в этом частотном диапазоне выполнять
спектральную декомпозицию.
Отражение от реперных границ проявляется в широком спектре, таким образом, возможно,
выделить такие частоты, по которым можно будет более точно
проследить целевые горизонты в
зонах влияния верховых болот по выбранному кубу 45 Гц.
Авторами проведен сравнительный анализ полученных данных. Проведена визуальная оценка
по амплитудному кубу спектральных и амплитудных атрибутов, рассчитанных по отражающим
горизонтам, прослеженным в юрской части разреза (рис.2).
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Применение результатов спектральной декомпозиции позволило получить динамические
атрибуты по амплитудному кубу в меньшей степени, зависящие от влияния поверхностных условий и
провести количественный атрибутный анализ.
Рисунок 2 Сравнение динамических атрибутов.
Для контроля качества пикирования горизонтов была сделана привязка в юрском интервале
по 5 скважинам, которая подтвердила правильность выбора куба спектральной декомпозиции 45 Гц.
Данный анализ показал, что качество полученных материалов улучшилось, что позволило
выделить возможные перспективные зоны, уточнить структурный план и упростить прослеживание
горизонтов (Рисунок 3).
Рисунок 3 Сравнение разрезов амплитудного куба и куба декомпозиции
Схема среднеквадратических амплитуд по
горизонту прослеженному по амплитудному кубу
Схема среднеквадратических амплитуд по
горизонту прослеженному по кубу декомпозиции
45 Гц.
а)
б)
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
На основании комплексного анализа сейсмической информации - временных разрезов,
структурных построений, карт толщин юрского интервала (рис.3) была построена
сейсмогеологическая модель площади.
На рисунке 4 приведена схема толщин отложений юрского осадочного комплекса, которая
характеризует особенности процесса осадконакопления на площади в данный период. Ко времени
накопления осадков пласта Ю
2
происходит постепенное сокращение размеров выступов, вся
территория покрывается осадками аллювиальной системы. Выступы доюрского основания в южной
части площади постепенно перекрываться толщей континентальных отложений. Максимальные
толщины пласта сосредоточены в прогибах и впадинах, сокращение толщин приурочено к
палеоподнятиям.
По материалам динамического анализа были выделены палеорусла рек и зоны различного
фациального происхождения, которые
были взяты за основу концептуальной седиментологической
модели площади.
Рисунок 4. Карта изохор между горизонтами А и Т, мс.
Также был использован комплекс ГИС, который широко применяется для фациального
анализа. На начальном этапе развития этой методики в основном использовалась кривая ПС, но в
настоящее время большее применение имеет кривая ГК. Метод ГК дает больше вариаций формы
кривой и показывает
большую вертикальную разрешенность. Распределение фации было сделано
согласно типам моделей для аллювиальных отложений по Муромцеву.
Для детализации обстановок осадконакопления привлекались данные фациального анализа
керна в интервале пласта Ю
2
. Все скважины характеризуются присутствием растительного детрита и
остатков углефицированных растений, что является прямым признаком континентальных отложений.
В результате комплексного анализа сейсмических данных, ГИС и керна построена
концептуальная седиментологическая модель пласта Ю
2
(рис.5). Распределительные каналы берут
свои истоки на максимально возвышенной точки территории, Южном поднятии, где присутствие
песчаного материала может быть связно с деятельностью горных рек и оползневых потоков.
Распределение речных каналов на площади, прежде всего, контролируется палеоподнятиями, все
основные каналы проходят вдоль крупных палеоструктур. Маломощные отложения песчаников
пласта Ю
2
, вскрытые поисково-разведочными скважинами, приурочены к пескам разливов. Вся
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
площадь представляет собой речную долину, пониженные участки которой в период половодья
затопляются водой. Осадки пойменной части реки представлены глинами и аргиллитам с
обильными остатками растительного детрита и углефицированных растений.
В результате проделанной работы можно сделать следующие выводы:
Использование результатов спектральной декомпозиции позволило уменьшить влияние
верхней части разреза на динамические характеристики
.
Уточнение корреляции горизонта Т по моночастотному кубу позволило с большей
достоверностью рассчитать амплитудные атрибуты и временные срезы, на основе которых
были оконтурены русловые тела и выделена зональность пласта Ю
2
.
На основании данных керна и ГИС определена обстановка осадконакопления пласта Ю
2
.
В результате комплексного анализа сейсмических данных, ГИС и керна построена
концептуальная седиментологическая модель пласта Ю
2
.
Рис.5 Фациальная модель площади на конец времени формирования пласта Ю
2
Литература
1. Мкртчян О.М., Трусов Л.Л., Белкин Н.М., Дегтев В.А., 1987 Сейсмогеологический анализ
нефтегазоносный отложений Западной Сибири, Наука.
2. Нежданов А.А., 1999 Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных, ТюмГНГУ.
3. Malcolm, R. 2000. The Geological interpretation of well logs.
4. Markus Bath, 1974 Spectral analysis in geophysics.