Развитие математических методов трехмерного сейсмогеологического моделирования сложнопостроенных изотропных и анизотропных резервуаров нефти и газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, доктор геолого-минералогических наук Глебов, Алексей Федорович

• Глебов, Алексей Федорович
• доктор геолого-минералогических наук
• 2006

Оглавление диссертации доктор геолого-минералогических наук Глебов, Алексей Федорович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСНОВЫ ГЕОСТАТИСТИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ТОЧНОСТИ

И ДОСТОВЕРНОСТИ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ.

1.1. Математические основы статистической оценки геолого-геофизических параметров многокомпонентных сред.

1.1.1. Статистические методы оценки компонентного состава и петрофизических свойств.

1.1.2. Дисперсия - точность, смещенность - достоверность, некорректность - устойчивость математических преобразований геолого-геофизических параметров.

1.1.3. Дисперсия и смещенность МНК-оценок геолого-геофизических параметров.

1.1.4. Возможности и ограничения линейных статистических методов при повышении подобия экспериментальных данных и геолого-математических моделей.

1.2. Увязка геолого-геофизических параметров, полученных по системе произвольно расположенных профилей.

1.2.1. Минимизация невязок (N-сглаживание).'

1.2.2. Одномерно-двумерное сглаживание (1,50-сглаживание).

1.2.3. Сглаживание геолого-геофизических параметров при наличии разломов

R- и 2,50-сглаживание).

1.3. Анализ основных факторов, обуславливающих невязки геофизических параметров на пересечениях профилей.

1.3.1. Квазианизотропия интегральных параметров.

1.3.2. Анизотропия эффективных скоростей.

1.3.3. Неоднозначность разложения остаточных временных сдвигов на статические (источник/приемник) и кинематические структурно-скоростные) факторы.

2. ТЕОРЕТИКО-ЭМПИРИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СЕЙСМОСТРУКТУРНОГО

И СЕЙСМОСКОРОСТНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ.

2.1. Основные особенности сейсмогеологической характеристики нефтяных и газовых резервуаров.

2.1.1. Кусочно-параболический характер вертикальных годографов проходящих волн и их учет при структурно-скоростных построениях.

2.1.2. Локально-гиперболический характер годографов регулярных отраженных волн и их использование при получении временных разрезов и повышении разрешенное™ сейсмических изображений.

2.2. Теоретические основы геометрической сейсмики анизотропных сред.

2.2.1. Фазовая и кажущаяся скорость. Тензор нормальных скоростей.

Уравнение поля времен.

2.2.2. Уравнения лучей. Лучевая скорость. Вектор рефракции. Начальные и граничные условия. Закон Снеллиуса в анизотропных средах.

2.2.3. Поля времен поверхностных, линейных и точечных источников в однородных эллиптически-анизотропных средах. Плоские, конические, цилиндрические и эллипсоидальные волны.

2.3. Дифференциальные параметры полей времен в эллиптически-анизотропных средах.

2.3.1. Поле времен и кинематические параметры отраженных волн в однородном эллиптически-анизотропном слое с плоскими границами.

2.3.2. Поле времен дифрагированных волн в однородных эллиптически-анизотропных средах.

2.3.3. Поле времен рефрагированных волн в вертикально-неоднородных средах.

2.4. Математические основы интерпретации дифференциальных и интегральных параметров полей времен.

2.4.1. Способы расчета дифференциальных параметров полей времен в слоистых средах и их использование при оптимизационном подборе структурно-скоростной модели.

2.4.2. Интегральные и дифференциальные параметры временных полей отраженных волн в слабонеоднородных средах.

2.4.3. Новые направления и резервы структурно-скоростной сейсморазведки.

3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДИНАМИЧЕСКОЙ СЕЙСМИКИ УПРУГИХ АНИЗОТРОПНЫХ СРЕД. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЕ И

ИНТЕГРАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВОЛНОВЫХ ПОЛЕЙ.

3.1. Основные уравнения векторных.волновых полей в линейно-упругих анизотропных средах.

3.1.1. Эффективные упругие постоянные тонкослоистых сред с изотропными и анизотропными прослоями.

3.1.2. Точные плосковолновые решения уравнений движения в однородных анизотропных средах. Фазовые скорости и поляризация квазипродольных и квазипоперечных волн.

3.1.3. Дифференциальные соотношения для поляризационно-кинематических параметров анизотропных сред.

3.2. Поля времен и амплитуд скалярных волновых полей в эллиптически-анизотропных средах.

3.2.1. Уравнение волнового, временного и амплитудного поля в эллиптически-анизотропной среде. Эффективное затухание, фазовая и волновая скорость.

3.2.2. Диссипация энергии и вектор Умова-Пойнтинга.

3.2.3. Уравнения переноса.

3.2.4.Система характеристических уравнений в вариациях.Теорема Лиувилля.

3.3. Геометрическое расхождение волновых полей.

3.3.1. Уравнение упругого переноса амплитуд нулевого приближения.

Геометрическое расхождение потока упругой энергии в лучевой трубке.

3.3.2. Геометрическое расхождение эллипсоидальных волн в однородных средах.

3.3.3. Геометрическое расхождение конических, цилиндрических и плоских волн.

3.3.4. Геометрическое расхождение сейсмических волн в вертикально-неоднородной среде.

3.4. Дифференциальные параметры полей амплитуд сейсмических волн.

3.4.1. Коэффициенты отражения-преломления плоских волн в изотропных средах.

3.4.2. Геометрическое расхождение и другие динамические факторы, влияющие на амплитуду сейсмических волн.

3.4.3. Определение скорости поперечных волн в верхнем слое по данным поляризационно-кинематических характеристик продольных волн.

3.5. Интегральные параметры полей амплитуд сейсмических волн.

3.5.1. Способы определения интегральных параметров полей амплитуд.

3.5.2. Энергетический анализ векторных волновых полей с учетом амплитуд и поляризации.

4. КИНЕМАТИЧЕСКИЕ И ДИНАМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ СЕЙСМИЧЕСКИХ ВОЛН В ТРЕХМЕРНЫХ НЕОДНОРОДНЫХ

АНИЗОТРОПНЫХ СРЕДАХ.

4.1. Дифференциальные параметры временных и поляризационных полей в анизотропных средах.

4.1.1. Характеристические уравнения для расчета векторов поляризации и рефракции сейсмических лучей, фазовая и лучевая скорости квазипродольных и квазипоперечных волн.

4.1.2. Расширенная система характеристических уравнений для расчета вторых производных временного поля и их связь с геометрическим расхождением сейсмических волн.

4.2. Полярюационно-кинематические характеристики квазипродольных и квазипоперечных волн в упруго-анизотропных средах.

4.2.1. Фазовые скорости, векторы поляризации и времена пробега квазипродольных и квазипоперечных волн в однородных слабоанизотропных средах.

4.2.2. Три класса упруго-анизотропных сред. «Квазиизотропные» и «квазипоперечно-изотропные» среды.*.

4.2.3. Решение задачи на собственные векторы и собственные значения методом возмущений.

4.3. Эффективные параметры сейсмических волн в однородных анизотропноупругих средах.

4.3.1. «Малоугловое» приближение для фазовых скоростей и векторов поляризации qP- и qS-волн.

4.3.2. Приближенные выражения фазовых скоростей и векторов поляризации qP- и qS-волн для больших углов.

4.3.3. Определение упругих модулей однородной анизотропной среды по данным поляризационно-кинематических параметров проходящих qP-, qSv-, qSh-волн.

4.3.4. Определение коэффициентов и экстремальных значений квадратичных форм.'.

4.4. Влияние сложнонапряженного состояния на анизотропию акустических свойств.

4.4.1. Основные уравнения теории распространения акустических волн в предварительно напряженных нелинейно-упругих анизотропных средах.

4.4.2. Скорости и векторы поляризации qP- и qS-волн в деформированных изотропных квадратично-нелинейных средах.

4.4.3. Оценка пьезоупругих констант при двуосном нагружении.

5. МЕТОДИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ ТРЕХМЕРНОГО СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ЮРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

5.1. Основы сейсмогеологического изучения вещественного состава и тектоно-седиментационной обстановки.

5.1.1. Основы сейсмоформационного и сейсмофациального моделирования: сейсмокомплексы, сейсмоформации и сейсмофации.

5.1.2. Эффективные параметры тектоно-седиментационных режимов и методы их сейсмоформационной диагностики.

5.2. Методика и результаты геолого-формационного моделирования юрских резервуаров Юо-п Айтор-Каменно-Сеульской зоны Фроловской нефтегазоносной области.

5.2.1. Детальное расчленение, корреляция и сейсмостратиграфическая привязка отражающих горизонтов.

5.2.2. Геометризация сейсмогеологических комплексов и секвенс-стратиграфическая диагностика.

5.2.3. Выделение формационных зон и геолого-формационная диагностика нефтеносных и нефтеперспективных объектов.

5.2.4. Статистическое обоснование геолого-формационной диагностики нефтеносных и нефтеперспективных объектов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Развитие математических методов трехмерного сейсмогеологического моделирования сложнопостроенных изотропных и анизотропных резервуаров нефти и газа»

Объектом исследований являются методы трехмерного сейсмогеологического моделирования природных резервуаров нефти и газа, основанные на экспериментальном и теоретическом изучении кинематических и динамических характеристик сейсмических волн в слоисто-неоднородных изотропных и анизотропных средах. По мере закономерного усложнения структуры не вовлеченных в разработку запасов и увеличения объемов буровых работ требования к точности и достоверности совместной интерпретации кинематических и динамических параметров непрерывно увеличиваются. Только при наличии адекватной трехмерной сейсмогеологической модели возможно избежать непроизводительных затрат при дальнейшем наращивании добычи и воспроизводстве запасов УВ.

Актуальность темы. В настоящее время в Западной Сибири, также как и в большинстве других нефтегазоносных провинций России, основными объектами геологоразведочных работ на нефть и газ являются малоамплитудные и малоразмерные структуры с неантиклинальными ловушками различного генезиса. Экономически эффективно подготовить запасы УВ и ввести их в разработку возможно лишь при наличии трехмерной сейсмогеологической модели подземного резервуара, характеризующейся высокой степенью сходимости имеющихся и вновь получаемых данных бурения к однородным кинематико-динамическим данным детальной сейсморазведки.

Наиболее точную и достоверную информацию об кинематико-динамических параметрах сейсмических волн поставляют методы скважинной сейсморазведки и промысловой геофизики. Однако скважинные данные, отличаясь от наземных наблюдений, несомненно, более высокой вертикальной разрешающей способностью (ВРС), характеризуют свойства лишь в пределах ограниченного околоскважинного пространства, а их обычная межскважинная интерполяция и экстраполяция в горизонтальном направлении далеко не всегда бывает правомерной.

Качественно новые возможности по совместной интерпретации кинематических и динамических параметров открывают современные компьютерные технологии обработки и интерпретации сейсмических данных, получаемых по методике многократных перекрытий (ММП). Детальное изучение эффективных параметров временных полей и полей амплитуд, введенных в рассмотрение Ю.В.Ризниченко и Н.Н.Пузыревым, позволило не только повысить точность измерения и достоверность выделения сейсмических волн на фоне разнообразных помех, но и получать достаточные системы данных для уточнения латеральной и вертикальной неоднородности разреза путем решения обратных кинематических и динамических задач (ОКЗ и ОДЗ).

Для решения этих задач, начиная с 60-х годов и по настоящее время в России (С.П.Перельман, А.К.Яновский, М.Б.Коростышевский, Г.Н.Боганик, Б.А.Вейцман, А.К.Урупов, Ф.М.Гольцман, С.В.Гольдин, Р.М.Бембель, В.М.Глоговский, Г.Н.Гогоненков, С.Н.Птецов, А.Г.Авербух, З.НЛозинский, ЕЛ.Козлов, И.А.Мушин, В.С.Черняк, С.А.Гриценко, Д.И.Судварг и др.) и за рубежом

SCHLUMBERGER-GeoQuest, CGG- Petrosystems, LANDMARK-Geographics, PARADIGM-Geophysical и др.) был разработан целый ряд комплексов программ расширенной кинематической интерпретации, которые позволили продвинуть вперед теорию и практику автоматизированных структурных построений, кинематико- динамического анализа и сейсмофациального прогноза.

Однако, в условиях Западной Сибири эффективность имеющихся способов совместной интерпретации кинематико- динамических параметров и на сегодняшний день оказывается зачастую недостаточной для детального геолого-промыслового изучения внутренней неоднородности нефтяных и газовых резервуаров. Таким образом, актуальность темы данной диссертации предопределяется насущной необходимостью дальнейшего развития теоретических основ и практических приемов совместной интерпретации кинематико- динамических параметров сейсмических волн, которые при их комплексировании с данными бурения обеспечивают достоверную сейсмо-детерминированную параметризацию эксплуатационных характеристик нефтяных и газовых резервуаров.

Цель диссертационной работы - развитие математических методов и практических приемов построения трехмерных сейсмогеологических моделей природных резервуаров, основанных на совместной интерпретации кинематических и динамических характеристик сейсмических волн в слоисто-неоднородных изотропных и анизотропных средах, включающих в себя сейсмо-структурную, сейсмоформационную, сейсмофациальную компоненты и в комплексе с данными глубокого бурения обеспечивающих во внескважинном пространстве достоверную параметризацию эксплуатационных характеристик подземных резервуаров УВ. Для достижения указанной цели решались следующие основные задачи.

1 .В области развития математических методов структурно-скоростного моделирования:

• разработать способы вычисления производных поля времен и поляризации сейсмических волн по структурно-скоростным параметрам анизотропных слоисто-неоднородных сред, необходимые при реализации оптимизационных методов подбора с использованием первых и вторых производных;

• исследовать основные факторы и дефекты систем линейных уравнений, возникающих при сингулярной фильтрации временных разрезов и увязке сейсмических параметров, полученных по системе произвольно расположенных профилей.

2.В области развития способов совместной интерпретации кинематических и динамических параметров сейсмических волн разных типов:

• исследовать основные закономерности поведения поляризационно- кинематических параметров квазипродольных и квазипоперечных волн в слабоанизотропных упругих средах, на основе аналитических и численных математических методов установить теоретические соотношения, позволяющие классифицировать упруго-анизотропные среды по поляризационному признаку и осуществлять совместную интерпретацию поляризационно - кинематических параметров волн разных типов; и

• исследовать влияние сложно напряженного состояния упругих материалов на стресс- индуцированную анизотропию и получить необходимые соотношения для использования поляризационно-кинематических параметров при оценке пьезоупругих модулей и сложно напряженного состояния среды.

3. В области развития методов сейсмоформационного и сейсмофациального моделирования:

• исследовать уравнения, описывающие линейное приближение геологической эволюции земного рельефа при протекании тектоно- седиментационных процессов и получить необходимые соотношения для классификации пространственно однородных тектоно-седиментационных режимов (TCP) и секвенс-стратиграфических системных трактов (LST, TST, HST, UST);

• на основе совместного анализа карт интервальных и вариационных времен исследовать нелинейную (вариационную) составляющую TCP при выделении различных сейсмоформационных зон (СФЗ) с однотипной тектоно- седиментационной (системно-трактовой) характеристикой.

4.На основе новых вышеперечисленных программно-алгоритмических способов совместной интерпретации кинематико-динамических параметров и существующих компьютерных технологий геоло-. го-геофизической интерпретации разработать и опробовать на месторождениях Западной Сибири компьютерную технологию построения трехмерных сейсмогеологических моделей, которая включает в себя:

• минимизацию среднеквадратической невязки и увязки сейсмических параметров на пересечениях 2D- профилей с переменными вдоль профиля корректирующими поправками;

• оптимизационные способы пересчета кинематических параметров временных разрезов в структурно-скоростные параметры геологического разреза;

• регрессионный анализ карт кинематических и структурно-скоростных параметров с целью построения палеоструктурных сейсмоформационных карт и выделения квазиоднородных зон (СФЗ), характеризующихся закономерной приуроченностью кинематических и структурно-скоростных параметров к определенному типу тектоно-седиментационного режима (TCP);

• сингулярную фильтрацию временных разрезов, обеспечивающую максимально возможное соотношение сигнал/помеха сейсмической записи и кинематико-динамических параметров с последующим многомерным анализом кросс- плотов сейсмических и скважинных параметров, построением сейсмофациальных карт, выделением однотипных природных кластеров и сейсмофа-циальных комплексов (СФК), характеризующихся устойчивыми корреляционными связями рисунка сейсмической записи (динамических параметров) с типом геологического разреза (промы-слово-геофизическими и геолого-промысловыми параметрами).

Фактический материал и методы исследований. Системно - теоретической основой исследований явились:

-фундаментальные уравнения геометрической и динамической сейсмики слоисто-неоднородных линейно- упругих анизотропных сред (Г.И.Петрашень, А.С.Алексеев, В.Г.Романов, М.МЛаврентьев, С.В.Гольдин);

-фундаментальные понятия полей времен и полей амплитуд регулярных волн; метод эффективных параметров, кинематической интерпретации и динамического анализа (Ю.В.Ризниченко, Н.Н.Пузырев, А.К.Урупов, А.НЛевин, И.А.Мушин, В.М.Глоговский);

-методы интерференционных преобразований волновых полей и статистической интерпретации (Ф.М.Гольцман, С.А.Нахамкин, А.А.Никитин);

-методы палеотектонического анализа мощностей, изучения корреляционной взаимосвязи стратиграфических поверхностей (Т.Б.Хейтс, К.А.Машкович, С.А.Скидан, И.И.Нестеров, АЛ.Наумов, Ф.З.Хафизов и др.).

Достоверность полученных результатов подтверждается многовариантными теоретическими расчетами, геолого- математическим моделированием и опробованием на представительных сейс-могеологических материалах по нефтяным и газовым месторождениям Западно-Сибирских нефтегазоносных областей (НГО): Каймысовской НГО (Крапивинское, Двуреченское, Западно-Моисеевское, Игольско-Таловое месторождения); Васюганской НГО (Западно-Останинское, Мыльджинское, Южно- Черемшанское, Кошильское, Аригольское); Среднеобской НГО (Советское, Полуденное, Стре-жевское, Фобосское), Находкинское, Южно-Мессояхское и другие нефтегазоконденсатные месторождения Болыиехетской впадины.

В качестве исходных геолого-геофизических материалов использовались данные поисково-разведочного и эксплуатационного бурения «Томскнефть» (г.Стрежевой), «Томскнефтегазгеология» (г.Томск), «Мегионнефтегазгеология» (г.Мегион), данные 2D- и 3D- сейсморазведки, полученные Томским Геофизическим Трестом (г.Колпашево), «Томскнефтегеофизики» (г.Стрежевой), „«Сибнеф-тегеофизики» (г.Новосибирск), «Ямалгеофизики» (гЛабытнанги), «Башнефтегеофизики» (г.Уфа), СК «ПетроАльянс» (г.Москва) и др.

Научная новизна, полученных в работе результатов состоит в следующем:

1.Для решения задачи структурных построений по данным отраженных волн методом оптимизационного подбора математической модели впервые был разработан (1984г.) и реализован (1988г.) способ расчета производных поля времен не только по скоростным, но и по структурным параметрам, описывающим акустически контрастные геологические границы. На основе применения к временным полям теории характеристик Гамильтона-Якоби, дифференциальных следствий закона Снеллиуса и принципа Ферма способы вычисления производных поля времен по структурно-скоростным параметрам среды были распространены на произвольный класс слоисто-неоднородных упруго-анизотропных сложно-напряженных сред.

Научная новизна полученных результатов состояла в том, что теория характеристик и ее следствия впервые были применены к расширенному пространству переменных, в котором вектор пространственных декартовых координат дополнялся вектором структурно - скоростных параметров. Такой подход позволил для самого широкого класса сред в замкнутой математической форме получить аналитические и рекуррентные формулы для первых и вторых производных временного поля по расширенному пространству переменных, использовать их при оптимизационном подборе структурно-скоростной модели.

2.На основе разработанного способа впервые было осуществлено аналитическое изучение влияния упругой и стресс-индуцированной анизотропии на поляризационные характеристики квазипродольных и квазипоперечных волн (1994г.). С этой целью полученные Дж.Бейкусом приближенные аналитические выражения для кинематических параметров были дополнены аналитическими выражениями для поляризационных параметров. В результате аналитического изучения особенностей поляризации квазипродольных и квазипоперечных волн выявлено три класса упругих анизотропных сред: квазиизотропные, квазипоперечно-изотропные и собственно анизотропные среды. Предложенная поляризационно-сейсмическая классификация анизотропных сред (в отличие от кристаллографической классификации П.И.Федорова, использующей элементы внутренней симметрии кристаллов) основана на существовании двух, одной и отсутствия чисто поперечных волн, поляризованных перпендикулярно направлению распространения.

Важным преимуществом поляризационно - сейсмической классификации является то обстоятельство, что она основана на экспериментально - измеряемых (в полевом сейсмическом эксперименте) величинах и в этой связи позволяет классифицировать по типу анизотропии достаточно крупные интервалы разреза, что весьма затруднительно при априорном принятии тех или иных элементов кристаллографической симметрии.

Для квазиизотропных и квазипоперечно-изотропных сред установлены аналитические уравнения, которым должны подчиняться их упругие модули. Квазиизотропная среда имеет 7.независимых упругих модулей с33, с44, с55, с66, с45, с46, с56:

С\\ = Сц=СЪЪ = Ci3+ 2С55= С23+ 2С44 = Ci2+2C66, С24 = С34 = Ci5 = С35 = Сц= с26 = с]4+2с56 = с25+2с46 = с36+2с45 = 0.

Характеристической чертой квазиизотропных сред является то обстоятельство, что продольные волны не реагируют на анизотропию, т.е. они имеют сферическую индикатрису, поляризованы в направлении распространения, зависят только от одного упругого модуля: и32 = с33, ~АЪ = Jc, где к орт к фронту волны. При этом индикатрисы фазовых скоростей поперечных волн имеют субсфероидальную форму, а их пространственная ориентировка и главные значения фазовых скоростей определены посредством собственных векторов и собственных значений некоторой симметричной положительно- определенной матрицы G}*3, имеющей шесть независимых упругих модулей: yj2 = (SpG-k'G£±^(SpG-k'Gk)2 -4det Gk'G~xk) /2.

G =

1-44 -C46

-C

45

-55

-c

46

-C

- С

56

56

-66

Векторы поляризации поперечных волн Л, 2 повернуты относительно векторов к{\ в плоскости, касательной к фронту волны, на угол поляризационного вырождения у: iB'GB . tg2у= ' к,1 Gk2L -к,1 GA-,

При этом преобладание поляризационной интенсивности одной из поперечных волн будет зависеть от положения профиля наблюдений относительно главных осей индикатрисы фазовых скоростей. Отсюда в частности следует, что:

• многокомпонентные наблюдения с целью совместной интерпретации поляризационных и кинематических параметров волн непродольного типа должны проводится не в 2D профильной, а в 3D площадной модификации;

• поляризационно-кинематические параметры поперечных волн имеют, по сравнению с продольными волнами, более сложные закономерности и обладают вследствие этого существенно-большей информативностью.

Квазиизотропные модели (1994г.) теоретически подтвердили ранее экспериментально установленный факт (1985г.), что даже при весьма незначительной степени анизотропии продольных волн анизотропия поляризационно - кинематических параметров поперечных волн достигает, как правило, значительных величин.

3.Полученные аналитические выражения для дифференциальных поляризационно-кинематических параметров анизотропных сред позволили развить необходимый математический аппарат для экспериментального изучения поляризации в зависимости от расстояния источник-приемник (PVO-метод), который в отличие от известного AVO-метода требует обязательного привлечения многокомпонентных данных и обладает за счет этого большей помехоустойчивостью и информативностью.

С целью совместной интерпретации поляризационно-кинематических параметров восходящих к земной поверхности продольных волн (кажущегося угла выхода сейсмической радиации е и кажущейся скорости VK) впервые был предложен способ определения скорости поперечной волны в верхнем слое (1991г.): Vs = VK Sin е!2 и показана принципиальная возможность ее определения. Реализация таких PVO-методов необходима не только при компенсации конверсионных эффектов наземных наблюдений продольных волн, но и при оценке влияния верхней части разреза ВЧР на динамические характеристики сейсмических отражений, изучаемых AVO-методом.

4.Для устранения остаточного влияния верхней части разреза (ВЧР) на кинематико-динамические параметры изучены основные факторы, обуславливающие невязки на пересечениях сейсмических профилей, предложены способы их параметризации аддитивной или мультипликативной полиномиальной составляющей К-ото порядка и построена система линейных уравнений, обеспечивающая минимальную среднеквадратическую невязку сейсмических параметров (1995г.).

В связи с некорректностью (отсутствием единственности решения) такого класса задач изучен дефект для различных систем расположения профилей. Показано, что минимальный дефект равен (К+2)*(К+1)/2 и сформулированы условия его достижения.

5.На основе линейного приближения к описанию тектоно-седиментационных режимов (TCP) получены необходимые соотношения, позволяющие классифицировать пространственно-однородные секвенс-стратиграфические системные тракты (LST: а<1, b>0; TST: а>1, b<0; HST: а<1, b<0; UST: а>1, Ь>0) и по остаточной (вариационной) составляющей TCP: SZ=Z2-aZl-b выделять квазиоднородные формационные зоны аккумулятивного или эрозионного типов с соответственно увеличенным (SZ<0) или уменьшенным (SZ>0) темпами осадконакопления относительно средней скорости по изучаемой площади (1998, 2001гг.). В качестве комплексного кинематического параметра, характеризующего различные сейсмоформационные зоны (СФЗ) с однотипной характеристикой TCP, предложено использовать различные соотношения вариационных и интервальных времен или мощностей: 8ZJAZ.

С использованием такого подхода для Айтор-Каменно-Сеульской зоны нефтенакопления показана возможность сейсмоформационного расчленения и представления юрских нефтеносных систем Ю0-9 сдвинутой вверх по восстанию серией структурно-литологических ловушек, мозаичное распространение которых контролируется формационными зонами аккумулятивного типа. Геолого-формационный контроль неструктурного размещения верхнеюрских нефтяных залежей по данным 2В/30-сейсморазведки также был установлен пластов Ю,3"4 подугольной пачки Крапивинско-Двуреченской зоны, Ю/"2 надугольной пачки Аригольского и Западно-Полуденного месторождений. Новые сейсмоформационные модели были подтверждены последующим разведочным и эксплуатационным бурением, использовались для переоценки разведанных и предварительно оцененных запасов.

6.По результатам регионального обобщения детальных сейсмоформационных моделей Западно-Сибирских месторождений от Крапивинско-Двуреченской группы на юго-востоке до Большехет-ской группы на северо-востоке, от Аригольского месторождения на востоке до Каменного на западе, диагностирована однотипная структурно-формационная характеристика юрско-меловых секвенс-стратиграфических (осадочных) комплексов (ССК), в кровле и подошве ограниченных опорными сейсмическими горизонтами: А - кровля доюрского комплекса, Т - верхи среднеюрских отложений заводоуковской серии (кровля малышевского горизонта), Б - кровля баженовского горизонта, Н -группа неокомских отражающих горизонтов в зоне перехода клиноформных комплексов в согласно-покровные, М - в средней части алымского (кошайского) горизонта, Mi - в нижней части покурской серии, Г - в кровле покурской серии, С и К - в средней и верхней частях дербышинской серии:

- Заводоуковский (Большехетский) нижне-среднеюрский ССК «А-Т» диагностируется как низкое стояние моря, т.е. как совокупность трех-пяти системных трактов LSTi1"3 компенсируемого углубления осадочного бассейна (а<1, Ь>0), при котором нижние горизонты выклиниваются, налегая на выступающие склоны фундамента, а более верхние образуют покровные комплексы с поэтапным снижением темпа углубления и выполаживания структурных планов: b/ > bf > b/ > 0 и а/ < а/ < а/< 1. Существование различных тектоно-седиментационных режимов (TCP) юрского периода, начинающихся с подъема уровня моря и заканчивающихся регрессией или стабилизацией береговых линий, в геологическом разрезе фиксировалось соответствующим развитием тонких глинистых покровов и песчано-глинисто-углистых LST-формаций со сходным литофациальным составом.

- Полудинский келловей-неокомский ССК «Т-Б-Н» представляет собой классический секвенс-стратиграфический трехтрактовый осадочный комплекс (LST2+TST2+HST2), в котором накопление осадков системных трактов низкого (LST2: ai<l, bi>0), трансгрессирующего (TST2: аг>1, bi<0) и высокого стояния уровня моря (HST2: а23<1, ^<0) было ознаменовано затоплением внутренних источников сноса (эрозионно-тектонических и вулканогенно-орогенных выступов доюрского комплекса) с последующим преобладанием внешних источников, приведших к формированию обширных песчаных террас аккумулятивного шельфа, береговых линий, проградационных ачимовских клино-форм и глинистых конденсированных покровов, включая нефтематеринские отложения баженовской свиты (Б) и реперные неокомские глины: пимские Hi00, сармановские Н200, асомкинские Н300, само-тлорские Н400 и коликъеганские Н500.

- Саргатский неоком-аптский ССК «Н-M-Mj» отделяется от Полудинского условной поверхностью несогласия UST2, контролируемой зонально выдержанным отражающим горизонтом группы Н по максимально верхней границе закономерного фациального перехода неокомских клиноформных комплексов в согласно-покровные в соответствии с законом Головкинского-Вальтера. Саргатский комплекс представлен, как правило, совокупностью системных трактов трансгрессирующего (TST3) и высокого стояния уровня моря (HST3) с подчиненным развитием субконтинентальных LST3-формаций.

- Покурский апт-сеноманский ССК «Mi-Г» отделяется от Саргатского регионально выдержанным отражающим горизонтом Mi, контролирующим внутри покурской серии закономерную зону смены мелководных надкошайских и викуловских осадков HST3 субконтинентальными покурскими отложениями LST4: 0а*~2<1, bi'2>0).

- Дербышинский турон-датский ССК «Г-С-К» представляет собой классический трехтрактовый осадочный комплекс (LST5+TST5+HST5), который ознаменовал второй (после Полудинского) постгер-цинский эпизод тектонической активизации с масштабным проявлением локальных дизъюнктивно-блоковых дислокаций, региональной перестройкой структурной позиции Западно- Сибирского бассейна и превращения его в морской залив Бореального океана.

Секвенс-стратиграфическая и структурно-формационная характеристика пяти вышеперечисленных осадочных комплексов обеспечила решение сложной задачи межрайонной индексации нефтегазоносных пластов, выявления перспективных объектов на неразбуренных участках и построения детальных геолого-математических моделей с учетом особенностей тектоно-седиментационного развития на основе данных бурения и сейсморазведки.

Личный вклад. Сбор, анализ, интерпретация и обобщение, представленных в диссертации геолого-геофизических материалов, производились лично автором по результатам работ 19832006гг., выполненных с его непосредственным участием в институте «ТомскНИПИнефть» Восточной нефтяной компании, производственном предприятии «Сибнефтегеофизика» и Центре геолого-гидродинамического моделирования «ЛУКОЙЛ».

С 1983 по 1998гг. в рамках тематических работ, финансируемых Управлением промысловой и полевой геофизики Миннефтепрома и ПО «Томскнефть», лично автором осуществлялась постановка и теоретико-алгоритмическое решение задач расчета производных полей времен и поляризации по структурно-скоростным параметрам геолого-математической модели, поляризационно-сейсмической классификации анизотропных сред и оценки их упругих параметров в классе квазиизотропных моделей, минимизации невязок сейсмических параметров на пересечениях профилей, определения динамических параметров с использованием метода главных компонент и сингулярной фильтрации.

С 1995 по 2000гг. в институте «ТомскНИПИнефть» автор занимался развитием компьютерных методик сейсмогеологического моделирования и структурно-формационной оценки эффективных параметров тектоно-седиментационных процессов с целью построения региональных и детальных сейсмогеологических моделей нефтяных и газовых месторождений юго-востока Западной Сибири, являлся ответственным исполнителем работ по тематическим и производственным сейсморазве-дочным работам приоритетных месторождений Восточной нефтяной компании: Крапивинско-Двуреченского, Полуденного, Советского, Стрежевского и другим.

С 2001 по 2003гг. в должности главного геолога «Сибнефтегеофизика» автор руководил и непосредственно участвовал в сейсмических нефтепоисковых и доразведочных проектах, финансируемых Департаментом по нефти и газу ХМАО, ТНК, Славнефть, ЮКОС (Махнинское, Ларломкинское, Каменное, Аригольское, Трайгородское и другим).

С 2003 по 2006гг. в должности начальника управления геологического моделирования «ЛУКОЙЛ» автор был одним из инициаторов регионального обобщения геолого-геофизических работ в Большехетской депрессионной зоне на северо-востоке Западной Сибири, непосредственно участвовал в выборе и оценке объектов геологоразведочных работ, уточнении методик структурно-скоростных построений и геолого-формационной диагностике нефтегазоносных и перспективных объектов Большехетской зоны.

На защиту выносятся следующие научные результаты.

1. Теоретические и программно-алгоритмические решения: • задачи вычисления в слоистых средах производных поля времен z(х/,х2,0) по структурно-скоростным параметрам среды в на основе дифференциальных следствий принципа Ферма, устанавливающим траекторию сейсмического луча соединяющего источник X] и приемник х2, исходя из экстремальности времени пробега: т(х,,х2,в)=тт$ T(xhx2, о Щхих2, %,в)/д%=0, dr/d6 = дГ/дв, c?T/d0 = дТ1д&-дТ1двд$0Т1д%)-] дТ/д^дв [1,21]; задачи вычисления первых и вторых производных поля времен Tr(xi,x2, в), поляризации А[(х,,х2, в), фазовых скоростей иг(х,к,в) и рефракции р/х,к,в)=к/о=дт/ск] сейсмических волн квазипродольного и квазипоперечного типов по структурно-скоростным параметрам анизотропных слоисто-неоднородных сред Cij,„m(x,y,z,e) [1,4] на основе уравнений Гамильтона-Якоби и интегрирования уравнений в вариациях для расширенного пространства переменных (х, у, z, в):

Г У ^.„„А'А'Иг дА' -у 1 у Х"-1: к Л-.Г ■ 90-йв^ 2 J it, SO P'PAAJt' se-ho!-o',,.k., Ю s*r задачи оценки устойчивости (точности arA и смещенности расчетов полей времен г и поляризации А к независимо варьируемым параметрам математической модели ar\dx/dd\ и d2t/d$\ сг^получения приближенных аналитических представлений поляризационно- кинематических параметров сейсмических волн в средах со слабой Q,„m «С» пт=Щ5пт+ц(5in5jm+Sm5jn) и стресс-индуцированной Су,ятя£?$,пт+С'ij.nm.kihi анизотропией [8,9], оценки эффективных параметров анизотропных сред [1,6,7,19-28], классификации упруго-анизотропных сред по поляризационному признаку наличия двух, одной и отсутствия чисто поперечных волн на квазиизотропные (AjS'=kAjS2=kj12, AiP=kj), квазипоперечно-изотропные (А/'фк/', Af2=kjL2, Af^kj) и собственно анизотропные (Af'i-kf, А^фк/2, А\фЦ среды [8]; задачи оценки дефекта и вычисления переменных вдоль /-ого профиля корректирующих попра-к, вок 7* при минимизации невязок сейсмических параметров Лу на пересечениях 1у произк=1 вольно расположенных 2D- профилей [3,10,11]:

Е», им к=1 (Ы

-» mm; л

• задачи линейного описания тектоно-седиментационной эволюции земного рельефа: dL/&= -aZ -Vx dL/dX - Vу dZ/oY + V2, включающей статистическую оценку эффективных параметров (a, Vx, Vy, V,J линейных пространственно-однородных тектоно-седиментационных режимов (TCP): Z2=aZl+b; формационную классификацию линейно-однородных секвенс-стратиграфических системных трактов (LST: а<1, b>0; TST: а>1, b<0; HST: а<1, b<0; UST: а>1, Ь>0) и выделение квазиоднородных формационных зон (ФЗ) с однотипной кинематической (тектоно-седиментационной) характеристикой по картам интервальных (AZ=Z1-Z2) и вариационных (5Z=Z2-aZl-b) мощностей [1,15,18,37].

2.Методика геолого-математического и сейсмогеологического моделирования нефтяных резервуаров [1-3], основанная на решении вышеперечисленных задач и существующих компьютерных технологиях геолого-геофизической интерпретации, разработанная и апробированная на ряде месторождений Среднеобской, Каймысовской, Васюганской и других Западно-Сибирских НГО [2, 5, 1219]. Важным компонентом разработанной технологии является проведение сейсмоструктурных, сейсмоформационных и сейсмофациальных построений, которые позволяют:

• провести площадной анализ и увязку кинематико- динамических параметров на пересечениях произвольно расположенных профилей; с использованием оптимизационных алгоритмов построить структурные и скоростные карты; оценить точность их построения;

• выявить площадную неоднородность кинематико- динамических параметров опорных отражающих горизонтов, контролирующих кровлю и/или подошву исследуемых резервуаров (Z1,Z2) и разбить их на квазиоднородные зоны с однотипной кинематической (СФЗ) и динамической (СФК) характеристикой: (AL, SZ, А);

• в комплексе с данными бурения провести сейсмодетерминированную параметризацию внесква-жинного пространства на основе установления геостатистических связей между выявленными сейсмогеологическими зонами (СФЗ/СФК) и эксплуатационными характеристиками нефтяных и газовых резервуаров.

З.Результаты трехмерного сейсмогеологического моделирования [1, 2, 12-18, 29-53], включающие сейсмоструктурные, сейсмоформационные и сейсмофациальные карты с использованием которых было показано, что гипсометрически аномальный характер распределения нефтяных залежей Крапивинско-Двуреченской, Полуденно-Мохтиковской, Аригольско-Вахской, Айтор-Каменно-Сеульской площадей Западной Сибири обусловлен, прежде всего, наличием в пределах природного резервуара серии квазиоднородных сейсмогеологических зон (СФЗ/СФК) с однотипными литофаци-альными, промыслово-геофизическими (ПГИС), фильтрационно-емкостными (ФЕС) и др. характеристиками.

Многозалежный характер «структурных» ловушек с различными отметками водонефтяного контакта (ВНК) в разных частях одного и того же горизонта по данным геолого- промысловых и промыслово- геофизических исследований достоверно установлен уже на целом ряде сложно построенных месторождений Каймысовской, Среднеобской, Васюганской, Фроловской и других НГО Западной Сибири. Большей частью это привело к неэффективным буровым затратам и вскрытию в благоприятных структурных условиях обширных водонефтяных зон (ВНЗ) и «водяных коридоров» с общим перепадом отметок ВНК до 40-80м и более. Сейсмогеологическая диагностика и учет неструктурного характера стратиграфически единых, но гидродинамически обособленных нефтяных залежей является важным фактором эффективного планирования геологоразведочных работ и стратегическим резервом восполнения минерально-сырьевой базы на основе адекватного оконтуривания однородных тектоно-седиментационных (формационных) зон, представленных разными фациальны-ми комплексами с различной степенью пликативно- дизъюнктивной дислоцированности.

Практическая ценность работы состоит в том, что разработанные алгоритмы совместной интерпретации кинематических и динамических параметров в соответствии с координационными планами Миннефтепрома/Минтопэнерго реализовывались в виде автономного пакета программ для персональных компьютеров IBM PC/AT, рабочих станций SUN ULTRA и включались в интерпретационные системы КИНГ/SPACE ОАО«Сибнефтегеофизика» [3], а затем использовались в качестве дополнительного автономного приложения «ПсевдоЛогСейс» к сертифицированным компьютерным технологиям построения трехмерных геологических моделей нефтяных резервуаров [14, 15, 23, 28, 29,31,3546].

В наиболее полном объеме новая компьютерная технология построения трехмерных сейсмо-геологических моделей была развернута в научно-исследовательском проектном институте «Томск-НИПИнефть» [31], где программы совместной интерпретации в комплексе с зарубежными системами «ИНТЕГРАЛ+» и «СТРАТИМЭЙДЖИК» французской фирмы СЖЖ-Петросистемс использовались для формирования программ геологоразведочных работ на месторождениях «Томскнефть», «Томск-ПетролеумУндГаз», «ТомскГазпром», «Славнефть-Мегионнефтегазгеология».

Трехмерные сейсмогеологические модели месторождений Крапивинско- Двуреченской, По-луденно-Мохтиковской, Аригольско-Кошильской, Айтор-Каменно-Сеульской и других ЗападноСибирских зон нефтегазонакопления строились в рамках именно такой интегрированной технологии. Последующее планомерное осуществление сейсморазведочных рекомендаций по размещению разведочных и эксплуатационных скважин, принесло ощутимый геолого-экономический эффект [13-19], как за счет подтверждения выполненных сейсмоструктурных и сейсмофациальных построений, так и за счет сокращения затрат на бурение заведомо непродуктивных скважин.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы систематически докладывались на Международных геофизических конференциях, проводимых в России с 1992г. по 2006гг. (SEG/Moscow'92; SEG-EArO/Moscow'93; SEG/EAGE/E АГО/С-Петербург' 95;

SEG/EAGE/EArO/MocKBa'97; ЕАГС>/С-Петербург'2000; EArO/SEG/EAGE/ Москва'2003; ЕА-rO/SEG/EAGE/C-neTep6ypr'2006); заседаниях Межведомственной комиссии МПР и Минтопэнерго по программам ГРР 1995-2006гг. (гг.Москва, Томск, Ханты-Мансийск, Сургут); методических семинарах ЦКР Минтопэнерго; постоянно действующих семинарах Института Геофизики ОИГГиМ СО РАН, ученых советах "ТомскНИПИнефть", научно-технических советах "Сибнефтегеофизика", ЦКГиР "Томскнефть" и других нефтедобывающих предприятий; Всесоюзных семинарах, проводимых в системе Миннефтепрома с 1986 по 1990гг. (по цифровой интерпретации и ПГР в 1986,1987,1990гг., г.Туапсе; по комплексной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС в 1989г., г.Гомель); Всесоюзных и региональных научных конференциях с 1983 по 1986гг. (гг.Новосибирск, Саратов).

Основные результаты диссертационной работы также докладывались на Всесоюзном совещании по многоволновой сейсморазведке в 1985г. (г.Новосибирск), Всесоюзной ярмарке идей в 1988г. г.Бугульма), IV семинаре стран СЭВ по нефтяной геофизике в 1991г. (г.Москва); совещании Института методов обработки при Главном управлении геофизических работ Китая (г.Пекин, 1991г.); на II и III семинарах российско-норвежских семинарах в 1992-93гт. (гт.Берген, Иркутск); Всероссйской конференции Красноярскгеолкома в 1995г. (г.Красноярск); Международной геофизической конференции SEG/Denver'96; совещании специалистов Восточной Нефтяной Компании и Управления геологоразведочных работ Ирака в 1997г. (г.Багдад); на ежегодных совещаниях "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМ АО" в 1997, 2001, 2005, 2006гг. (г.Ханты-Мансийск); научной конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» в 1998г. (г.Томск); на 10 семинаре пользователей программного обеспечения CGG-Petrosystems в 1998г. (г.Париж); Всероссийском съезде геологов и региональной научно-практической геологической конференции, посвященных 300-летию Горно-геологической службы России в 2000г. (гг.С-Петербург, Томск); международных технологических симпозиумах Института нефтегазового бизнеса в 2004 и 2006гг. (г.Москва), 68-ой конференции Европейской ассоциации геологов и нефтяных инженеров EAGE/2006 (г.Вена), Российской нефтегазовой конференции SPE/2006 (г.Москва), научно-технических советах и ежегодных геологических совещаниях ОАО «ЛУКОЙЛ» в 2003-06гг.

Публикации. По результатам диссертационной работы опубликовано более 50 печатных работ, в т.ч. три монографии. По тематическим и производственным сейсморазведочным работам с непосредственным участием автора защищено более 20 отчетов.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на 434 страницах машинописного текста, содержит 33 рисунка, 26 таблиц. Список литературы содержит 272 наименования.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Глебов, Алексей Федорович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

С момента производственного становления сейсморазведочных методов исследования, развитию теоретических основ и практических приемов количественной интерпретации сейсмических параметров всегда уделялось особо пристальное внимание. Однако, только в связи с массовым применением сейсморазведки 2D/3D МОП на разрабатываемых месторождениях; внедрением пространственных, многоволновых, многокомпонентных и повторных сейсмических наблюдений стало очевидным, что класс интерпретационных моделей нуждается в существенном расширении и необходим переход от слоистых изотропных 2D моделей к трехмерно- неоднородным 3D, анизотропным ЗС и нестанционарным 4D моделям.

В нефтяной сейсморазведке МОП такой переход особо актуален в связи с тем, что сложность геологического строения разрабатываемых залежей и выявляемых резервуаров-спутников зачастую находится за пределами вертикальной разрешающей способности (ВРС) сейсмического метода. В этой связи кроме кинематических параметров, определяющих главным образом ВРС метода, следует привлекать методы повышения горизонтальной разрешающей способности (ГРС), основанные на более плотных системах наблюдений и совместном использовании кинематических и динамических параметров сейсмических волн.

При использовании сейсмических данных для построения трехмерной геологической модели резервуара УВ основными факторами, снижающими точность и достоверность сейсмогеологического моделирования (кроме постоянно присутствующих геолого-технических факторов: неоднородность и межсезонная изменчивость ВЧР, погрешности навигационной привязки, разнородная обработка неоднотипных данных и др.) являются:

• неединственность математического пересчета кинематических параметров временных разрезов МОГТ в структурно-скоростные параметры, требующая привлечения оптимизационных методов подбора модели среды;

• неединственность разложения кииематико- динамических параметров на глубинные и поверхностные факторные составляющие, требующая привлечения многомерных кросс- плотов, регрессионного анализа скважинных и сейсмических данных, параметризации аддитивных и мульплика-тивных мешающих факторов в виде полиномиальных зависимостей, индивидуальных для каждого 2D профиля или 3D полевого сезона;

• неединственность разложения волнового поля на кинематические и динамические параметры интерферирующих регулярных сейсмических волн, требующая привлечения методов сингулярного разложения возникающих систем линейных уравнений на собственные вектора и собственные значения;

• анизотропия и квазианизотропия сейсмических параметров, требующая совместного использования динамических поляризационных и кинематических характеристик сейсмических волн разных типов, расширения интерпретационных моделей анизотропными средами.

С целью обеспечения максимальной информативности и однородности сейсмических данных с максимально глубоким подавлением мешающих факторов в нефтегазовой сейсморазведке МОГТ необходимо целенаправленно осуществлять переход от традиционных систем наблюдений 2D/3D к методам трехмерной многоволновой сейсморазведки, многокомпонентных ЗС и повторных 4D сейсмических наблюдений с комплексным использованием импульсных и вибрационных источников.

В этом случае решение обратной кинематической и динамической задачи (ОКЗ/ОДЗ) потребует привлечения класса анизотропных нестационарных нелинейных моделей сред, в котором однозначное решение может быть получено только при обязательном привлечении поляризационных параметров. К настоящему времени на основе аналитических и численных исследований поляризаци-онно-кинематических параметров анизотропных сред установлены приближенные теоретические соотношения, необходимые для совместной (поляризационно- кинематической) интерпретации данных разных типов волн, выявлены математически точные условия поляризационно-сейсмической классификации упругих анизотропных сред по признаку наличия двух, одной и отсутствия чисто поперечных волн (А.Ф.Глебов, 1994г.).

При обработке и интерпретации поляризационно-кинематических параметров наземных систем наблюдений с многократными перекрытиями, амплитуды сейсмических волн предварительно должны корректироваться не только за геометрическое расхождение, поверхностные неоднородности ВЧР, неидентичность амплитудно-частотного состава, условий возбуждения/приема, но и за конверсию сейсмических волн различной поляризации.

Величины амплитудных поправок, корректирующих поляризационно-конверсионные эффекты, зависят и от удаления источник-приемник и от величины скорости поперечной волны в верхнем слое. На основе теоретического рассмотрения плоско- волнового приближения для коэффициентов конверсии продольных волн в локально- однородной изотропной среде устанавливается, что кажущаяся скорость VK и кажущийся угол выхода е восходящих к земной поверхности продольных волн связаны со скоростью поперечных волн верхнего слоя Vs простой зависимостью: У, = VK Sin е/2. Эта зависимость открывает новые возможности совместного использования поляризационно-кинематических параметров продольных волн с целью оценки скорости поперечной волны в верхнем слое и коррекции на этой основе конверсионных эффектов. Такой подход позволяет существенно увеличить точность оценивания и достоверность совместной интерпретации кинематико-динамических параметров МОГТ.

При проведении сейсмоструктурных построений методом подбора структурно- скоростных параметров, минимизирующих невязку между расчетно-модельными и экспериментально- измеренными данными, целесообразно использовать производные поля времен не только по скоростным, но и по структурным параметрам, аппроксимирующих границы раздела в классе слоисто-неоднородных упруго- анизотропных сред. Работами автора 1984-87гг. показано, что:

• вычисление производных поля времен по структурным параметрам среды, также как и по скоростным, сводится к интегрированию расширенной системы характеристических уравнений и к трансформации производных на границах раздела;

• после вычисления производных временного поля по пространственным координатам, интегрирование уравнений для производных по структурно-скоростным параметрам сводится к вычислению квадратур;

• для слоисто-однородных сред с аналитически-заданной индикатрисой лучевой скорости интегрирование не требуется, все вычисления сводятся к простому рекуррентному пересчету производных от слоя к слою.

При восстановлении структурно-скоростного строения среды методом оптимизационного подбора, решение по построению сейсмогеологической модели всегда будет получено, но оно не всегда будет единственно и устойчиво к мешающим факторам. Кроме привлечения дополнительного объема скважинных данных, в качестве основного резерва для получения единственного и помехоустойчивого решения служат методы расширенной кинематической интерпретации, ориентированные на использование не только кинематических, но и поляризационных динамических характеристик сейсмических волн. Особую актуальность совместная интерпретация кинематических и динамических параметров приобретает при изучении тонко слоистых латерально неоднородных резервуаров, когда отнюдь не все оси синфазности на сейсмических разрезах оказываются напрямую связанными с теми или иными пропластками продуктивного горизонта.

Фундаментальные понятия кинематических и динамических характеристик сейсмических волн неразрывно связаны со слоистой структурой осадочных бассейнов. По мере наращивания разведочного и эксплуатационного фонда скважин требования к точности и достоверности совместной интерпретации кинематических и динамических параметров непрерывно увеличиваются, так как избежать непроизводительных затрат при наращивании добычи и воспроизводстве запасов УВ оказывается возможным лишь на основе достоверных сейсмогеологических сведений как о современном структурном плане, так и об исходной природной зональности различных типов разреза продуктивных пластов - формационных зон (ФЗ) и фациальных комплексов (ФК), отличающихся друг от друга эффективными толщинами, фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и добывными возможностями.

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Глебов, Алексей Федорович, 2006 год

1. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. М.: Гостоптехиздат, 1959.

2. Pirson S.J. Oil reservoir engineering. New-York-Toronto-London, McGRAW-HILL BOOK Co, Inc, 1

3. Пирсон Дж. Учение о нефтяном пласте. М.: Гос.науч.тех. изд-во неф. и гор.-топ. лит., 1961.

4. Амикс Дж., Басе Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962.

5. Гольцман Ф.М. Статистические модели интерпретации. М.: Наука, 1971.

6. Невский М.В. Квазианизотропия скоростей сейсмических волн. М.: Наука, 1974.

7. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1974.

8. Химмельблау Д. Прикладное нелинейное программирование. М.: Мир, 1975.

9. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. Под ред. В.И. Горояна, В.И. Петерсилье. М.: ВНИГНИ, 1978.

10. Хьюз Дж., Мичтом Дж. Структурный подход к программированию. М.: Мир, 1980.

11. Клаербоут Дж. Теоретические основы обработки геофизической информации с приложением к разведке нефти. М.: Недра, 1981.

12. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств ropjiMx пород при сейсморазведке. М.: Недра, 1982.

13. Троян В.Н. Статистические методы обработки сейсмической информации при исследовании сложных сред. М.: Недра, 1982.

14. Беклемишев Д.В. Дополнительные главы линейной алгебры. М.: Наука, 1983.

15. Глебов А.Ф. Алгоритмы параметризации сложнопостроенных сред// Материалы XXIВНСК. Геология. Новосибирск: НГУ, 1983. 79-84.

16. Глоговский В.М., Хачатрян А.Р., Трингауз Т.К. К оценке дефекта системы уравнений коррекции статических поправок Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВННИОЭНГ, 1983. 11. 1011.

17. Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник. Под ред. М.М. Ивановой. М.: Недра, 1983.

18. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства. М.; Недра, 1985.

19. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в нем компонентов: Справочник. Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана. М.: Недра, 1989.

20. Дембицкий С И Оценка и контроль качества геофизических измерений в скважинах. М.: Недра, 1991.

21. Глебов А.Ф. Площадное сглаживание сейсмических параметров, полученных по системе произвольно расположенных профилей Геология и геофизика. 1995. 10. 97-105.

23. Вендельщтейн Б.Ю. О модели «двойной воды» (к истории вопроса). М.: SPWLA, 1998.

24. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Тверь: ВПИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

25. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений. Геологические и фильтрационные модели. Под ред. Н.Н. Лисовского. М.: ВНИИОЭНГ, 2003.

26. Глебов А.Ф., Зверинский К.Н. Сингулярная фильтрация геофизических полей эффективный метод построения трехмерных сейсмогеологических моделей Геофизика. 2001. 5. 29-33. К 2-ой главе

27. Ризниченко Ю.В. Геометрическая сейсмика слоистых сред. М.: АН СССР, 1946.

28. Берзон И.С. О некоторых вопросах кинематики распространения дифрагированных сейсмических волн Труды геофиз. ин-та АН СССР. 1950. J 9. V

29. Durbaum Н. Zur Bestimmung von wellengeswindigkeiten aus reflextionseismischen messungen Geophysical prospecting. 1954. Vol.2. M 1. P.151-167. 30. Dix C.H. Seismic velocities from surface measurements Geophysics. 1955. Vol.20. 1. P.68-86.

30. Rubinowicz A. Die Bengungswelle in der Kirchhoffsehen Theorie der Bengung. Polska Acad. Nauk, 1957.

31. Пузырев Н.Н. Интерпретация данных сейсморазведки методом отраженных волн. М.: Гостоптехиздат, 1959.

32. Больших Ф. О приближенном представлении годографа отраженных волн в случае многослойной покрывающей среды Прикладная геофизика. М.: Недра, 1959. Вып.15. 3-14.

33. Гольдин С В Об изучении изменения средней скорости до опорного отражающего горизонта Прикладная геофизика. М.: Недра, 1961. Вып.ЗО. 50-62.

34. Урупов А.К. О пересчете эффективных скоростей в средне-пластовые в случае двухслойной среды Прикладная геофизика. М.: Недра, 1961. Вып.ЗО. 79-91.

35. Keller J.B. Geometrical Theory of Diffraction //1 Opt. Soc. Amer. 1962. Vol.52. 2.

36. Пузырев Н.Н. К теории интерпретации точечных сейсмических наблюдений Геология и геофизизика. 1963.№9. 66-82.

37. Урупов А.К. Изучение скоростей в сейсморазведке. М.: Недра, 1966.

39. Гольцмаи Ф.М., Киселев B.C. Оптимальный алгоритм совместной интерпретации систем годографов MOB для нескольких горизонтов Прикладная геофизика. М.: Недра, 1969. Вып.55. 1726.

41. Алексеев А.С., Лаврентьев М.М., Мухаметов Р.Г., Романов В.Г. Численный метод решения обратной кинематической задачи сейсмики Математические проблемы геофизики. Новосибирск. 1969. Вып. I e 179-201.

42. Лаврентьев М.М., Васильев В.Г., Романов В.Г. Многомерные обратные задачи для дифференциальных уравнений. Новосибирск: Наука, 1969.

43. Мешбей В.И. К определению скоростной модели среды по данным метода ОГТ Прикладная геофизика. М.: Недра, 1972. Вып.68. 45-52.

44. Мешбей В.И. Сейсморазведка методом обшей глубинной точки. М: Недра, 1973.

45. Цифровая обработка сейсмических данных. Е.А. Козлов, Г.Н. Гогоненков, Б.Л. Лернер и др. М: Недра, 1973.

46. Черняк B.C. Расчет эффективных скоростей в MOB и М О П для слоистых сред с наклонными и криволинейными границами //Прикладная геофизика. М.: Недра, 1973. Вып.71. 71-79.

47. Shah. Р. Use of wavefront curvature to relate seismic data with subsurface parameters Geophycs, 1973. Vol.38. P.812-825.

48. Гольдин C.B. Линейные преобразования сейсмических сигналов. М.: Недра, 1974.

49. Глотов O.K. Решение пространственных задач сейсморазведки способом центровых лучей ЭИ, Регион, развед. и промысл, геофизика. ВИЭМС. 1974. 9. 1-5.

50. Оболенцева И.Р. Численные способы решения прямых пространственных задач геометрической сейсмики для многослойных сред с границами произвольной формы Геология и геофизика. 1974. 9. 113-127.

51. Тапег М.Т., Kochler F., Al-Chalabi М. Estimation and correction of near surface time anomalies Geophysics. 1974. Vol.39. P.441-463.

52. Левин А.Н. Лучевой способ вычисления предельных значений эффективных скоростей в средах с криволинейными границами

53. Левин А.Н. Вычисление пластовых скоростей по данным сейсморазведки MOB Прикладная геофизика. М.: Недра, 1975. Вып.8О. 43-50.

54. Кгеу Th. Computation of interval velocities from common reflection point moveout times for n layer with arbitrary dips and curvature in three dimensions when assuming small shot-geophone distances Geophys. Prosp. 1976. Vol.24. P.92-111.

55. Левин А.Н. Предельная эффективная скорость при ОГТ для слоисто-однородных сред Прикладная геофизика. М.: Недра, 1977. Вып.86. 3-11.

57. Николаев И.В., Леонтьева Т.Н. Годограф центровых лучей для пространственной модели среды с плоскими границами

58. Глоговский В.М., Гогоненков Г.Н. Сходимость итеративного метода определения пластовых скоростей по сейсмическим данным Прикладная геофизика. М.: Недра, 1978. Вьт.92. 65-78.

59. Тимошин Ю.В. Импульсная сейсмическая голография. М.: Недра, 1978.

60. Пузырев Н.Н. Временные поля отраженных волн и метод эффективных параметров. Новосибирск: Наука, 1979.

61. Гольдин С В Интерпретация данных сейсмического метода отраженных волн. М.: Недра, 1979.

63. Гриценко А. К вычислению пластовых скоростей и их характеристик кривизн фронта волны в трехмерной слоисто-однородной среде Геология и геофизика. 1979. Х» 9. С98-102.

64. Hubral Р. А wave-front curvature approach to computing ray amplitudes in inhomogeneous media with curved interfaces Studia geoph. et geod. 1979. N2 23. P.104-114.

65. Гурвич И.И., Боганик Г.Н. Сейсмическая разведка. М.: Недра, 1980.

66. Петрашень Г.И. Распространение волн в анизотропных упругих средах. Л.: Наука, 1980.

67. Кравцов Ю.А., Орлов Ю.И. Геометрическая оптика неоднородных сред. М.: Наука, 1980.

68. Клем-Мусатов К.Д. Теория краевых волн в сейсмике и ее применение в сейсмике. Новосибирск: Наука, 1980.

69. Левин А.Н. Радиусы кривизны кажущихся фронтов отраженных волн при наблюдениях методом ОГТ Прикладная геофизика. М.: Недра, 1980. Вып.97. 23-36.

70. Судварг Д.И. Параметризация модели сейсмической среды, содержащей выклинивающиеся слои и примыкающие границы Геология и геофизика. 1980. Ш 9. 144-148.

71. Hubral Р. Wavefront curvatures in 3-D laterally inhomogeneous media with curved interfaces Geophysics. 1980. Vol.45. P.905-913.

72. Hubral P. Computation of the normal moveout velocity in 3-D laterally inhomogeneous media with curved interfaces Geophys. Prosp. 1980. Vol.28. P.221-239.

73. Hubral P., Krey Th. Interval velocities from seismic reflection time measurements. Houston, Texas. 1980.

74. Сейсморазведка. Справочник геофизика. М.: Недра, 1981.

75. Уотерс К. Отражательная сейсмология. М: Мир, 1981.

76. Левин А.Н. Обобщенная формула вычисления пластовых скоростей по данным ОГТ Прикладная геофизика. М.: Недра, 1981. Вып. 101. 11-24.

77. Яновский А.К., Боголюбский А.Д., Сорокин В.Я., Крылов Н.К. Точность вычисления пластовой скорости при построении глубинных разрезов Разведочная геофизика. М.: Недра, 1982. Вып.95. 20-29.

78. Lynn W.S., Claerbout J.F. Velocity estimation laterally varying media Geophysics. 1982. Vol.47. 6. P.884-897.

79. Тюриков Л.Г., Малик A.A. Вычисление эффективной скорости в методе ОГТ для изотропных сред с криволинейными границами

80. Тюриков Л.Г., Малик А.А. Рещение одной обратной кинематической задачи с использованием данных ОГТ Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Л.: Наука, 1982. Вып.22. 198-206.

81. Мущин И.А. Конструирование алгоритмов и графов обработки данных сейсморазведки. М.: Недра, 1983.

82. Курдюкова Т.В. Методы ускоренного рещения прямых кинематических задач для сложных сред Геология и геофизика. 1983. 4. 99-107.

83. Глебов А.Ф. Производные поля времен по структурно-скоростным параметрам среды Материалы XXIIВНСК. Геология. Новосибирск: НГУ, 1984. 53-61.

84. Гриценко А. Способы вычисления геометрических характеристик фронта волны в изотропных неоднородных средах Геология и геофизика. 1984. Х» 1. 84-90.

85. Гриценко А. Производные поля времен Геология и геофизика. 1984. Хе 4. 113-119.

86. Бляс Э.А., Гриценко А., Черняк B.C. Производные поля времен в слоистых средах Геология и геофизика. 1984. Я» 5. 75-81.

87. Система кинематической интерпретации волн (КИНГ). Составители: Судварг Д.И., Киселева Л.Г., Глебов А.Ф. и др. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1987.

88. Yilmaz Ozdogan. Seismic Data Processing. Tulsa, SEG. 1987.

89. Marple S.L.Jr. Digital spectral analysis with applications Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, 1987. P.364-380.

90. Проблемы нелинейной сейсмики. Под ред. А.В. Николаева. М.: Наука, 1987.

91. Глебов А.Ф. Об одном классе оптимизационных алгоритмов решения обратных кинематических задач Математические проблемы интерпретации данных сейсморазведки. Новосибирск: Наука, 1988.С.69-82.

92. Kovaljev V.P., Madatov A.G., Mitrofanov G.M. Complex convolution decomposition (CCD) and new possibilities at detail investigation of attenuation Abstract of papers EAGE 54-th meeting. Paris. 1992.

93. Шнеерсон М.Б., Жуков А.П., Ченборисова Р.З. Нелинейные и фазовые искажения вибрационных сигналов и способы их коррекции Геофизика. 1997. 3. 27-33.

94. Теория и практика наземной невзрывной сейсморазведки. Под ред. М.Б. Шнеерсона. М.: Недра, 1998.

95. Аронов В.И., Пороскун В.И. К вопросу о построении карт ошибок интерполяции Геофизика. 2002. 2. 39-40.

96. Глебов А.Ф., Алелюхин Н.П., Асан-Джалапов А.Г., Мехед Л.П. Вибрационная сейсморазведка в Западной Сибири: технико-экологические и геолого-экономические аспекты Геофизический вестник, 2001, JV27. -с.10-17. К 3-ей главе

97. Голицын Б.Б. Избранные труды. Т.

98. Сейсмология. М.: АН СССР, 1960. ЮЗ.Купрадзе В.Д. Методы потенциала в теории упругости. М.: Физматгиз, 1963.

99. Белоносова А.В., Таджимухамедова С, Алексеев А.С. К расчету годографов и геометрического расхождения лучей в неоднородных средах Некоторые методы и алгоритмы интерпретации геофизических данных. М.: Наука, 1967. 124-136. 1О

100. Саваренский Е.Ф. Сейсмические волны. М.: Недра, 1972. Юб.Красавин В.Г. Основные положения алгоритма расчета полей отраженных волн в трехмерных однородных средах с криволинейными границами

101. Берзон И.С. Сейсморазведка тонкослоистых сред. М.: Недра, 1976.

102. Cerveny V. Ray amplitudes in a three-dimensional inhomogeneous medium Studia geophys. et geod. 1976. Vol.20. P.401-406.

103. Levin F.K. The reflection, refraction and diffraction of waves in media with elliptical velocity dependence Geophysics. 1978. Vol.43. P.528-537.

104. Popov M.M., Psencik I. Computation of ray amplitudes in inhomogeneous media with curved interface Studia geoph. et geol. 1978. Vol.22. P.248-258. ПЗ.Азбель И.Я., Дмитриева Л.А., Яновская Т.Б. Методика расчета геометрического расхождения в трехмерно-неоднородной среде Методы и алгоритмы интерпретации сейсмических данных. М.: Наука, 1980. 113-123.

105. Шарафутдинов В.А. О геометрическом расхождении Методы интерпретации сейсмических данных. М.: Наука, 1980. 127-133.

106. Нефедкина Т.В., Кондакова Г.П., Олейник Л.В. Цифровая обработка обменных отраженных волн Геология и геофизика. 1980. М 4. 66-67. Пб.Нопов М.М., Тюриков Л.Г. О двух подходах к вычислению геометрического расхождения в неоднородной изотропной среде Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Л.: Наука, 1981. Вып.2О. 45-53. И

107. Тюриков Л.Г. Вычисление геометрического расхождения для вертикально-неоднородных сред и для сред со сферической или цилиндрической симметрией Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Л.: Наука, 1981. Вып.21. 69-73.

108. Нузырев Н.Н. Развитие методов поперечных и обменных волн в сейсмической разведке Развитие идей Г.А. Гамбурцева в геофизике. М.; Наука, 1982. 132-177.

109. Дьелесан Э., Руайе Д. Упругие волны в твердых телах. Применение для обработки сигналов. М.: Наука, 1982. 12О.Каштан Б.М. О вычислении геометрического расхождения в кусочно-однородных анизотропных средах Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Л.: Наука, 1982. ВЫП.22.С.14-23. 121.Вок S. Byun. Seismic parameters for media with elliptical velocity dependencies Geophysics. 1982. Vol.47. P.1621-1626.

110. Helbig K. Elliptical anisotropy its significance and meaning Geophysics. 1983. Vol.48. P.825-830. 123.Аки К., Ричарде П. Количественная сейсмология. Теория и методы. В 2 томах. М.: Мир, 1983.

111. Каштан Б.М., Петрашень Г.И. О вычислении геометрического расхождения в неоднородных анизотропных упругих средах Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Л.: Наука, 1983. Вып.23. 31-37. 125.Вок S. Byun. Seismic parameters for transversally isotropic media Geophysics. 1984. Vol.49. P.19081914.

112. Гольдин СВ., Глебов А.Ф., Курдюкова Т.В. и др. Совместная обработка даш1ых разных типов волн Тезисы докладов Всесоюзного совещания по многоволиовой сейсморазведке. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1985. 133-134.

113. Оболенцева И.Р., Горшкалсв В. Алгоритм

114. Никольский А.А. К вопросу об обработке PS- и SS-волн в анизотропных средах Алгоритмические проблемы обработки данных сейсморазведки. Новосибирск; ИГиГ СО АН СССР, 1987.

115. Многоволновые сейсмические исследования. Новосибирск: Наука, 1987.

116. Гогоненков Г.Н. Изучение детального строения осадочных толщ сейсморазведкой. М.: Недра, 1987.

117. Шериф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка. В 2 томах. М.: Мир, 1987.

118. Михальнев А.В., Мушин И.А., Погожев В. М. Обработка динамических параметров в сейсморазведке. М.: Недра, 1990.

119. Глебов А.Ф., Максимов В.Н. Способ определения скорости поперечной волны. Патент 5008508, ПО «Сибнефтегеофизика», Россия, 08.08.1991.

120. Глебов А.Ф., Максимов В.П. Скоростной анализ с учетом амплитуд и поляризации. М: Деп.ВИНИТИ, 1527/В93,07.06.1993. 12с.

121. Глебов А.Ф., Максимов В.П., Афонасин В.В. Определение скорости поперечных волн на основе совместного использования поляризационных и кинематических характеристик (PVO-методика) Тезисы международной геофизической конференции и выставки SEG-EArO/Moscow93.

122. Glebov A.F, Sverinsky K.N., Krotov M.E., Maximov V.P., Afonasin V.V., Galimov T.R. 2D-technology of dynamic analysis of CDP sections Expanded Abstracts of Russian-Norwegian Oil Exploration Workshop

125. Кочнев B.A., Гоз И.В., Глебов А.Ф. Результаты решения обратных динамических задач по сейсмическим данным Верхне-Чонского нефтегазового месторождения Труды Международного семинара «Обратные задачи геофизики». Новосибирск. 1996. К 4-ой главе

126. Backus G.E. Possible forms of seismic anisotropy of the uppermost mantle under oceans J. Geophys. Res. 1965. Vol.70. P.3429-3439. ИО.Гельчинский Б.Я. и др. Сейсмический алгоритм «несогласие» и «выклинивание» Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Д.: Наука, 1967. Т. 8. 93-95.

127. МаделунгЭ. Математический аппарат физики. Справочное руководство. М.: Наука, 1968.

128. Урупов А.К., Лапин С И Скорости сейсмических волн в анизотропных, слоисто-трещиноватых средах Прикладная геофизика. М.: Недра, 1972. Вып.67. 3-17.

129. Программы для интерпретации сейсмических наблюдений. Т. 2. Под ред. Н.Н. Матвеевой. Л. Наука, 1977. 190-199. 145.ЛОЗИНСКИЙ З.Н. Учет влияния слоистости покрывающей толщи при определении скоростной характеристики среды Прикладная геофизика. М.: Педра, 1977. Вып.86. 34-45.

130. Алексеев А.С., Бессонова Э.Н., Матвеева Н.Н. и др. Обратные кинематические задачи взрывной сейсмологии. М.: Недра, 1979.

131. Оболенцева И.Р. Рещение прямых кинематических задач сейсмики методами нелинейного программирования Геология и геофизика. 1980. 3. 123-132.

132. Hanyga А. The kinematic inverse problems for weakly laterally inhomogeneous anisotropic medium Tectonophysics. 1982. Vol.90. P.253-262. 149.БЛЯС Э.А. Годографы отраженных волн в слоистых средах с вертикально-неоднородными слоями и слабокриволинейными границами Геология и геофизика. 1983. 7. 107-114.. 15О.Бляс Э.А. Производные поля времен в неоднородной анизотропной среде Геология и геофизика. 1984. 6. 117-123.

133. Распространение объемных волн и методы расчета волновых полей в анизотропных упругих средах. Под ред. Г.И. Петращеня. Л.: Наука, 1984.

134. Fukao Y. Evidence from core-reflected S-waves for anisotropy in the Earths mantle Nature. 1984. Vol.309. P.695-698.

135. Урупов A.K., Левин A.H. Определение и интерпретация скоростей в методе отраженных волн. М.: Недра, 1985.

136. Сейсмическая разведка методом поперечных и обменных волн. Пузырев Н.Н., Тригубов А.В., Бродов Л.Ю. и др. М.: Недра, 1985.

137. Thomsen L. Weak elastic anisotropy Geophysics. 1986. Vol.51. 10. P.1954-1966.

138. Frasier C.W., Wienterstein D.r. Analysis of conventional and converted mode reflections at Putah Sink, California, using three-component data Proc. of the 56th Annual SEG Meeting. Houston, 1986. P.396400.

139. Оболенцева И.Р., Гречка В.Ю. Лучевой метод в анизотропной среде (алгоритмы, программы). Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1989.

140. Brodov L.Y. et al. Some results of the experiment stady of seismic anisotropy of sedimentary rocks using different types of waves Geophys. J. R. Astr. Soc. 1984. Vol.76. P.191-200.

141. Glebov A.F, Maximov V.P. A quasi-isotropic approach to solution of inverse kinematic problems in anisotropic media Abstracts of Russian-Norwegian Oil Exploration Workshop

143. Глебов А.Ф. Способ сейсмических исследований упругих материалов. Патент 93032584 ИО «Сибнефтегеофизика», Россия, 22.06.1993.

144. Глебов А.Ф. Поляризация квазипродольных и квазипоперечных волн в анизотропных средах Геология и геофизика. 1994. 2. 117-128.

145. Глебов А.Ф. Поляризация и скорости упругих волн в средах со стресс-индуцированной анизотропией Прикладная математика и техническая физика. 1994. К2 2. 102-106. К 5-ой главе

146. Rich S.L. Three critical environments of depositions and criteria for recognition of rocks deposited in each of them//Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. 1951. Vol.35. 9. P.1-20.

147. Карогодш1 Ю.Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра, 1980.

148. Сейсмическая стратиграфия. Под ред. Ч. Пейтона. М.: Мир, 1982.

149. Хэллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. М.: Мир, 1983.

150. Кондратович Н.В. Обнаружение и картирование неантиклинальных ловушек по данным сейсморазведки. М.: Обзор ВИЭМС, Серия «Разведочная геофизика», 1984.

151. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. ПО.Проблемы поисков залежей нефти и газа на севере Западной Сибири. М.: Обзор ВНИИОЭНГ, Серия «Нефтегазовая геология и геофизика», 1986. Вып.4.

152. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1987.

153. Прикладные вопросы ссйсмолитмологии. Новосибирск: Наука, 1987.

154. Давление пластовых флюидов. Гуревич А.Е., Крайчик М.С., Батыгина Н.Б. и др. Л.: Недра, 1987.

155. Тюнегин СП., Гидион В.Я., Задоенко А.Н. и др. Актуальные задачи поиска неантиклинальных ловушек в широтном Приобье сейсморазведкой. М.: Обзор ВНИИОЭНГ. Серия «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». 1988.

156. Ляховицкий Ф.М. Изучение напряженного состояния массивов горных пород Инженерная геофизика. М.: Недра, 1989. 152-157.

157. Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник. Под ред. И.П. Чоловского. М.: Недра, 1989.

158. Базылев А.П., Дорогиницкая Л.М. Количественный критерий нефтегазоносности продуктивньк пластов как показатель эффективности прямых поисков при сейсмических исследованиях Новые данные по петрофизике и промысловой геофизике нефтегазоносных провинций Сибири. Новосибирск: ИГГ, 1989. 59-69.

159. Потапов О.А. Изучение напряженного состояния массивов горных пород Интерпретация данных сейсморазведки. Справочник. Под ред. О.А.Потапова. М.: Недра, 1990. 293-294.

160. Мкртчян О.М., Гребнева И.Л., Игошкин В.П. и др. Сейсмогеологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья. М.: Наука, 1990.

161. Нежданов А.А. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа в Западной Сибири. М.: Обзор МГП «Геоинформмарк». Серия «Разведочная геофизика». 1992.4.1.

162. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Бабурин А.Н. и др. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек, залежей нефти и газа в Западной Сибири. М.: Обзор МГП «Геоинформмарк». Серия «Разведочная геофизика». 1992. Ч. П.

163. Салганик Р.Л., Афанасенко Г.В., Иофис И.М. Горное давление. М.: Недра, 1992.

164. Кулагин А.В., Мушин И.А., Павлова Т.Ю. Моделирование геологических процессов при интерпретациии геофизических данных. М.: Недра, 1994.

165. Мангазеев В.П., Славкин B.C., Гусейнов А.А., Архипов B.C. Новое направление геологоразведочных работ в Каймысовском нефтегазоносном районе Западной Сибири Геология нефти н газа. 1996. №З.С.5-11.

166. Глебов А.Ф., Кужелев В.Г., Максимов В.П. Методика и результаты сейсморазведочного изучения геологической истории развития нефтеносных площадей на основе линейной теории однородных тектоно-седиментационных процессов Актуальные вопросы геологии и географии Сибири. Томск: ТГУ, 1998. Т. 2. 47-51.

167. Глебов А.Ф., Городников М.А., Максимов В.П., Кривошеев Э.В. Методика и результаты сейсмоформационного картографирования полифациальных песчаных тел верхнеюрского горизонта Ю] южной части Каймысовского свода Тезисы Всероссийского съезда геологов и научнопрактической конференции «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века». СПб: ВСЕГЕИ, 2000. Кн. 4. 47-50.

168. Глебов А.Ф., Кулагин СИ., Растегин А.А. Новые представления о нефтегазоперспективных объектах Верхнечонского месторождения по результатам региональных сейсморазведочных работ МОГТ Проблемы региональной геофизики. Материалы геофизической конференции. Новосибирск: Типография Сибири, 2001. 32-33.

169. Глебов А.Ф., Кошовкин И.Н., Зверинский К.Н. Кинематические и динамические параметры МОГТ основа сейсмогеологического моделирования нефтяных и газовьгх резервуаров Геофизика. 2

170. Специальный выпуск «30 лет Сибнефтегеофизике». 55-66.

171. Материалы по тектонической терминологии. Под ред. Ю.А.Косыгина. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1961.

172. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Мелик-Пашаев B.C. и др. М.: Высшая школа, 1968.

173. Геология нефти и газа Западной Сибири. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. М.: Недра, 1975.

174. РедингХ., Коллисон Дж.Д. и др. Обстановки осадконакопления. М.: Недра, 1981.

175. Хатьянов Ф.И. Структурно-формациониая интерпретация данных сейсморазведки Нефтегазовая геология и геофизика. 1981. Вып.2О.

176. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. М.: Недра, 1984.

177. Бабадаглы В.А., Изотова Т.С., Карпенко И.В., Кучерук Е.В. Цитологическая интерпретация геофизических материалов при поисках нефти и газа. М.: Недра, 1988.

178. Современные геофизические методы при решении задач нефтяной геологии. М.: Наука, 1988.

179. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. М.: Недра, 1989.

180. Generation, accumulation, and production of Europe s hydrocarbons. Ed. by A.M. Spencer. EAPG, Oxford University Press, 1991.

181. Гурари Ф.Г. Клиноформы особый тип литостратонов Геология и геофизика. 1994. Т. 35. М 4

182. Сибиряков Б.П., Заикин А.Д. Многоволновая сейсморазведка и прикладная геодинамика в нефтегазоносных областях Геология и геофизика. 1994. Т. 35. J" 5. 49-55.

183. Sibiriakov В.Р. Prediction of stresses in hydrocarbon bearing structures using seismics EAGE 58* Conference. Amsterdam, 1996. P. 148-150.

184. Карогодин Ю.Н., Арментроут Д.М. Анализ основных понятий и терминов литмологии и секвенсстратиграфии Геология и геофизика. 1996. Т. 37. К» 7. 3-11.

185. Глебов А.Ф. Результаты применения ЗД-сейсморазведки на Западно-Полуденном месторождении Ханты-Мансийского автономного округа Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 1998. 142-149.

186. Mulholland J.W. Sequence stratigraphy: Basic elements, concepts, and terminology The Leading Edge, January, 1998. Vol.17. 1. P.37-40. 2O

187. William E. Galloway clastic depositional systems and sequences: Applications to reservoir prediction, delineation, and characterization The Leading Edge, February, 1998. Vol.17. 2. P.173-180.

188. Глебов А.Ф., Карапузов Н.И., Кривошеев Э.В. и др. Новые ЗД-сейсморазведочные данные о доюрском фундаменте юго-восточной части Западной Сибири Геофизика. 1999. 2. 27-40.

189. Глебов А.Ф., Кошовкин И.Н., Кривошеев Э.В. и др. Уточнение геологического строения Томских месторождений Вестник Инжинирингового Центра ЮКОС. 2001. Х 1. 27-32.

190. Глебов А.Ф., Калгин В.П., Фирсова Т.К., Чеканов В.И. Сейсмофациальное изучение верхневасюганского горизонта Ю) северо-западной части Каймысовского свода Геофизика. Специальный выпуск «30 лет Сибнефтегеофизике». 2001. 120-123.

191. Нестеров В.Н., Семянов А.А., Осипчук Ф.Г., Глебов А.Ф. и др. Применение ЗО-сейсмической съемки на этапе разведочного и эксплуатационного бурения основа форсированного освоения запасов и наращивания добычи (на примере Аригольского месторождения, расположенного в Охтеурско-Вахской межструктурной зоне) Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск: 2001. 125-129.

192. Глебов А.Ф., Варламов Н., Ухлова Г.Д., Константинова О.Л., Пономарева Л.Н., Чернышева Т.И. Сейсмогеологическое моделирование юрско-неокомских отложений Мегионского Приобья Материалы Международной геофизической конфереьшии и выставки ЕАГО/SEG/EAGE-MocKBa, «Поиск и разведка углеводородов», 2003. М OS19-33.

193. Семянов А.А., Гузеев В.В., Горецкий Н., Глебов А.Ф., Симонов А.П., Хромова И.Ю. Оптимизация размещения эксплуатационных и разведочных скважин на основе трехмерных сейсмогеологических моделей Повые технологии разработки нефтегазовых месторождений: Труды международного симпозиума. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. 249-253.

194. Сибиряков Б.П., Сибиряков Е.Б., Глебов А.Ф., Нестеров В.Н., Соколов Е.П. Прогноз напряженного состояния и элементов гидродинамики флюида по даш1ьш многоволновой сейсморазведки Геология и геофизика. 2004. 45. 117-128. Г К 6-ой главе

195. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э., Острый Г.Б. О роли дизъюнктивных нарушений в процессе формирования залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях Западно-Сибирской низменности Геология нефти и газа. 1966. JV» 2. 5-11.

196. Наумов А.Л. Оншцук Т.М. Биншток М.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тюмень, 1977. 39-46.

197. Нежданов А.А. Маркирующие горизонты в продуктивных и корреляция основных стратонов отложениях мезозоя Западной мезозоя Западной Сибири. Тю- Сибири Выделение мень: ЗапСибНИГНИ, 1984. 97-106.

198. КулахметовН.Х., Мишульский М.И. и др. Выделение и корреляция основных стратонов мезозоя Западной Сибири Стратиграфия верхнеюрских отложений Тазовского и Сидоровского нефтегазоносных районов. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1984. 25-31.

199. Гиршгорн Л.Ш. Экзогенные структуры в нижнемеловых отложениях севера Западной Сибири Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. 7-24.

200. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Жеро О.Г. Раннемезозойский рифтогенез и его влияние на структуру литосферы Западно-Сибирской плиты Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1987. 9. 3-11.

201. Tissot В.Р., Pelet R., Ungerer P. Thermal history of sedimentary basins, maturation indices, and kinetics of oil and gas generation AAPG Bull. 1987. v.71, .N"ol2. P.1450-1466.

202. Решения 5-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозой- ским отложениям Западно-Сибирской равнины. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991. 54с.

203. Demaison G., Huizinga B.I. Genetic classification of petroleum system AAPG Bulletin 75. 1992. P.1623-1643.

204. Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири Западно-Сибирский бассейн. Вып.

205. Новосибирск, 1994. 201с.

206. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system The Petroleum System from Source to Trap. AAPG Memoir

208. Фомин A.H. Катагенез и перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих мезозойских и палеозойских толщ Западно-Сибирской плиты Китайско-русский симпозиум по нефтегазоносности палеозоя и протерозоя. Пекин: Изд-во Китайской нефтяной корпорации, 1995. 137-157.

210. Sheriff R.E., Geldart L.P. Exploration seismology. Cambridge: Cambridge University Press, 1995. 592 P

211. Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь, 1996. 376с.

212. Глебов А.Ф., Шапоренко Н., Гладилин А. Результаты комплексной интерпретации сейсмической и промыслово-геофизической информации на Игольско-Таловом месторождении ОАО "Томскнефть" ВНК с использованием программного обеспечения Schlumberger GeoQuest и па213. Глебов А.Ф., Шапоренко Н., Никольский А.А., Бесходарнов В.В. Методика учета скоростных неоднородностей верхней части разреза (ВЧР) для повышения точности и детальности структурных построений по данным сейсморазведки МОГТ Перспективы внедрения научно- технических достижений и новых технологий при разведке и разработке месторождений. Тезисы научно-практической конференции. Томск: ТомскПИПИнефть, 1996. 25.

214. Мангазеев В.П., Городников М.А., Кривошеев Э.В., Кошовкин И.Н., Глебов А.Ф. Формирование постоянно действующих сейсмических моделей нефтяных и газовых месторождений Восточной Нефтяной Компании Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. Тезисы Всероссийской конференции. Красноярск: КНИИГиМС, Красноярскгеолком, 1996. 72-73.

215. Hunt I. Petroleum Geochemistry and Geology. New York, 1996. 742 p.

216. Lopatin, N.V., Galushkin, Yu.I., Makhous M. Evolution of sedimentary basins and petroleum formation Geodynamic evolution of sedimentary basins. TECHNIP, 1996. P.435-453.

217. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Гурари Ф.Г. и др. Динамика накопления мезозойско-кайнозойского осадочного слоя Западно-Сибирского бассейна Геология нефти и газа. 1997. т.38, J b 5. 919V 985.

218. Мангазеев В.П., Городников М.А., Растрогин А.А, Глебов А.Ф., Пудовкин А.А. Применение ЗД сейсмической съемки новый уровень доразведки Крапивинского месторождения Томской области Тезисы докладов Международной геофизической конференции и выставки EAGE/MocKBa97,1997. J o М1.5. V

219. Глебов А.Ф., Бычков А.В., Максимов В.П. Использование площадной винеровской фильтрации при автоматизации выравнивания амплитудно-частотного состава 2Д и ЗД сейсмических данных и учете природной изменчивости ВЧР при 4Д сейсморазведке Тезисы докладов Международной геофизической конференции и выставки EAGE/MocKBa97,1997. А4.8.

220. Makhous М., Galushkin Yu.I., Lopatin, N.V. Burial history and kinetic modelling for hydrocarbon generation Part I: The Galo model. AAPG Bull. 1997. v.81, №10. P.1660-1678.

221. Сурков B.C., Серебренникова O.B., Казаков A.M. и др. Нефтематеринские толщи в нижнесреднеюрском комплексе юга Западной Сибири (Томская область) Докл. РАН. 1998. т. 359, N« 5. 659-662. 222. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Ливщиц В.Р. и др. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения Геология нефти и газа. 1998. 9. 2-9.

223. Лопатин Н.В., Емец Т.П., Симоненкова О.И., Эрбен Ж.-П. Баженовская нефтяная генерационноаккумуляционная система на западе Хантейской антеклизы Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. №5. 2-28.

224. Beaumont Е., Foster N. Exploring for Oil and Gas Traps AAPG Treatise of Petroleum Geology. Tulsa, 1999.

225. Геология и полезные ископаемые России Западная Сибирь. Т.2. Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова. СПб.: ВСЕГЕИ, 2000.477 с.

227. Беляев Ю., Конторович А.Э., Красавчиков В.О. и др. Тектоника юрского комплекса мезозойско-кайнозойского осадочного чехла севера Западно-Сибирской плиты Общие вопросы тектоники. Тектоника России. М.: ГЕОС, 2000. 46-48. 25О.Шемин Г.Г., Бейзель А.Л., Левчук М.А. и др. Детальная корреляция нефтегазоносных ний келловея и верхней юры северных отложе- районов Западной Сибири Геология и геофизика. 2000. Т.41, №8. 1131-1144.

228. Фомин А.Н., Конторович А.Э., Дочкин Д.А., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа Тезисы докладов Всероссийской научной конференции «Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна». 4.

229. Тюмень: Вектор Бук, 2000. 6-10.

230. Брехунцов A.M., Бочкарев B.C., Бородкин, В.Н. и др. Методология и опыт выделения главных нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири на современном этапе освоения месторождений нефти и газа//Геология нефти и газа. 2001. 11-12. 1854-1863.

231. Бочкарев B.C., Бородкин В.Н., Брехунцов A.M., Дещеня Н.П. Тектоника фундамента, триасового рифтогенного комплекса и чехла Западно-Сибирской равнины Тектоника неогея: общие и региональные аспекты. Материалы совещания. Т.1. М.: ГЕОС, 2001. 69-72.

232. Конторович В.А., Беляев Ю., Конторович А.Э. и др. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое Геология и геофизика. 2001. т. 42, 11-12. 1832-1845.

233. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Гурари Ф.Г. и др. Нефтегазоносные комплексы нижней средней юры и клиноформ нижнего мела Западно-Сибирского бассейна Геология нефти и газа. 2001. т. 42, №11-12. 1864-1874.

234. Фомин А.Н., Конторович А.Э., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна Геология и геофизика. 2001. т. 42, 11-12. 1875-1887.

235. Глебов А.Ф., Калгин В.П., Фирсова Т.К., Чеканов В.И. Новые данные по сейсмофациальному изучению верхневасюганского горизонта Ю] северо-западной части Каймысовского свода как важный фактор для переоценки его ресурсного потенциала Тезисы докладов пятой научно236. Глебов А.Ф. Сейсморазведочные работы должны кончаться схемой оптимального размещения эксплуатационных и разведочных скважин Нефть и капитал. 2001. >Г210. 83-86.

237. Downey W., Threet J., Morgan W. Petroleum Provinces of the Twenty-first Century AAPG Memoir

239. Глебов А.Ф., Мулявин K.M., Евдокимова Т.И. Сейсмоформационное изучение юрского нефтегазоносного комплекса Ханты-Мансийского и Томского Приобья// Геофизика, «Технологии сейсморазведки -1». 2002. 41-53.

240. Агалаков Е., Брадучан Ю.В. Проблема корреляции верхнемеловых отложений (без сеномана) севера Западной Сибири Актуальные проблемы нефтегазоносных НГУ,2003.С.30-38.

241. КарогодинЮ.Н. Свита-стратон (прошлое, настоящее, будущее системный анализ)//Геобассейнов. Новосибирск: логия и геофизика. 2003. т.44, №7. 51-68.

244. Мкртчян О.М., Варущенко А.И., Потемкина СВ. Некоторые аспекты региональной геологической модели верхнеюрских отложений 30-35.

245. Керусов И.Н., Мирошниченко Д.Е., Страхов П.Н., Глебов А.Ф. и др. Исследование группы пластов БВб Нонг-Еганского месторождения сейсмическими методами Сборник докладов восьмой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск, 2005. 133-141.

246. Глебов А.Ф., Филина СИ. Уточнение региональной индексации продуктивных пластов нижнего мела необходимый этап для адекватной переоценки ресурсной базы месторождений 0 0 0 «Лукойл Западная Сибирь» в Широтном Приобье Сборник докладов девятой научнопрактической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО».ХантыМансийск, 2006. С24-26.

247. Хромова И.Ю. Глебов А.Ф., Горецкий СН., Семянов А.А., Цыганова Н.Р., Мотрук В.Д., Якубовский СЮ. Сейсмогеологическое изучение и уточнение структуры запасов нефтяных месторождений Ненецкого автономного округа Труды пятого международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006. 244-

248. Западной Сибири//Геология нефти и газа. 2005. №1.

250. Глебов А.Ф., Гузеев B.B., Закревский K.E., Семянов А.А. Пути повышения точности и достоверности цифровых геологических моделей Труды пятого международного симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006. 254-260.

251. Нестеров В.Н., Харахинов В.В., Семянов А.А., Шленкин СИ., Глебов А.Ф. Геологическая доразведка нефтяных месторождений Нижневартовского Приобья. М.: Научный мир, 2006. 192с.

252. Глебов А.Ф. Геолого-математическое моделирование нефтяного резервуара. М.: Научный мир, 2006. 344с.