Приклади

Родовище ім. Академіка Шпака,
Дніпровсько-Донецька западина, Україна, 2012

        
Рисунок 1. Густина порід у відкладах пермі - верхнього карбону (A), геологічний розріз пробуреної продуктивної свердловини (2013 р.) суміщений з розрізом 3D моделі густини (2012 р.) через свердловину (B).  Зона світло-зеленого кольору відповідає пониженим  значенням густини порід і картує відкритий свердловиною нафтовий поклад

ГЕОЛОГІЧНА ЗАДАЧА

Рисунок 2. 3D модель девонської материнської солі, Рунівщинського соляного штоку, козирка соляного штоку (сірий колір), відомого Рунівщинського газового родовища (зелений колір) і відкритого нафтового родовища (червоний колір)

Рисунок 3. Початкова (зліва) та кінцева (справа) 3D моделі густини із відомими газовими і відкритим нафтовим родовищами

ГЕОЛОГІЧНІ РЕЗУЛЬТАТИ

Результати спільної інверсії гравіметричних, сейсмічних та свердловинних даних підтвердили принципову коректність форми соляного штоку, закартованого за результатами інтерпретації 3D сейсмічних даних. В 3D моделі густини закартовані ділянки пониження густини порід, до яких приурочені відомі Рунівщинське та Матвіївське родовища (рис. 2, 3). Біля південно-західної стінки і під козирком Рунівщинського соляного штоку у відкладах нижньої пермі та верхнього карбону закартовані зони пониження густини (рис. 1, 3).

По аналогії з амплітудами розущільнення вуглеводнево-насичених порід Рунівщинського і Матвіївського родовищ, ці зони були проінтерпретовані як новий комерційний поклад вуглеводнів.

Перша пошукова свердловина №110, пробурена в 2012 році після створення 3D моделі густини, отримала промисловий приплив нафти з відкладів верхньої пермі - нижнього карбону (рис. 1).

МЕТОДИКА СТВОРЕННЯ
ЗD МОДЕЛІ

Для цільових горизонтів карбону структурна 3D модель створена з використанням результатів інтерпретації даних 3D сейсморозвідки. Структурна модель нижньої частини девонської товщі (включаючи материнську сіль) і фундамент були побудовані з використанням даних регіональних 2D сейсмічних досліджень. Для визначення густини порід цільового кам’яновугільного інтервалу були використані дані свердловин сусідніх родовищ. Для глибинних горизонтів використано узагальнені петрофізичні залежності густини порід для ДДЗ.

Середньоквадратичне відхилення між виміряним і розрахованим для початкової 3D моделі густини гравітаційними полями склало 7,154 мГал, між виміряним і розрахованим для кінцевої 3D моделі густини 0,219 мГал (відносно гравітаційного поля, початкова 3D модель густини була покращена в 33 рази).