ИСТИНА

В последние 20 лет зарубежные компании довольно часто используют повторные сейсмические съемки 3D для контроля разработки морских месторождений нефти и газа, в то время как в России эта практика почти отсутствует [1]. Одним из первых примеров была довольно успешная попытка контроля заводнения продуктивного пласта XXIs на Астохском участке Пильтун-Астохского месторождения [2], когда сравнивались результаты сейсмических съемок с интервалом 10 лет. Отмечалось, что полученные данные в виде «разности» сейсмических съемок, приведенных в результате специальной сейсмической обработки к общим амплитудно-частотным характеристикам, достаточно объективно отражают реальную картину добычи жидкости (воды и нефти) в эксплуатационных скважинах по площади месторождения, и, следовательно, могут служить источником дополнительной информации по контролю за разработкой. С тех пор технологии стали совершеннее, а в 2022 году проведена новая 3D съемка на этом и соседних участках. По этим результатам был выполнен целый ряд процедур обработки и количественной интерпретации, включая различные виды сейсмической инверсии, в сопоставлении с первичной базовой съемкой 1998 года. Столь богатый сейсмический материал – три съемки за четверть века – это уникальная возможность исследовать информативность и чувствительность сейсмического метода к изменению параметров пласта в процессе добычи нефти. В данной работе представлены первые, весьма интересные, результаты. Список источников 1. АМПИЛОВ Ю.П., ВЛАДОВ М.Л., ТОКАРЕВ М.Ю. Технологии морской сейсморазведки в широком частотном диапазоне: проблемы и возможности // Сейсмические приборы. 2018. Т. 54. № 4. С. 42-65 2. AMPILOV Yu.P., BATURIN D.G. Latest Marine Geophysical Technologies for Comprehensive Study of Natural Hydrocarbon Reservoirs and Monitoring of Production // Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition 2012. 2012. С. 2056-2063