Пырейное месторождение в административном плане расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. В тектоническом отношении участок работ приурочен к двум структурам первого порядка: Уренгойскому мегавалу (западная часть) и Нижнепурскому мегапрогибу (восточная часть). Уренгойский мегавал в контуре
Пырейного месторождения, в свою очередь, осложняется структурой II порядка — Пырейным структурным мысом, с которым, собственно, и ассоциируется месторождение.
Месторождение открыто в 1976 году. Основным продуктивным объектом на рассматриваемой площади является пласт ПК1 сеноманского возраста (K_2s), к которому приурочена массивная водоплавающая газовая залежь.
С седиментологической точки зрения отложения пласта ПК1 формировались в условиях переходного осадконакопления, а именно прибрежной равнины, временами заливаемой морем [6], и представляют из себя сложное чередование проницаемых и непроницаемых пород. Разрез пласта ПК1 имеет четко выраженное ретроградационное строение, отражающее последовательное увеличение мористости слагающих его осадков [3, 4]. Вверх по разрезу в составе отложений доля прибрежных, а затем и морских отложений растет, достигая максимума в верхней части разреза, к которой и приурочена залежь.

В процессе разработки залежи пласта ПК1 были выявлены различные темпы падения пластового давления в северной и центральной + южной частях залежи при равных технологических условиях эксплуатации скважин. Данное явление указывает на то, что, судя по всему, залежь пласта ПК1 имеет внутренние неоднородности, которые не учитываются в принятых геологических моделях.
Одной из версий, которая объясняла бы неравномерное падение пластового давления, являлось наличие «гидродинамического барьера» между северной и центральной частями залежи. Предполагалось, что этот барьер может иметь тектоническую (серия малоамплитудных дизъюнктивных нарушений) или седиментационную (литологический экран) природу.
Существующие на площади сейсморазведочные работы МОГТ 3D, отснятые
в 2010–2011 годах (обработка и интерпретация проводилась в 2011 году), не позволяли выполнить качественный динамический анализ, направленный на выявление предполагаемых экранов ввиду следующих обстоятельств, не учтенных при обработке:

• не совсем корректный и современный учет неоднородностей в верхней части разреза (учет по данным 3D был выполнен с коррекцией на скважинные данные, что могло привести к искажению отражающих границ);
• при объединении массивов 3D сейсмических данных, отработанных в разные годы разными источниками, не выполнено их согласование по форме сигнала;
• при выполнении динамической обработки 3D данных были применены процедуры, искажающие истинное соотношение амплитуд (проявляющееся в том числе в несоответствии амплитудных аномалий на амплитудном и AVO-кубах);
• перед миграционными преобразованиями была выполнена процедура трим-
• статики, которая повлекла за собой искажение осей дифрагированных волн и негативно сказалась на результатах миграции.

Для детализации строения залежи пласта ПК1 и с целью выявления геологических причин перепадов текущих пластовых давлений была инициирована работа по комплексной переобработке и интерпретации материалов СРР 3D/2D в пределах Пырейной площади.
За 12-летний период, прошедший с момента первичной обработки и интерпретации сейсмических материалов, отснятых на Пырейной площади, появились новые технологии и методические приемы, которые позволяют улучшить качество обработки и тем самым получить более надежную и детальную основу для геологического моделирования.
При проведении современной переобработки сейсмических данных на Пырейном ЛУ:

• построена единая модель статических поправок для учета неоднородности ВЧР с учетом региональных трендов;
• выровнена АЧХ данных, устранены амплитудные «просадки». Расширен частотный диапазон;
• проведен подбор оптимальной апертуры миграции, что позволило повысить латеральную разрешенность сейсмических данных. Выполнена коррекция за неэллиптичность годографа для учета эффектов VTI-анизотропии;
• при обработке сохранены истинные значения амплитуд, что улучшило динамическую составляющую окончательного куба и позволило выполнить синхронную инверсию.

Полученный в результате переобработки сейсмический материал имеет большую разрешенность и лучшие динамические характеристики, что способствует проведению качественного сейсмического анализа залежи пласта ПК1 Пырейного месторождения.

Сейсмогеологическая модель пласта ПК1 по результатам выполненной переобработки и интерпретации сейсмических материалов значительно уточнилась. При этом изменений в скважинной корреляции и в интерпретации ГИС практически не произошло — контакт залежи остался на идентичном уровне, а газовые толщины в скважинах практически не изменились.
Все основные изменения модели залежи связаны с использованием новой структурной основы. Так, структура, контролирующая залежь пласта ПК1, вытянулась в северо-
западном направлении, а в юго-западной части наоборот уменьшилась. В центральной части залежи прослежено локальное понижение структуры, в результате чего там отстраивается внешний контур. Северо-восточная часть залежи значительно увеличила свою амплитуду (рис. 1).

Увеличение контура залежи пласта ПК1 отчетливо наблюдается в волновой картине как по картам динамических атрибутов, так и по изменению формы импульса вследствие эффекта от газа. На рисунке 2 представлена карта RMS-амплитуд в окне залежи пласта ПК1, по которой видно, что динамическая аномалия соответствует увеличившемуся контуру залежи по структурному плану. При этом отмечается динамическая выраженность не только центральной, но и северо-
западной и особенно северо-восточной части залежи. Увеличение структурной выраженности залежи пласта ПК1 в северо-восточном и северо-западном направлениях открывает перспективы для наращения запасов залежи пласта ПК1.

После уточнения контура и морфологии залежи проводился углубленный динамический анализ, направленный на выявление в плане залежи сейсмических аномалий, которые могли бы объяснить различный характер падения пластового давления в северной и центральной части залежи.
Для подтверждения гипотезы существования в пласте ПК1 литологического барьера был выполнен прогноз литологии пласта ПК1 на основе результатов стохастической инверсии. В поле упругих параметров газонасыщенные песчаники очень хорошо отделяются от остальных литотипов [2, 7], поэтому зона развития литологического экрана должна выглядеть как линейно ориентированная зона пониженных газонасыщенных толщин. На результирующей карте эффективных газонасыщенных толщин не просматриваются какие-либо линейные аномалии, которые могли бы быть проинтерпретированы как литологические экраны (рис. 3).

Второй гипотезой, которая бы объясняла различный характер падения пластового давления в разных частях залежи, являлось наличие разломов в интервале пласта ПК1, которые могут выступать в роли гидродинамического барьера. С целью поиска тектонических нарушений были проанализированы различные структурные атрибуты. Кроме того, на основе нейронных сетей в отечественном программном продукте Geoplat был рассчитан атрибут «вероятность наличия разломов» [1]. По результатам выполненного анализа было отмечено хаотичное распределение выделенных аномалий и малое значение их вероятности, что говорит об отсутствии реальных тектонических нарушений в исследуемом интервале (рис. 4).

Таким образом, по сейсмическим данным можно сделать вывод о том, что в сейсмическом масштабе залежь пласта ПК1 представляет собой единый резервуар.

Не получив ожидаемого результата от динамического анализа, был сделан вывод, что, судя по всему, причина неравномерного падения пластового давления по площади кроется в особенностях внутреннего строения коллекторов залежи пласта ПК1, которые находятся за пределами разрешающей возможности сейсморазведки. Поэтому дальнейшие изыскания были направлены в сторону анализа РИГИС.
В ходе анализа разрезов скважин в интервале пласта ПК1 было установлено, что пласт вертикально неоднороден, и что его можно разделить на несколько циклитов — ПК1-1, ПК1-2 и ПК1-3, к самому верхнему из которых (ПК1-1) непосредственно приурочена газовая залежь. Также было установлено, что в пределах пласта выделяются отдельные прослои коллекторов с повышенными ФЕС (Кп >35 %, Кпр >900 мД), которые уверенно коррелируются по скважинам в пределах изучаемой территории. Высокопроницаемые прослои были прокоррелированы по всему фонду скважин. Пример корреляции пласта ПК1 приведен на рисунке 5.

Была выдвинута гипотеза о том, что высокопроницаемые коллекторы в верхней части разреза пласта ПК1, к которому приурочена залежь (циклит ПК1-1), должны оказывать ключевое влияние на работу залежи и ее энергетическое состояние.
В ходе дальнейшего анализа была доказана связь межу величиной текущего пластового давления и суммарной эффективной толщиной высокопроницаемых коллекторов циклита ПК1-1. На рисунке 6 приведен график зависимости текущего пластового давления от суммарной толщины высокопроводящих прослоев циклита ПК1-1, построенный по скважинным данным. Коэффициент корреляции двух этих величин составляет 0,756, что указывает на существование между ними значимой связи.

На рисунке 7 представлена карта текущих пластовых давлений со скважинами, в которых подписана мощность высокопроницаемых коллекторов циклита ПК1-1. Для наглядности скважины были проранжированы в зависимости от мощности высокопроводящих коллекторов на три ранга: 1-й ранг с малыми толщинами (0–5 м); 2-й ранг со средними толщинами (5–10 м); 3-й ранг с толщинами более 10 метров.

По карте видно, что в тех местах залежи, где скважины охарактеризованы малыми толщинами высокопроводящих коллекторов, падение пластового давление происходит более интенсивно.
На рисунке 8 представлен схематический разрез модели залежи пласта ПК1 с выделенными прослоями высокопроводящих коллекторов, границей между циклитом ПК1-1 и ПК1-2 + ПК1-3, начальными и текущими газоводяными контактами (ГВК). На разрезе наглядно демонстрируется, что юго-восточная часть залежи за счет мощного высокопроводящего слоя коллекторов хорошо связывается с законтурной частью залежи, что обеспечивает восполнение энергетического потенциала залежи за счет более активного поступления законтурных вод [5].

На севере, в свою очередь, сообщение продуктивной части залежи с законтурной областью затруднено, в результате чего давление в продуктивной части за счет медленного поступления воды стабилизируется хуже.