Анализ сейсмических атрибутов для характеристики нефтяных месторождений в осадочном бассейне Кот-д’Ивуар

Сейсмический атрибут можно определить как любой параметр или наблюдение, извлеченное из имеющихся сейсмических данных, которое прямо или косвенно способствует улучшению и углублению понимания обработки и интерпретации данных в разведке углеводородов. Действительно, сейсмические атрибуты помогают лучше понять в упрощенном, но более детальном виде геологические структуры, петрофизические свойства, содержание флюидов и их дифференциацию, чтобы определить их присутствие в коллекторах и пространственно-временное распределение подземных геологических элементов. Представленная работа основана на исследовании применения различных сейсмических атрибутов для выявления и характеристики нефтегазового потенциала лицензионного участка. Выбранный объект характеризуется как глубоководный конус выноса на концевом склоне туронского яруса на основе региональных сейсмических данных, а данные 3D-сейсмики, четко определяющие границы стратиграфической ловушки, указывают на вероятность насыщения углеводородами. Анализ динамических характеристик сейсмических волн подтвердил наличие нефтегазоносных признаков, что свидетельствует о хорошей перспективности резервуара. Исследование показало, как сейсмические атрибуты, извлеченные из 3D сейсмических данных, могут качественно предоставлять ценную информацию о геологических особенностях недр. Таким образом, проведенное исследование имеет большие перспективы для разведки углеводородов, основанные на результатах, полученных в ходе комбинированного анализа сейсмических атрибутов. Тем не менее, даже если данное исследование будет признано достаточным для бурения поисковой скважины, может быть полезно предложить и другие геофизические методы для интеграции в это исследование, которые могли бы улучшить оценку. Например, электрические методы известны своей эффективностью в прямом обнаружении флюидов в пластах и доказали свою эффективность на основании их применения в Западной Сибири в России.

1. Онамун Д.Л.А., Дмитриев А.Г. Выявление турбидитовых коллекторов в бассейне Кот-д’Ивуар и прогноз их характеристик на основе 3D-сейсморазведки // Науки о Земле и недропользование. 2025. Т. 48. № 1. С. 88–100. https://doi.org/10.21285/2686-9993-2025-48-1-88-100. EDN: JEDUPM.

2. Taner T.M. Seismic attributes, their classification and projected utilization // Rock solid Images: Proceedings of the 6th International congress of the Brazilian Geophysical Society. (Houston–Texas, August 1999). Houston–Texas: European Association of Geoscientists & Engineers, 1999. SBGf39699. P. 215-321. https://doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.215.sbgf396.

3. Chopra S., Marfurt K.J. Seismic attributes – A historical perspective: 75th Anniversary Society of Exploration Geophysicists 1930–2005 // Geophysics. 2005. Vol. 70. Iss. 5. (September – October). Р. 3SO–28SO. https://doi.org/10.1190/1.2098670.

4. Онамун Д.Л.А., Дмитриев А.Г. Результаты 3D сейсморазведочных работ при поисках углеводородов в Гвинейском заливе // Науки о Земле и недропользование. 2024. Т. 47. № 4. С. 430–441. https://doi.org/10.21285/2686-9993-2024-47-4-430-441. EDN: TTLTBO.

5. Bancroft J.C. Review of seismic imaging: Prestack // CREWES Research Report. 2001. Vol. 13. P. 551–571.

6. Geiger H.D. Data preparation for prestack depth migration // CREWES Research Report. 2004. Vol. 16. P. 1–13.

7. Rauch-Davies M., Sutherland S., Bradshaw M., Codd J., Kessler D. Use of prestack depth migration for improving the accuracy of horizontal drilling in unconventional reservoirs // The Leading Edge. Special Section: Advancements in 3D Seismic Processing. 2018. Vol. 1. P. 21–32. https://doi.org/10.1190/tle37010027.1.

8. Wang Y. Seismic inversion: theory and applications. London: Imperial College, 2017. 26 p. https://doi.org/10.1002/9781119258032.

9. Атсе Я.Д.Б., Котенев Ю.А., Султанов Ш.Х., Уметбаев В.Г. Нефтегазовый потенциал осадочного чехла бассейна Кот-д’Ивуар (на примере лицензионного участка СИ-202) // Вестник Академии наук Республики Башкоторстан. 2019. Т. 33. № 4. С. 5–13. https://doi.org/10.24411/1728-5283-2019-10401. EDN: OTGQCD.

10. Appiah M.K., Danuor S.K., Bedu-Addo S., Bienibuor A.K. Turbidite dynamics and hydrocarbon reservoir formation in the Tano basin: A coastal West African perspective // International Journal of Geosciences. 2024. Vol. 15. Iss. 2. P. 137–161. https://doi.org/10.4236/ijg.2024.152010.

11. Li C., Li W., Ye H., Zhu Q., Shan X., Wang S., et al. Reservoir architecture of turbidite lobes and remaining oil distribution: A study on the B formation for Z oilfield of the Illizi Basin, Algeria // Processes. 2025. Vol. 13. Iss. 3. P. 805. https://doi.org/10.3390/pr13030805.

12. Cheng J., He X., Duan D., Li J. Turbidite fan deposits in gentle slope zones of continental faulted basins: A case study from the Chezhen depression, Bohai Bay basin // Processes. 2023. Vol. 11. Iss. 7. P. 2001. https://doi.org/10.3390/pr11072001.

13. Bouma A.H. Sedimentology of some Flysch deposits. A graphic approach to facies Interpretation. Amsterdam – New York: Elsevier, 1962. 168 p.

14. Li A., Xu F., Xu G., Fan C., Li M., Jiang F., et al. Controlling effects of complex fault systems on the oil and gas system of buried hills: A case study of Beibuwan basin, China // Journal of Marine Science and Engineering. 2025. Vol. 13. Iss. 8. P. 1472. https://doi.org/10.3390/jmse13081472.

15. Alarfaj M., Lawton D.C. Interpreting fault-related gas leakage // CREWES Research Report. 2012. Vol. 24. P. 1–10.

16. Feng H., Bancroft J.C. AVO principles, processing and inversion // CREWES Research Report. 2006. Vol. 18. P. 1–19.

17. Huang H.-D., Wang Y.-C., Guo F., Zhang S., Ji Y.-Z., Liu C.-H. Zoeppritz equation-based prestack inversion and its application in fluid identification // Applied Geophysics. 2015. Vol. 12. Iss. 2. P. 199–211. https://doi.org/10.1007/s11770-015-0483-3.

18. Young R.A., LoPiccolo R.D. A comprehensive AVO classification // The Leading Edge. 2003. Vol. 22. Iss. 10. P. 1030–1037. https://doi.org/10.1190/1.1623645.

19. Ekwe A.C., Onuoha K.M., Osayande N. Fluid and lithology discrimination using rock physics modelling and LambdaMuRho inversion: an example from Onshore Niger Delta, Nigeria // Adapted from extended abstract prepared in conjunction with oral presentation at American Association of Petroleum Geologists International conference and exhibition (Milan, 23–26 October 2011). Milan, 2012. P. 40865.

20. Ayman M.A., Sudarmaji S., Trisna M.D. Petrophysical analysis and seismic attribute for reservoir characterization in “AMN” field, Talang Akar formation, South Sumatra basin // Jurnal Penelitian Fisika dan Aplikasinya. 2024. Vol. 14. Iss. 1. P. 1–18. https://doi.org/10.26740/jpfa.v14n1.p1-18.

21. El-Sayed A.S., Mabrouk W.M., Metwally A.M. Pre-stack seismic inversion for reservoir characterization in Pleistocene to Pliocene channels, Baltim gas field, Nile Delta, Egypt // Scientific Reports. 2025. Vol. 15. Iss. 1. P. 1180. https://doi.org/10.1038/s41598-024-75015-x.

22. Ogbamikhumi A., Igbinigie N.S. Rock physics attribute analysis for hydrocarbon prospectivity in the Eva field Onshore Niger Delta Basin // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2020. Vol. 10. P. 3127–3138. https://doi.org/10.1007/s13202-020-00975-5.