Общей глубинной точки способ. Основы обработки сейсморазведочных материалов метода многократных перекрытий (могт) где ф m - n -разность времен суммирования колебаний на трассе m, к которой относят получаемый результат, и на трассе n

Список сокращений

Введение

1. Общая часть

1.3 Тектоническое строение

1.4 Нефтегазоносность

2.Специальная часть

3.Проектная часть

3.3 Аппаратура и оборудование

3.4 Методика обработки и интерпретации полевых материалов

4.Специальное задание

4.1 AVO-анализ

4.1.1 Теоретические аспекты AVO-анализа

4.1.2 AVO-классификация газовых песков

4.1.3 AVO кроссплоттинг

4.1.4 Упругая инверсия в AVO анализе

4.1.5 AVO анализ в анизотропной среде

4.1.6 Примеры практического применения AVO анализа

Заключение

Список используемых источников

стратиграфический сейсморазведка полевой анизотропный

Список сокращений

ГИС-геофизические исследования скважин

МОВ-метод отраженной волны

МОГТ-метод общей глубиной точки

НГК-нефтегазоносный комплекс

НГО-нефтегазоносная область

НГР-нефтегазоносный район

ОГ-отражающий горизонт

ОГТ-общая глубинная точка

ПВ-пункт взрыва

ПП-пункт приема

с/п-сейсморазведочная партия

УВ-углеводороды

Введение

Данная бакалаврская работа предусматривает обоснование сейсморазведочных работ МОГТ - 3D на Восточно-Мичаюской площади и рассмотрение AVO-анализа, в качестве специального вопроса.

Проведенными в последние годы сейсморазведочными работами и данными бурения установлено сложное геологическое строение площади работ. Необходимо дальнейшее планомерное изучение Восточно-Мичаюской структуры.

Работой предусматривается изучение площади с целью уточнения геологического строения сейсморазведочных работ МОГТ-3D.

Бакалаврская работа состоит из четырех глав, введения, заключения, изложен на страницах текста, содержит 22 рисунка, 4 таблицы. Библиографический список содержит 10 наименований.

1. Общая часть

1.1 Физико-географический очерк

Восточно-Мичаюская площать (рисунок 1.1) в административном отношении расположена в Вуктыльском районе.

Рисунок 1.1 - Карта местности Восточно-Мичаюской площади

Недалеко от площади исследования находится город Вуктыл и деревня Дутово. Район работ расположен в бассейне реки Печора. Местность представляет собой всхолмленную, пологоволнистую равнину, с ярко выраженными долинами рек и ручьев. Район работ заболочен. Климат района резко континентальный. Лето короткое и прохладное, зима суровая с сильными ветрами. Снеговой покров устанавливается в октябре и сходит в конце мая. По проведению сейсмических работ данный район относится к 4 категории трудности.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза (рисунок 1.2) осадочного чехла и фундамента приводится по результатам бурения и сейсмокаротажа скважин 2- , 4-, 8-, 14-, 22-, 24-, 28-Мичаю, 1 - С.Савинобор, 1 - Динью-Савинобор.

Рисунок 1.2 - Литолого-стратиграфический разрез Восточно-Мичаюской площади

Палеозойская эратема - PZ

Девонская система - D

Среднедевонский отдел - D 2

На карбонатных породах силурийской толщи несогласно залегают терригенные образования среднего девона, живетского яруса.

Отложения живетского яруса мощностью в скв. 1-Динью-Савинобор 233 м представлены глинами и песчаниками в объеме старооскольского надгоризонта (I - в пласт).

Верхнедевонский отдел - D 3

Верхний девон выделен в объеме франского и фаменского ярусов. Фран представлен тремя подъярусами.

Отложения нижнего франа образованы яранским, джьерским и тиманским горизонтами.

Франский ярус - D 3 f

Верхтефранский подъярус - D 3 f 1

Яранский горизонт - D 3 jr

Разрез яранского горизонта (мощностью 88 м в КВ. 28-Мич.) слагают песчаные пласты (снизу вверх) В-1, В-2, В-3 и межпластовые глины. Все пласты не выдержаны по составу, мощности и количеству песчаных прослоев.

Джьерский горизонт - D 3 dzr

В основании джьерского горизонта залегают глинистые породы, выше по разрезу выделяются песчаные пласты Iб и Iа, разделённые пачкой глин. Мощность джьера изменяется от 15 м (КВ. 60 - Ю.М.) до 31 м (КВ. 28- М.).

Тиманский горизонт - D 3 tm

Отложения тиманского горизонта, толщиной 24 м сложены глинисто-алевролитовыми породами.

Среднефранский подъярус - D 3 f 2

Среднефранский подъярус представлен в объёме саргаевского и доманикового горизонтов, сложенных плотными, окремнёнными, битуминозными известняками с прослоями чёрных сланцев. Мощность саргая составляет 13 м (скв. 22-М) - 25 м (скв. 1-Тр.), доманика - 6 м в скв. 28-М. и 38 м в скв. 4-М.

Верхнефранский подъярус - D 3 f 3

Нерасчленённые ветласянские и сирачойские (23 м), евлановские и ливенские (30 м) отложения слагают разрез верхнефранского подъяруса. Они образованы коричневыми и чёрными известняками с прослоями глинистых сланцев.

Фаменский ярус - D 3 fm

Фаменский ярус представлен волгоградским, задонским, елецким и усть-печорским горизонтами.

Волгоградский горизонт - D 3 vlg

Задонский горизонт - D 3 zd

Волгоградский и задонский горизонты сложены глинисто-карбонатными породами мощностью 22 м.

Елецкий горизонт - D 3 el

Отложения елецкого горизонта образованы известняками участками органогенно-обломочными, в нижней части сильно глинистыми доломитами, в основании горизонта залегают мергели и глины известковистые, плотные. Толщина отложений изменяется от 740 м (скв.14-, 22-М) до 918 м (скв.1-Тр.).

Усть-печорский горизонт - D 3 up

Усть-печорский горизонт представлен плотными доломитами, чёрными аргиллитоподобными глинами и известняками. Его толщина составляет 190м.

Каменноугольная система - C

Выше несогласно залегают отложения каменноугольной системы в объёме нижнего и среднего отделов.

Нижнекаменноугольный отдел - C 1

Визейский ярус - C 1 v

Серпуховский ярус - C 1 s

Нижний отдел слагают визейский и серпуховский ярусы, образованные известняками с прослоями глин, общей мощностью 76 м.

Верхнекаменноугольный отдел - C 2

Башкирский ярус - C 2 b

Московский ярус - C 2 m

Башкирский и московский ярусы представлены глинисто-карбонатными породами. Мощность башкирских отложений составляет 8 м (скв. 22-М.) - 14 м (скв. 8-М.), а в скв. 4-, 14-М. они отсутствуют.

Толщина московского яруса изменяется от 24 м (скв. 1-Тр) до 82 м (скв. 14-М.).

Пермская система - Р

Московские отложения несогласно перекрыты пермскими, в объёме нижнего и верхнего отделов.

Нижнепермский отдел - Р 1

Нижний отдел представлен в полном объёме и сложен известняками, и глинистыми мергелями, а в верхней части глинами. Его мощность равна 112м.

Верхнепермский отдел - Р 2

Верхний отдел образуют уфимский, казанский и татарский ярусы.

Уфимский ярус - P 2 u

Уфимские отложения мощностью 275 м представлены переслаиванием глин и песчаников, известняками и мергелями.

Казанский ярус - P 2 kz

Казанский ярус сложен плотными и вязкими глинами, и кварцевыми песчаниками, также встречаются редкие прослои известняков и мергелей. Толщина яруса составляет 325 м.

Татарский ярус - P 2 t

Татарский ярус образуют терригенные породы мощностью 40 м.

Мезозойская эратема - MZ

Триасовая система - T

Отложения триаса в объёме нижнего отдела сложены чередованием глин и песчаников мощностью 118 м (скв.107) - 175 м (скв.28-М.).

Юрская система - J

Юрская система представлена терригенными образованиями мощностью 55 м.

Кайнозойская эратема - KZ

Четвертичкая система - Q

Завершают разрез суглинки, супеси и пески четвертичного возраста толщиной 65 м в скв.22-М. и 100 м в скв.4-М.

1.3 Тектоническое строение

В тектоническом отношении (рисунок 1.3) площадь работ расположена в центральной части Мичаю-Пашнинского вала, которой соответствует Илыч-Чикшинской системе разломов по фундаменту. Система разломов нашла свое отражение и в осадочном чехле. Тектонические нарушения в районе работ являются одним из основных структурно-образующих факторов.

Рисунок 1.3 - Выкопировка из тектонической карты Тимано - Печорской провинции

На площади работ выделены три зоны тектонических нарушений: западная и восточная субмеридионального простирания, и, на юго-востоке площади северо-восточного простирания.

Тектонические нарушения наблюдаемые на западе данной площади можно проследить по всем отражающим горизонтам, а нарушения на востоке и юго-востоке затухают соответственно в фаменское и франское время.

Тектонические нарушения западной части представляют собой грабенообразный прогиб. Наиболее отчетливо прогибание горизонтов прослеживается на профилях 40990-02, 40992-02, -03, -04, -05.

Амплитуда вертикального смещения по горизонтам колеблется от 12 до 85 м. В плане нарушения имеют северо-западную ориентировку. Они протягиваются в юго-восточном направлении от отчетной площади, ограничивая с запада Динью-Савиноборскую структуру.

Нарушения, вероятно, отделяют осевую часть Мичаю-Пашнинского вала от его восточного склона, характеризующегося непрерывным погружением отложений в восточном направлении.

В геофизических полях g нарушениям соответствуют интенсивные зоны градиентов, интерпретация которых позволила выделить здесь разлом глубокого заложения, отделяющий по фундаменту Мичаю-Пашнинскую зону поднятий от относительно опущенной Лемьюской ступени и являющийся, вероятно, основным структуроформирующим разломом (Кривцов К.А., 1967 г., Репин Э.М., 1986 г.).

Западная зона тектонических разломов осложнена оперяющими нарушениями северо-восточного простирания, благодаря которым образуются отдельные приподнятые блоки, как на профилях 40992-03, -10,-21.

Амплитуда вертикального смещения по горизонтам восточной зоны нарушений составляет 9-45 м (пр. 40990-05 пк 120-130).

Юго-восточная зона нарушений представлена ввиде грабенообразного прогиба, амплитуда которого равна 17-55 м (пр. 40992-12 пк 50-60).

Западная тектоническая зона образует приподнятую приразломную структурную зону, состоящую из нескольких тектонически-ограниченных складок - Среднемичаюская, Восточно-Мичаюская, Иван-Шорская, Динью-Савиноборская структуры.

Самый глубокий горизонт ОГ III 2-3 (D 2-3), по которому выполнены структурные построения, приурочен к границе раздела верхнедевонских и среднедевонских отложений.

Исходя из структурных построений, анализа временных разрезов и данных бурения, осадочный чехол имеет довольно сложное геологическое строение. На фоне субмоноклинального погружения слоев в восточном направлении выделена Восточно-Мичаюская структура. Она впервые выявлена, как незамкнутое осложнение типа "структурный нос" материалами с\п 8213 (Шмелевская И.И., 1983 г.). По работам сезона 1989-90 гг. (с\п 40990) структура представлена в виде приразломной складки, оконтуренной по редкой сети профилей.

Отчетными данными установлено сложное строение Восточно-Мичаюской структуры. По ОГ III 2-3 она представлена трехкупольной, линейно-вытянутой, антиклинальной складкой северо-западного простирания, размеры которой составляют 9,75 Ч 1,5 км. Северный купол имеет амплитуду 55 м, центральный - 95 м, южный - 65 м. С запада Восточно-Мичаюскую структуру ограничивает грабенообразный прогиб северо-западного простирания, с юга - тектоническое нарушение, амплитудой 40 м. На севере Восточно-Мичаюская антиклинальная складка осложнена приподнятым блоком (пр. 40992-03), а на юге - опущенным блоком (пр. 40990-07, 40992-11), благодаря оперяющим нарушениям северо-восточного простирания.

К северу от Восточно-Мичаюского поднятия выявлена Среднемичаюская приразломная структура. Мы предполагаем, что она замыкается севернее отчетной площади, где ранее проводились работы с\п 40991 и выполнены структурные построения по отражающим горизонтам в пермских отложениях. Среднемичаюская структура рассматривалась в пределах Восточно-Мичаюского поднятия. По работам с\п 40992 выявлено наличие прогиба между Восточно-Мичаюской и Среднемичаюской структурами на пр. 40990-03, 40992-02, что подтверждается и отчетными работами.

В одной структурной зоне с рассмотренными выше поднятиями расположена Иван-Шорская антиклинальная структура, выявленная работами с\п 40992 (Мисюкевич Н.В., 1993 г.). С запада и юга ее обрамляют тектонические нарушения. Размеры структуры по ОГ III 2-3 составляют 1,75Ч1км.

Западнее Среднемичаюской, Восточно-Мичаюской и Иван-Шорской структур находятся Южно-Лемьюская и Южно-Мичаюская структуры, которые затронуты лишь западными концами отчетных профилей.

Юго-восточнее Южно-Мичаюской структуры выявлена молоамплитудная Восточно-Трипанъельская структура. Она представлена антиклинальной складкой, размеры которой по ОГ III 2-3 составляют 1,5Ч1км.

В западной прибортовой части грабена субмеридионального простирания на севере отчетной площади обособляются небольшие приразломные структуры. Южнее подобные структурные формы образуются благодаря мелким тектоническим нарушениям различного простирания, осложняющим зону грабена. Все эти небольшие структуры в опущенных относительно Восточно-Мичаюского поднятия блоках объединены нами под общим названием Центрально-Мичаюская структура и требуют дальнейшего изучения сейсморазведкой.

С ОГ IIIf 1 связывается репер 6 в верхах яранского горизонта. Структурный план отражающего горизонта IIIf 1, унаследован от ОГ III 2-3 . Размеры Восточно-Мичаюской приразломной структуры составляют 9,1Ч1,2км, в контуре изогипсы - 2260 м выделяются северный и южный купола с амплитудой соответственно 35 и 60 м.

Размеры Иван-Шорской приразломной складки составляют 1,7Ч0,9км.

Структурная карта ОГ IIId отражает поведение подошвы доманикового горизонта среднефранского подъяруса. В целом наблюдается воздымание структурного плана к северу. Севернее отчетной площади подошва доманика вскрыта скв. 2-Сев.Мичаю, 1-Сев.Мичаю на абсолютных отметках - 2140 и - 2109 м соответственно, южнее - в скв. 1-Динью-Савинобор на отметке - 2257 м. Восточно-Мичаюская и Иван-Шорская структуры занимают промежуточное гипсометрическое положение между Северо-Мичаюской и Динью-Савиноборской структурами.

На уровне доманикового горизонта затухает оперяющее нарушение на пр. 40992-03, на месте приподнятого блока образовался купол, охватывающий и соседние профили 40990-03, -04, 40992-02. Его размеры составляют 1,9 Ч 0,4 км, амплитуда - 15 м. Южнее основной структуры к другому оперяющему нарушению на пр. 40992-10 замыкается изогипсой -2180 м небольшой купол. Его размеры равны 0,5 Ч 0,9, амплитуда - 35 м. Иван-Шорская структура находится на 60 м ниже Восточно-Мичаюской.

Структурный план ОГ Ik приуроченного к кровле карбонатов кунгурского яруса значительно отличается от структурного плана нижележащих горизонтов.

Грабенообразный прогиб западной зоны нарушений на временных разрезах имеет чашеобразную форму, в связи с этим произошла перестройка структурного плана ОГ Ik. Происходит смещение экранирующих тектонических нарушений и свода Восточно-Мичаюской структуры на восток. Размеры Восточно-Мичаюской структуры значительно меньше, чем по нижележащим отложениям.

Тектоническое нарушение северо-восточного простирания разбивает Восточно-Мичаюскую структуру на две части. В контуре структуры обосабливаются два купола, причем амплитуда южного больше, чем северного и составляет 35 м. Размеры Восточно-Мичаюского поднятия по ОГ Ik (P 1 k) составляют 5,2 Ч 0,9 км.

Южнее располагается Иван-Шорское приразломное поднятие, представляющее собой теперь структурный нос, на севере которого выделяется небольшой куполок. Затухает нарушение, экранирующее по нижним горизонтам Иван-Шорскую антиклинальную складку на юге.

Восточное крыло Южно-Лемьюской структуры осложняет небольшое тектоническое нарушение субмеридионального простирания.

По всей площади наблюдаются небольшие бескорневые тектонические нарушения, амплитудой 10-15 м, которые не укладываются в какую-либо систему.

Продуктивный на Северо-Савиноборском, Динью-Савиноборском, Мичаюском месторождениях песчаный пласт В-3 находится ниже репера 6, с которым отождествляется ОГ IIIf1 , на 18-22 м, а в скв. 4-Мич. на 30 м.

На структурном плане кровли пласта В-3 наиболее высокое гипсометрическое положение занимает Мичаюское месторождение, северо-восточная часть которого приурочена к Южно-Лемьюской структуре. ВНК Мичаюского месторождения проходит на уровне - 2160 м (Колосов В.И., 1990 г.). Восточно-Мичаюская структура замыкается изогипсой - 2280 м, приподнятый блок на уровне - 2270 м, опущенный блок на южном окончании на уровне - 2300 м.

На уровне Восточно-Мичаюской структуры, южнее находится Северо-Савиноборское месторождение с ВНК на уровне - 2270 м. Динью-Савиноборское месторождение находится еще на 100 м ниже, ВНК в скв. 1-Динью-Савинобор определен на уровне - 2373 м.

Таким образом, Восточно-Мичаюская структура, находящаяся в одной структурной зоне с Динью-Савиноборской, находится значительно выше ее и вполне может быть хорошей ловушкой для углеводородов. Экраном служит грабенообразный прогиб северо-западного простирания асимметричной формы.

Западный борт грабена проходит по малоамплитудным нарушениям сбросового характера, за исключением отдельных профилей (пр. 40992-01, -05, 40990-02). Нарушения восточного борта грабена, наиболее опущенная часть, которого находится на пр. 40990-02, 40992-03, высокоамплитудные. По ним предполагаемые проницаемые пласты контактируют с саргаевскими либо с тиманскими образованиями.

К югу амплитуда нарушения уменьшается и на уровне профиля 40992-08 грабен с юга замыкается. Таким образом, южная периклиналь Восточно-Мичаюской структуры оказывается в опущенном блоке. В данном случае пласт В-3 может контактировать по нарушению с межпластовыми глинами яранского горизонта.

Южнее в этой зоне находится Иван-Шорская приразломная структура, которая пересечена двумя меридиональными профилями 13291-09, 40992-21. Отсутствие сейсмопрофилей вкрест простирания структуры не позволяет судить о надежности выявленного работами с\п 40992 объекта.

Грабенообразный прогиб, в свою очередь, разбит тектоническими нарушениями, благодаря которым образуются изолированные приподнятые блоки в его пределах. Они названы нами как Центрально-Мичаюская структура. На профилях 40992-04,-05 в опущенном блоке нашли отражение фрагменты Восточно-Мичаюской структуры. Есть небольшая малоамплитудная структура на пересечении профилей 40992-20 и 40992-12, названная нами Восточно-Трипанъельской.

1.4 Нефтегазоносность

Площадь работ расположена в Ижма-Печорской нефтегазоносной области в пределах Мичаю-Пашнинского нефтегазоносного района.

На месторождениях Мичаю-Пашнинского района нефтеносен широкий комплекс терригенно-карбонатных отложений от среднего девона до верхней перми включительно.

Рядом с рассматриваемой площадью находятся Мичаюское и Южно-Мичаюское месторождения.

Глубоким поисково-разведочным бурением, проводившимся в 1961 - 1968 гг. на Мичаюском месторождении, скважинами №1-Ю.Лемью, 6, 7, 11, 14, 16, 18, 19, 21, 23, 24 вскрыта залежь нефти, приуроченная к песчаникам пласта В-3, залегающего в верхней части яранского горизонта франского яруса. Залежь пластовая, сводовая, частично водоплавающая. Высота залежи около 25 м, размеры 14 Ч 3.2 км.

На Мичаюском месторождении промышленная нефтеносность связана с песчаными пластами, залегающими в основании казанского яруса. Впервые нефть из верхнепермских отложений на этом месторождении получена в 1982 г. из скв.582. Опробованием в ней установлена нефтеносность пластов Р 2 -23 и Р 2 -26. Залежи нефти в пласте Р 2 -23 приурочены к песчаникам, предположительно руслового генезиса, протягивающимся в виде нескольких полос субмеридионального простирания через всё Мичаюское месторождение. Нефтеносность установлена в скв. 582, 30, 106. Нефть лёгкая, с высоким содержанием асфальтенов и парафина. Залежи приурочены к ловушке структурно-литологического типа.

Залежи нефти в пластах Р 2 -24, Р 2 -25, Р 2 -26 приурочены к песчаникам, предположительно руслового генезиса, протягивающимся в виде полос через Мичаюское месторождение. Ширина полос изменяется от 200 м до 480 м, максимальная толщина пласта от 8 до 11м.

Проницаемость коллекторов составляет 43 мД и 58 мД, пористость 23% и 13,8%. Начальные запасы кат. А+В+С 1 (геол./извк.) равны 12176/5923 тыс.т, категории С 2 (геол./извк.) 1311/244 тыс.т. Остаточные запасы на 01.01.2000 г. по категориям А+В+С 1 составляют 7048/795 тыс.т, по категории С 2 1311/244 тыс.т, накопленная добыча 5128 тыс.т.

Южно-Мичаюское нефтяное месторождение расположено в 68 км к северо-западу от г. Вуктыл, в 7 км от Мичаюского месторождения. Оно открыто в 1997 г. скважиной 60 - Ю.М., в которой из интервала 602 - 614 м получен приток нефти 5 м 3 /сут по ПУ.

Залежь нефти пластовая, литологически экранированная приуроченная к песчаникам пласта Р 2 -23 казанского яруса верхней перми.

Глубина залегания кровли пласта в своде равна 602 м, проницаемость коллектора 25,4 мД пористость 23%. Плотность нефти составляет 0,843 г/см 3 , вязкость в пластовых условиях 13,9 мПа. с, содержание смол и асфальтенов 12.3%, парафинов 2,97%, серы 0,72%.

Начальные запасы равны остаточным запасам на 01.01.2000г. и составляют по категориям А+В+С 1 742/112тыс.т., по категории С 2 2254/338 тыс.т.

На Динью-Савиноборском месторождении залежь нефти в терригенных отложениях пласта В-3 яранского горизонта франского яруса верхнего девона открыта в 2001г. скважиной 1-Динью-Савинобор. В разрезе скважины было опробовано 4 объекта (таблице 1.2).

При испытании интервала 2510-2529 м (пласт В-3) получен приток (раствор, фильтрат, нефть, газ) в объёме 7,5 м 3 (из них нефти - 2.5 м 3).

При опробовании интервала 2501-2523 м получена нефть дебитом 36 м 3\сут через штуцер диаметром 5 мм.

При испытании вышележащих пластов-коллекторов яранского и джьерского горизонтов (пласты Iа, Iб, В-4) (интервал испытания 2410-2490 м) нефтепроявлений не наблюдалось. Получен раствор в объёме 0,1 м 3.

Для определения продуктивности пласта В-2 проведено испытание в интервале 2522-2549,3 м. В результате получен раствор, фильтрат, нефть, газ и пластовая вода в объёме 3,38 м 3, из них за счёт негерметичности инструмента - 1,41 м 3, приток из пласта - 1,97 м 3.

При исследовании нижнепермских отложений (интервал испытания 1050 - 1083,5 м) также получен раствор в объёме 0,16 м 3. Однако в процессе бурения по данным керна в указанном интервале были отмечены признаки нефтенасыщения. В интервале 1066,3-1073,3 песчаники разнозернистые, линзовидные. В середине интервала наблюдались выпоты нефти, 1,5 см - прослой нефтенасыщенного песчаника. В интервалах 1073,3-1080,3 м и 1080,3-1085 м также отмечены прослои песчаников с выпотами нефти и маломощные (в интервале 1080,3-1085 м, вынос керна 2,7 м) прослои песчаника полимиктового нефтенасыщенного.

Признаки нефтенасыщения по данным керна в скв. 1-Динью-Савинобор отмечены также в кровле пачки зеленецкого горизонта фаменского яруса (интервал отбора керна 1244,6-1253,8 м) и в пласте Iб джьерского горизонта франского яруса (интервал отбора керна 2464,8-2470 м).

В пласте В-2 (D3 jr) песчаники с запахом УВ (интервал отбора керна 2528,7-2536 м).

Сведения о результатах опробования и нефтепроявлениях в скважинах приведены в таблицах 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 - Результаты опробования скважин

			пласта.	Результаты опробования.
				1 объект. Приток минерализованной воды Q=38 м 3 /сут по ПУ.
				2 объект. Мин. вода Q=0,75 м 3 /сут по ПУ.
				3 объект. Притока не получено.
				1 объект. Мин. вода Q=19,6 м 3 /сут.
				2 объект. Незначительный приток мин. воды Q=0,5 м 3 /сут.
				1 объект. ИП пластовая мин. вода с примесью фильтрата раствора Q=296 м 3 /сут.
				2 объект. ИП пластовая мин. вода с запахом серо-водорода, темно-зеленого цвета.
				3 объект. Мин. вода Q=21,5 м 3 /сут.
				4 объект. Мин. вода Q=13,5 м 3 /сут.
				В колонне фонтанный приток нефти 10 м 3 /сут.
				Нефть Q=21 т/сут на 4 мм штуцере.
				1 объект. Промышленный приток нефти Q=26 м 3 /сут на 4 мм штуцере.
				1 объект. Фонтанный приток нефти Q=36,8 м 3 /сут на 4 мм штуцере.
				Приток нефти 5 м 3 /сут по ПУ.
				3, 4, 5 объекты. Слабый приток нефти Q = 0,1 м 3 /сут.


				ИП нефть 25 м 3 за 45 мин.



				Начальный дебит нефти равен 81,5 т/сут.

				5,6 м 3 нефти за 50 минут.
				Начальный дебит нефти 71,2 т/сут.
				Нефть Q нач. =66,6 т/сут.




				Приток нефти Q=6,5 м 3 /час, Р пл. =205 атм.

				Начальный дебит нефти 10,.3 т/сут.



				Нефть Q=0,5 м 3 /час, Р пл. =160 атм.

				Минеральная вода с пленками нефти.

				Раствор, фильтрат, нефть, газ. Объем притока 7,5 м 3 (из них нефти 2,5 м 3). Р пл. =27,65 МПа.
				Раствор, фильтрат, нефть, газ, пластовая вода. V пр. =3,38 м 3 , Р пл. =27,71 МПа.
				Нефть дебитом 36 м 3 \сут, диам. шт. 5 мм.
				Притока не получено.

Таблица 1.2 - Сведения о нефтепроявлениях

		Интервал		Характер проявлений.
				Известняки с примазками нефти в кавернах и порах.

				Пленки нефти при бурении.
				По ГИС нефтенасыщеный песчаник.
				Известняк с сутурными швами, заполненными битуминозной глиной.
				Нефтенасыщенный керн.
				Переслаивание нефтенасыщенных песчаников, алевролитов, тонких прослоев глин.
				Нефтенасыщенный керн.
				Нефтенасыщенные полимиктовые песчаники.
				Водонасыщенные песчаники.
				Нефтенасыщенные известняки.
				Известняк скрытокристаллический, по редким трещинам включения битуминозного материала.
				Аргиллит, известняк. В середине интервала выпоты нефти; 1,5 см - прослой нефтенасыщенного песчаника.
				Песчаник разнозернистый и тонкозернистый с выпотами нефти.
				Известняк и отдельные прослои нефтенасыщенного песчаника.
				Переслаивание доломита и доломитизированного известняка с выпотами нефти.
				Аргиллит с выпотами и пленками нефти по трещинам; алевролит с запахом нефти.
				Переслаивание песчаников с выпотами и пятнами нефти.
				Переслаивание песчаников с запахом УВ и аргиллитов с вкраплениями битума.
				Мелкозернистые песчаники с запахом УВ, по трещинам битуминозные.
				Известняк с выпотами нефти и запахом УВ; песчаник и аргиллит с выпотами нефти.
				Плотный и крепкий песчаник с запахом УВ.
				Переслаивание песчаника кварцевого с запахом УВ, алевролита и аргиллита.
				Кварцевые песчаники со слабым запахом УВ.

2. Специальная часть

2.1 Геофизические работы, проводимые на данной площади

Отчет составлен по результатам переобработки переинтерпретации сейсморазведочных материалов, полученных на северном блоке Динью-Савиноборского месторождения в разные годы сейсмопартиями 8213 (1982 г.), 8313(1984 г.), 41189 (1990 г.), 40990(1992 г.), 40992 (1993 г.) согласно договору между ООО "Когель" и ООО "Динью". Методика и техника работ проведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Сведения о методике полевых работ


			" Прогресс"	"Прогресс - 2"	"Прогресс - 2"
Система наблюдений	Центральная	Централь ная	Фланговая	Фланговая	Фланговая
Параметры источника
	Взрывной	Взрывной	Невзрывной "падающий груз" - СИМ	Невзрывной "падающий груз" - СИМ	Невзрывной "Енисей - СЭМ"
Кол-во скважин в группе
Величина заряда
Расстояние между ПВ
Параметры расстановки
Кратность
Группирование сейсмоприемников	26 сп на базе 78 м	26 сп на базе 78 м	12 сп на базе 25 м	11 сп на базе 25 м	11 сп на базе 25 м
Расстояние между ПП
Минимальное расстояние взрыв-прибор
Максимальное расстоние взрыв-прибор

Выявленная работами с/п 40991 Восточно-Мичаюская тектонически-ограниченная структура была передана в бурение по нижнефранским, нижнефаменским и нижнепермским отложением в 1993 году с/п 40992. Сейсморазведочные работы были ориентированы в целом на изучение пермской части разреза, структурные построения в нижней части разреза выполнены только по отражающему горизонту III f 1 .

Западнее площади работ находятся Мичаюское и Южно-Мичаюское месторождения нефти. Промышленная нефтегазоносность Мичаюского месторождения связанна с верхнепермскими отложениями, залежь нефти содержится в песчаниках пласта В-3 в верхах яранского горизонта.

Юго-восточнее Восточно-Мичаюской структуры в 2001 году скважиной 1-Динью-Савинобор открыта залежь нефти в нижнефранских отложениях. Динью-Савиноборская и Восточно-Мичаюская структуры находятся в одной структурной зоне.

В связи с этими обстоятельствами возникла необходимость пересмотра всех имеющихся геолого-геофизических материалов.

Переобработка сейсмических данных проводилась в 2001 году Табриной В.А. в системе ProMAX, объем переобработки составил 415.28 км.

Предварительная обработка состояла в переводе данных во внутренний формат ProMAX, присвоении геометрии и восстановлении амплитуд.

Интерпретация сейсмического материала осуществлялась ведущим геофизиком Мингалеевой И.Х., геологом Матюшевой Е.В., геофизиком I категории Обориной Н.С., геофизиком Горбачевой Д.С. Интерпретацию выполняли в разведочной системе Geoframe на рабочей станции SUN 61. Интерпретация включала корреляцию отражающих горизонтов, построение карт изохрон, изогипс, изопахит. В рабочую станцию были загружены оцифрованные каротажные диаграммы по скважинам 14-Мичаю, 24-Мичаю. Для пересчета кривых ГИС в масштаб временного разреза использовали скорости, полученные по сейсмокаротажу соответствующих скважин.

Построение карт изохрон, изогипс, изопахит проводили в автоматическом режиме. При необходимости их корректировали вручную.

Скоростные модели, необходимые для трансформации карт изохрон в структурные были определены по материалам бурения и сейсморазведки.

Сечение изогипс определяли погрешностью построений. С целью сохранения особенностей структурных планов и для лучшей визуализации сечение изогипс приняли 10 м по всем отражающим горизонтам. Масштаб карт 1:25000. Стратиграфическая приуроченность отражающих горизонтов выполнялась по сейсмокаротажу скважин 14-,24- Мичаю.

На площади проследили 6 отражающих горизонтов. Структурные построения представили по 4 отражающим горизонтам.

ОГ Iк приурочен к реперу 1, выделенному по аналогии со скважиной Динью-Савинобор в верхах кунгурского яруса, на 20-30 м ниже уфимских отложений (рисунок 2.1). Горизонт хорошо коррелируется по положительной фазе, интенсивность отражения невелика, но динамические признаки выдержаны по площади. Следующий отражающий горизонт II-III отождествляется с границей каменноугольных и девонских отложений. ОГ достаточно легко узнается на профилях, хотя местами наблюдается интерференция двух фаз. На восточных концах широтных профилей над ОГ II-III появляется дополнительное отражение, которое выклинивается к западу по типу подошвенного налегания.

ОГ IIIfm 1 приурочен к реперу 5, выделяемому в низах елецкого горизонта нижнего фамена. В скважинах 5-М., 14-М репер 5 совпадает с подошвой елецкого горизонта, выделяемой ТП НИЦ, в других скважинах (2,4,8,22,24,28-М) на 3-10 м выше официальной разбивки подошвы D 3 el. Отражающий горизонт является опорным, имеет ярко выраженные динамические признаки и высокую интенсивность. Структурные построения по ОГ IIIfm 1 не предусмотрены программой.

ОГ IIId отождествляется с подошвой доманиковых отложений, уверенно коррелируется на временных разрезах по отрицательной фазе.

С репером 6 в верхах яранского горизонта нижнего франа связывается ОГ IIIf 1 . Репер 6 выделяется достаточно уверенно во всех скважинах на 10-15м ниже подошвы джъерских отложений. Отражающий горизонт IIIf 1 следится хорошо, несмотря на то, что имеет невысокую интенсивность.

Продуктивный на Мичаюском, Динью-Савиноборском месторождениях песчаный пласт-коллектор В-3 находится на18-22 м ниже ОГ IIIf 1 , лишь в скважине 4-М. мощность отложений, заключенных между ОГ IIIf 1 и пластом В-3 увеличена до 30 м.

Рисунок 2.1 - Сопоставление разрезов скважин 1-С. Мичаю, 24-Мичаю, 14-Мичаю и привязка отражающих горизонтов

Слабо выражен в волновом поле следующий отражающий горизонт III 2-3 , прослеженный вблизи кровли терригенных отложений среднего девона. ОГ III 2-3 откоррелирован по отрицательной фазе как поверхность размыва. На юго-западе отчетной площади наблюдается сокращение временной мощности между ОГ IIIf 1 и III 2-3 , что особенно хорошо видно на профиле 8213-02 (рисунок 2.2).

Структурные построения (рисунок 2.3 и 2.4) выполнены по отражающим горизонтам Ik, IIId, IIIf 1 , III 2-3 , построена карта изопахит между ОГ IIId и III 2-3 , представлена структурная карта по кровле песчаного пласта В-3, для всего Динью-Савиноборского месторождения.

Рисунок 2.2 - Фрагмент временного разреза по профилю 8213-02

2.2 Результаты геофизических исследований

В результате переобработки и переинтерпретации сейсморазведочных данных на северном блоке Динью-Савиноборского месторождения.

Изучили геологическое строение северного блока Динью-Савиноборского месторождения по отложениям перми и девона,

Рисунок 2.3 - Структурная карта по отражающему горизонту III2-3 (D2-3 )

Рисунок 2.4 - Структурная карта по отражающему горизонту III d (D 3 dm)

- проследили и увязали по площади 6 отражающих горизонтов: Ik, II-III, IIIfm1 , IIId, IIIf1 , III2-3 ;

Выполнили структурные построения в масштабе 1:25000 по 4 ОГ: Ik, IIId, IIIf1 , III2-3 ;

Построили общую структурная карта по кровле пласта В-3 для Динью-Савиноборской структуры и северного блока Динью-Савиноборского месторождения, и карта изопахит между ОГ IIId и III2-3 ;

Построили глубинные сейсмические разрезы (масштабы гор. 1:12500, вер. 1:10000) и сейсмо-геологические разрезы (масштабы гор. 1:25000, вер. 1:2000);

Построили схему сопоставления нижнефранских отложений по скважинам на Мичаюской площади, скв. 1-Динью-Савинобор и 1-Трипанъель в масштабе 1:500;

Уточнили гелогическое строение Восточно-Мичаюской и Иван-Шорской структур;

Выявили Среднемичаюскую, Центрально-Мичаюскую, Восточно-Трипанъельскую структуры;

Протрассировали грабенообразный прогиб северо-восточного простирания, являющийся экраном для северного блока Динью-Савиноборской структуры.

С целью изучения нефтеперспективности нижнефранских отложений в пределах центрального блока Восточно-Мичаюской структуры пробурить поисковую скважину № 3 на профиле 40992-04 пк 29.00 глубиной 2500 м до вскрытия среднедевонских отложений;

На южном блоке - поисковую скважину № 7 на кресте профилей 40990-07 и 40992 -21 глубиной 2550 м;

На северном блоке - поисковую скважину № 8 профиль 40992-03 пк 28.50 глубиной 2450 м;

Проведение детальных сейсморазведочных работ в пределах Иван-Шорской структуры;

Провести переобработку и переинтерпретацию сейсморазведочных работ на Южно-Мичаюской и Среднемичаюской структурах.

2.3 Обоснование выбора трехмерной сейсморазведки

Главной причиной, обосновывающей необходимость применения достаточно сложной и достаточно дорогой технологии площадной сейсморазведки 3D на разведочном и детализационном этапах, является переход в большинстве регионов к исследованию структур и месторождений с все более сложно построенными резервуарами, что приводит к риску бурения пустых скважин. Доказано, что при более, чем на порядок, увеличении пространственной разрешенности стоимость работ 3D по сравнению с детальной съемкой 2D (~2км/км 2) возрастает всего в 1,5-2 раза. При этом детальность и общий объем информации съемки 3D выше. Практически непрерывное сейсмическое поле обеспечит:

· Более высокую детальность описания структурных поверхностей и точность картирования по сравнению с 2D (ошибки уменьшаются в 2-3 раза и не превышают 3-5 м);

· Однозначность и надежность прослеживания по площади и в объеме тектонических нарушений;

· Сейсмофациальный анализ обеспечит выделение и прослеживание сейсмических фаций в объеме;

· Возможность интерполяции в межскважинное пространство параметров продуктивных пластов (толщины пластов, пористость, границы развития коллектора);

· Уточнение запасов нефти и газа за счет детализации структурных и подсчетных характеристик.

Это свидетельствует о возможной экономической и геологической целесообразности применения трехмерной съемки на Восточно-Мичаюской структуре. При выборе экономической целесообразности необходимо иметь ввиду, что экономический эффект от применения 3D ко всему комплексу разведки и разработки месторождений также учитывает:

· прирост запасов по категории С1 и С2;

· экономию за счет сокращения количества малоинформативных разведочных и низкодебитных эксплутационных скважин;

· оптимизацию режима разработки за счет уточнения модели продуктивного резервуара;

· прирост ресурсов С3 за счет выявления новых объектов;

· стоимость проведения съемки 3D, обработки и интерпретации данных.

3. Проектная часть

3.1 Обоснование методики работ МОГТ - 3D

Выбор системы наблюдений основывается исходя из следующих факторов: решаемые задачи, особенности сейсмогеологических условий, технические возможности, экономическая выгода. Оптимальное сочетание этих факторов и определяет систему наблюдений.

На Восточно-Мичаюской площади сейсморазведочные работы МОГТ-3D будут проводиться с целью детального изучения структурно-тектонических и литолого-фациальных особенностей строения осадочного чехла в отложениях от верхнепермских до силурийских; картирования зон развития литолого-фациальных неоднородностей и улучшенных коллекторских свойств, разрывных тектонических нарушений; изучения геологической истории развития на основе палеоструктурного анализа; выявления и подготовки нефтеперспективных объектов.

Для решения поставленных задач, с учетом геологического строения района, фактора минимального воздействия на природную среду и экономического фактора, предлагается ортогональная система наблюдений с пунктами возбуждения, расположенными между линиями приема (т.е. с перекрытием линий приема). В качестве источников возбуждения будут применяться взрывы в скважинах.

3.2 Пример расчета системы наблюдений типа "крест"

Система наблюдений типа "крест" формируется за счет последовательного перекрытия взаимно ортогональных расстановок, источников и приемников. Проиллюстрируем принцип формирования площадной системы на следующем идеализированном примере. Предположим, что сейсмоприемники (группа сейсмоприемников) равномерно распределены по линии наблюдения, совпадающей с осью X.

Вдоль оси, пересекающей расстановку сейсмоприемников в центре, равномерно и симметрично размещается т у источников. Шаг источников ду и сеймоприемников дх одинаков. Сигналы, возбужденные каждым источником, принимаются всеми сейсмоприемниками расстановки. В результате такой отработки формируется поле из т 2 средних точек отражения. Если последовательно смещать расстановку сейсмоприемников и ортогональную ей линию источников вдоль оси X на шаг дх и повторять регистрацию, то в результате будет достигнуто - кратное перекрытие полосы, ширина которой равна половине базы возбуждения. Последовательное смещение базы возбуждения и приема вдоль оси Y на шаг ду приводит к дополнительному - кратному перекрытию, а общее перекрытие составит. Естественно, что на практике должны применяться более технологичные и экономически обоснованные варианты системы с взаимно ортогональными линиями источников и приемников. Очевидно также, что кратность перекрытий должна, выбираться в соответствии с требованиями, определяемыми характером волнового поля и алгоритмами обработки. В качестве примера на рисунке 3.1 приведена восемнадцатикратная площадная система, для реализации которой используется одна 192 - канальная сейсмическая станция, принимающая последовательно сигналы с 18 пикетов возбуждения. Рассмотрим параметры этой системы. Все 192 сейсмоприемников (групп сейсмоприемников) распределены на четырех параллельных профилях (по 48 на каждом). Шаг дх между точками приема 0,05 км, расстояние ду между линиями приема 0,05 км. Шаг источников Sy по оси Y - 0,05 км. Фиксированное распределение источников и приемников будем называть блоком. После приема колебаний со всех 18 источников блок смещается на шаг?х (в данном частном случае равный- 0,2 км), вновь повторяется прием со всех 18 источников и т.д. Так отрабатывается по оси X полоса от начала и до конца площади исследования. Следующая полоса из четырех линий приема размещается параллельно предыдущей таким образом, чтобы расстояние между соседними (ближайшими) линиями приема первой и второй полосы равнялось расстоянию между линиями приема в блоке (?y = 0.2км). В этом случае линии источников первой и второй- полосы перекрываются на половину базы возбуждения. При отработке третьей полосы на половину перекрываются линии источников второй и третьей полосы и т.д. Следовательно, в данном варианте системы линии приема не дублируются, а в каждой точке источника, (исключая крайние) сигналы возбуждаются дважды.

Запишем основные соотношения, определяющие параметры системы и ее кратность. Для этого, следуя рисунку 8, введем дополнительные обозначения:

W - количество линий приема,

m x - количество точек приема на каждой линии приема данного блока;

m y - количество источников на каждой линии возбужденния данного блока,

Р - ширина интервала в центре линии возбуждения, в пределах которого источники не размещаются,

L - величина выноса(смещения) по оси X линии источников от ближайших точек приема.

Во всех случаях интервалы?х, ?у и L кратны шагу дх. Это обеспечивает равномерность сети средних точек, соответствующих каждой паре источник-приемник, т.е. выполняете! требование условия, необходимого для формирования сейсмограмм общих средних точек (ОСТ). При этом:

Ax=Nдx N=1, 2, 3…

tSy-MдyM=1, 2, 3…

L=q дхq=1, 2, 3…

Поясним смысл параметра Р. Сдвиг между линиями средних точек равен половине шага?у. Если источники распределены равномерно (разрыв отсутствует), то для аналогичных систем кратность перекрытия по оси Y равна W (числу линий приема). Для уменьшения кратности перекрытий вдоль оси Y и для сокращения затрат за счет меньшего количества источников, по центру линии возбуждения делается разрыв на величину Р равную:

Где, k = 1,2,3 ...

При k=1,2, 3, соответственно, кратность перекрытий уменьшается на 1, 2, 3, т.е. становится равной W-K.

Общая формула, связывающая кратность перекрытий п у с параметрами системы

отсюда выражение для числа источников т у на одной линии возбуждения можно записать следующим образом:

Для системы наблюдений (рисунок 3.1) количество источников на линии возбуждения равно 18.

Рисунок 3.1 - Система наблюдений типа "крест"

Из выражения (3.3) следует, что поскольку шаг профилей?у всегда кратен шагу источников ду, количество источников т у для такого типа систем - четное число. Распределяясь на прямой параллельной оси Y симметрично профилям приема, входящим в данный блок точки возбуждения либо совпадают с точками приема, либо смещены относительно точек приема на 1/2·дy. Если кратность перекрытий п у в данном блоке нечетное число, источники всегда не совпадают с точками приема. Если n у - четное число, возможны две ситуации: ?у/ду - нечетное число, источники совпадают с точками приема, ?у/ду - четное число, источники смещены относительно точек приема на ду/2. Данный факт следует учитывать при синтезе системы (выборе количества профилей приема W и шага?у между ними), поскольку от этого зависит, будут ли в точках приема зарегистрированы вертикальные времена, необходимые для определения статических поправок.

Формула, определяющая кратность перекрытий n х вдоль оси X может быть записана аналогично формуле (3.2)

таким образом, общая кратность перекрытий n xy по площади равна произведению n x и n y

В соответствии с принятыми значениями т х, дх и?х кратность перекрытий п х по оси X вычисленная по формуле (3.4), равна 6, а общая кратность n xy = 13 (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - Кратность перекрытий nх =6

Наряду с системой наблюдений, предусматривающей перекрытие источников без перекрытий линий приема, на практике применяются системы у которых, линии возбуждения не перекрываются, а дублируется часть линий приема. Рассмотрим шесть линий приема, на каждой из которых равномерно распределены сейсмоприемники принимающие сигналы последовательно возбуждаемые источниками. При отработке второй полосы три линии приема дублируются следующим блоком, а линии источников идут в виде продолжения ортогональных профилей первой полосы. Таким образом, применяемая технология работ не предусматривает дублирование точек возбуждения. При двойном перекрытии линий приема кратность п у равна числу перекрывающихся линий приема. Полным эквивалентом системы из шести профилей с последующим перекрытием трех линий приема, является система с перекрытием источников, число которых увеличивается в два раза, для достижения той же кратности. Поэтому системы с перекрытием источников являются экономически нерентабельными, т.к. при этой методике требуется выполнить большой объем буро-взрывных работ.

Переход к 3D сейсморазведке.

Проектирование съемки 3D базируется на знании ряда характеристик сейсмологического разреза участка работ.

К сведениям о геосейсмическом разрезе относятся:

· кратность съемки 2D

· максимальные глубины залегания целевых геологических границ

· минимальные геологические границы

· минимальный горизонтальный размер локальных геологических объектов

· максимальные частоты отраженных волн от целевых горизонтов

· средняя скорость в слое, лежащем на целевом горизонте

· время регистрации отражений от целевого горизонта

· размер площади исследований

Для регистрации временного поля в МОГТ-3D рационально применить телеметрические станции. Количество профилей выбирается в зависимости от кратности n y =щ.

Расстояние между общими средними точками на отражающей поверхности по осям X и Y определяет размер бина:

Максимально допустимый минимальный вынос линии источников выбирается исходя из минимальной глубины отражающих границ:

Минимальный офсет.

Максимальный офсет.

Для обеспечения кратности n x расстояние между линиями возбуждения?x определяется:

Для регистрирующего блока расстояние между линиями приема?y:

С учетом технологии работ с двойным перекрытием линией приема количество источников m y в одном блоке для обеспечения кратности n y:

Рисунок 3.3 - Кратность ny =2

По результатам планирования съемки 3D получают следующий набор данных:

· расстояние между каналами дх

· количество активных каналов на одной линии приема m x

· общее количество активных каналов m x · щ

· минимальный офсет Lmin

· размер бина

· общая кратность n xy

Подобные документы

Геолого-геофизическая характеристика участка проектируемых работ. Сейсмогеологическая характеристика разреза. Обоснование постановки геофизических работ. Технологии полевых работ. Методика обработки и интерпретации. Топографо-геодезические работы.

курсовая работа , добавлен 10.01.2016

Полевые сейсморазведочные работы. Геолого-геофизическая изученность строения территории. Стратиграфия и сейсмогеологическая характеристика района. Параметры сейсморазведочных работ МОГТ-3D на Ново-Жедринском участке. Основные характеристики расстановки.

дипломная работа , добавлен 19.03.2015

История изучения центральной части Кудиновско-Романовской зоны. Тектоническое строение и перспективы нефтегазоносности Вербовского участка. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Обоснование постановки поисковых работ на Вербовской площади.

курсовая работа , добавлен 01.02.2010

Геолого-геофизическая изученность района. Тектоническое строение и стратиграфия участка исследований. Методика и техника полевых работ, обработка и интерпретация данных. Стратиграфическая привязка и корреляция отражающих границ. Построение карт.

курсовая работа , добавлен 10.11.2012

Географо-экономическая характеристика района. Сейсмогеологическая характеристика разреза. Краткая характеристика предприятия. Организация проведения сейсморазведочных работ. Расчет системы наблюдения продольной сейсморазведки. Технология полевых работ.

дипломная работа , добавлен 09.06.2014

Рассмотрение метода общей глубинной точки: особенности годографа и интерференционной системы. Сейсмологическая модель разреза. Расчет годографов полезных волн, определение функции запаздывания волн-помех. Организация полевых сейсморазведочных работ.

курсовая работа , добавлен 30.05.2012

Географо-экономические условия района работ. Проектный литолого-стратиграфический разрез. Характеристика тектоники и нефтегазоносности. Методика и объем проектируемых работ. Система расположения поисковых скважин. Обоснование типовой конструкции скважины.

курсовая работа , добавлен 06.03.2013

Особенности сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D кабельными телеметрическими системами ХZone на Восточно-Перевозной площади Баренцева моря. Прогнозная оценка возможности выделения нефтегазонасыщенных объектов с использованием технологии AVO-анализа.

дипломная работа , добавлен 05.09.2012

Методика и технология проведения полевых сейсморазведочных работ. Сейсмогеологическая модель разреза и ее параметры. Расчет функции запаздывания волн-помех. Условия возбуждения и приема упругих волн. Выбор аппаратурных средств и спецоборудования.

курсовая работа , добавлен 24.02.2015

Геологическое строение района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика продуктивного разреза. Тектоника и нефтегазоносность. Геологические задачи, решаемые геофизическими методами. Физико-геологические предпосылки применения геофизических методов.

Рассмотрен опыт проведения полевых сейсморазведочных работ по классической методике и по высокопроизводительной методике Slip-Sweep силами Самаранефтегеофизика.

Выявлены преимущества и недостатки новой методики. Рассчитаны экономические показатели каждой из методик.

В настоящее время, производительность полевых сейсморазведочных работ зависит от многих факторов:

Интенсивность землепользования;

Движение автомобилей и железнодорожных транспортных средств, через исследуемую площадь;

Активность на территории населенных пунктов, расположенных на исследуемой площади; влияние метеорологических факторов;

Пересеченность местности (овраги, леса, реки).

Все вышеперечисленные факторы значительно снижают скорость проведения сейсморазведочных работ.

Фактически, в течение суток остается 5-6 часов ночного времени для производства сейсмических наблюдений. Это является критичным и недостаточным для выполнения объемов в предусмотренные сроки, а так же значительно увеличивают затраты на работы.

Время проведения работ, в 1 ю очередь, зависит от следующих этапов:

Топогеодезическая подготовка системы наблюдения - установка пикетов профилей на местности;

Установка, наладка сейсмоприемного оборудования;

Возбуждение упругих колебаний, регистрация сейсмоданных.

Один из способов сокращения затрачиваемого времени - применение методики Slip-Sweep.

Данная методика позволяет значительно ускорить производство этапа возбуждения - регистрации сейсмоданных.

Slip-sweep - система высокопроизводительной сейсморазведки, основанная на методе перекрывающихся свип-сигналов, при которой вибраторы работают одновременно.

Помимо увеличения скорости проведения полевых работ, эта методика позволяет выполнить уплотнение пунктов взрыва, увеличивая, таким образом, плотность наблюдений.

Таким образом повышается качество работ и увеличивается производительность.

Методика Slip-Sweep является относительно новой.

Первый опыт проведения сейсморазведочных работ МОГТ -3Д по методике Slip-Sweep получен в объеме всего 40 км 2 в Омане (1996 г).

Как видно, методика Slip-Sweep применялась, в основном, в пустынной местности, за исключением работ на Аляске.

В России, в опытном режиме (16 км 2), технология Slip-Sweep опробована в 2010 г силами Башнефтегеофизика.

В статье представлен опыт проведения полевых работ по методике Slip-Sweep и сравнение показателей со стандартной методикой.

Показаны физические основы метода и возможность уплотнения системы наблюдения одновременно с применением технологии Slip-Sweep.

Приведены первичные результаты работ, обозначены недостатки метода.

В 2012 г силами Самаранефтегеофизика по методике Slip-Sweep выполнены 3Д работы на Зимарном, Можаровском лицензионных участках Самаранефтегаз в объёме 455 км 2 .

Увеличение производительности за счет методики Slip-Sweep на этапе возбуждения-регистрации в условиях Самарской области происходит за счет использования краткосрочных отрезков времени, отпущенных на регистрацию сейсмоданных в течение суточного цикла работ.

То есть задача выполнения наибольшего количества физических наблюдений за короткое время, выполняется методикой Slip-Sweep наиболее эффективно за счет увеличения производительности регистрации физических наблюдений в 3-4 раза.

Методика Slip-Sweep - система высокопроизводительной сейсморазведки, основанная на методе перекрывающихся вибрационных свип-сигналов, при которой виброустановки на разных ПВ работают одновременно, регистрация идет непрерывно Вибровозбуждения на разных ПВ выполняются с задержкой по времени, поэтому одновременно работающие вибраторы излучают упругие колебания на разных частотных диапазонах (рис. 1).

Излучаемый свип-сигнал является одним из операторов функции взаимной корреляции в процессе получения корелограммы из виброграммы.

Вместе с тем, в процессе корреляции он же является и оператором фильтра, подавляющего влияния частот, отличных от излучаемой в данный момент времени частоты, что может быть применимо для подавления излучений, одновременно работающих вибраторов.

При достаточном времени задержки срабатывания виброустановок, их излучаемые частоты будут разными, тем самым возможно полное устранение влияния соседних виброизлучений (рис. 2).

Следовательно, при правильно подобранном времени slip-time влияние одновременно работающих виброустановок устраняется в процессе преобразовании виброграммы в корелограмму.

Рис. 1. Задержка времени slip-time. Одновременное излучение разных частот.

Рис. 2. Оценка применения дополнительного фильтра влияния соседних виброизлучений: А) кореллограмма без фильтрации; Б) корелограмма с фильтрацией по виброграмме; В) частотно - амплитудный спектр фильтрованной (зеленый свет) и нефильтрованной (красный цвет) корелограмм.

Применение одного вибратора вместо группы из 4-х вибраторов основано на достаточности энергии виброизлучения одного вибратора для формирования отражённых волн от целевых горизонтов (рис. 3).

Рис. 3. Достаточность энергии вибровоздействия одной виброустановки. А) 1 виброустановка; Б) 4 виброустановки.

Методика Slip-Sweep более эффективна при применении уплотнении систем наблюдения.

Для условий Самарской области применено 4-х кратное уплотнение системы наблюдения. 4-х кратное разделение одного физического наблюдения (ф.н.) на 4 отдельных ф.н. основано на равенстве дистанции между плитами вибраторов (12.5 м) при группе из 4-х вибраторах, шаге ПВ 50м и применении одного вибратора с шагом ПВ 12.5 м (рис. 4).

Рис. 4. Уплотнение системы наблюдения с 4-х кратным разделением физических наблюдений.

С целью совмещения результатов наблюдения стандартной методикой и методикой слип- свип с 4-х кратным уплотнением рассматривается принцип паритетности суммарных энергий виброизлучения.

Паритетность энергии вибровоздействия можно оценить по суммарному времени вибровоздействия.

Суммарное время вибровоздействия:

St = Nv *Nn * Tsw * dSP,

где Nv - количество виброустановок в группе, Nn - количество накоплений, Tsw - длительность свип-сигнала, dSP - количество ф.н. в пределах базового шага ПВ=50м.

Для традиционной методики (шаг ПВ = 50м, группа из 4-х источников):

St = 4 * 4 * 10 * 1 = 160 сек.

Для метода слип-свип:

St = 1 * 1 * 40 * 4 = 160 сек.

Результат паритетности энергий по равенству суммарного времени показывает одинаковый результат в суммарном Бине 12.5м х 25м.

Для сравнения методик самарские геофизики получили два комплекта сейсмограмм: 1-й комплект - 4 сейсмограммы, отработанных одним вибратором (методика Slip-Sweep), 2-й комплект - 1 сейсмограмма, отработанная 4-мя вибраторами (стандартная методика). Каждая из 4-х сейсмограмм первого комплекта примерно в 2-3 раза слабее сейсмограммы второго комплекта (рис. 3). Соответственно, и соотношение сигнал-микросейсм ниже в 2-3 раза. Однако более качественным результатом является использование уплотнённых 4-х относительно слабых по энергии отдельных сейсмограмм (рис. 5).

В случае сочленения площадей, отработанных разными методиками, применение процедур обработки, ориентированных на волновое поле стандартной методики, результат получился, практически, равнозначный (рис. 6, рис. 7). Тем не менее, если применить параметры процедур обработки, адаптированные для методики Slip-Sweep, то результатом будут являться временные разрезы с повышенной временной разрешённостью.

Рис. 5. Фрагмент первичного суммарного временного разреза по INLINE (без процедур фильтрации) сочленении двух площадей, отработанных по методике слип-свип (слева) и стандартной методике (справа).

Сравнение временных разрезов и спектральных характеристик стандартной методики и методики Slip-Sweep показывает высокую сопоставимость результирующих данных (рис. 8). Разница заключается в наличии более высоких энергий высокочастотной компоненты сигнала сейсмоданных методики Slip-Sweep (рис. 7).

Такая разница объясняется высокой помехоустойчивостью уплотнённой системы наблюдения, высокой кратностью сейсмоданных (рис. 6).

Также важным моментом является точечное воздействие одного вибратора вместо группы вибраторов и его одиночное воздействие вместо суммы вибровоздействий (накоплений).

Применение точечного источника возбуждения упругих колебаний вместо группы источников расширяет спектр регистрируемых сигналов в области высоких частот, уменьшает энергию приповерхностных волн-помех, что сказывается на увеличении качественности регистрируемых данных, достоверности геологических построений.

Рис. 6. Амплитудно-частотный спектры по сейсмограммам, отработанным по разным методикам (по результатам обработки): А) Методика слип-свип; Б) Стандартная методика.

Рис. 7. Сопоставление временных разрезов, отработанных по разным методикам (по результатам обработки): А)Методика слип-свип; Б) Стандартная методика.

Преимущества методики Slip-Sweep:

1. Высокая производительность работ, выраженная в увеличении производительности регистрации ф.н. в 3-4 раза, увеличении общей производительности на 60 %.

2. Улучшенное качество полевых сейсмоданных за счёт уплотнения ПВ:

Высокая помехоустойчивость системы наблюдения;

Высокая кратность наблюдений;

Возможность увеличения пространственной;

Увеличение доли высокочастотной составляющей сейсмического сигнала на 30% за счёт точечного возбуждения (вибровоздействия).

Недостатки применения методики.

Работа в режиме методики Slip-Sweep - это работа в «конвейерном» режиме в среде потоковой информации при безостановочной регистрации сейсмоданных. При безостановочной регистрации визуальный контроль оператора сейсмокомплекса за качеством сейсмоданных существенно ограничен. Какой-либо сбой может привести к массовому браку или остановке работ. Также на этапе последующего контроля сейсмоданных на полевом вычислительном центре требуется применение более мощных вычислительных комплексов полевого обеспечения подготовки и предварительной полевой обработки данных. Однако затраты на приобретение компьютерного оборудования, как и оборудования дооснащения регистрирующего комплекса окупаются в рамках прибыли исполнителя работ за счёт сокращения сроков их выполнения. Кроме прочего, требуются и более эффективные логистические процедуры по подготовке профилей к отработке физических наблюдений.

При проведении работ Самаранефтегеофизика по методике Slip-Sweep в 2012 г были получены следующие экономические показатели (таблица 1).

Таблица 1.

Экономические показатели сравнения методик работ.

Эти данные позволяют сделать следующие выводы:

1. При одинаковом объеме работ, общая производительность работ Slip-Sweep на 63,6% выше, чем при ведении работ «стандартной» методикой.

2. Рост производительности, напрямую влияет на длительность работ (снижение на 38,9%).

3. При использовании методики Slip-Sweep себестоимость полевых сейсморазведочных работ ниже на 4,5 %.

Литература

1. Пацев В.П., 2012. Отчёт о выполнении работ по объекту проведение полевых сейсморазведочных работ МОГТ-3Д в пределах Зимарного лицензионного участка ОАО «Самаранефтегаз». 102 с.

2. Пацев В.П., Шкоков О.Е., 2012. Отчёт о выполнении работ по объекту проведение полевых сейсморазведочных работ МОГТ-3Д в пределах Можаровского лицензионного участка ОАО «Самаранефтегаз». 112 с.

3. Гилаев Г.Г., Манасян А.Э., Исмагилов А.Ф., Хамитов И.Г., Жужель В.С., Кожин В.Н., Ефимов В.И., 2013. Опыт проведения сейсморазведочных работ МОГТ-3Д по методике Slip-Sweep. 15 с.

Ключевые слова

CЕЙСМОРАЗВЕДКА МОГТ / ПРЯМОЙ ПОИСК ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ / НАВЕДЕННЫЙ ГЕОДИНАМИЧЕСКИЙ ШУМ / КОЭФФИЦИЕНТ УСПЕШНОСТИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНОГО БУРЕНИЯ / CDPM SEISMIC / DIRECT HYDROCARBON EXPLORATION / INDUCED GEODYNAMIC NOISE / PROSPECTING AND EXPLORATORY DRILLING SUCCESS RATIO

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы - Максимов Л.А., Ведерников Г.В., Яшков Г.Н.

Приводятся сведения о технологии пассивно-активной сейсморазведки методом общей глубинной точки (ПАС МОГТ), решающей задачу прямого поиска залежей углеводородов по динамическим параметрам, излучаемых этими залежами наведенного геодинамического шума . Показано, что использование этой технологии позволяет предотвратить бурение непродуктивных скважин. Материалы и методы В предлагаемой технологии ПАС МОГТ комплексируются регистрация и интерпретация излучаемых залежами УВ и отраженных от сейсмических границ волн. Этим обеспечивается высокая эффективность изучения геометрии отражающих границ и регистрации излучаемых залежами УВ наведенных геодинамических шумов . Итоги Технология ПАС МОГТ опробована на десятках месторождений УВ Западной и Восточной Сибири и показала свою эффективность: все месторождения отмечаются аномалиями интенсивности геодинамических шумов и отсутствием таких аномалий вне месторождений. Выводы Указанные выше возможности технологии ПАС МОГТ весьма актуальны в настоящее время, когда кризис в экономике продолжает усиливаться. Данная технологии позволит нефтяникам бурить ловушки УВ, а не структуры, что повысит эффективность геолого-разведочных работ (в разы) при поисках нефти и газа.

Текст научной работы на тему «Геодинамический шум залежей углеводородов и пассивно-активная сейсморазведка мОГТ»

ГЕОФИЗИКА

Геодинамический шум залежей углеводородов и пассивно-активная сейсморазведка мОГТ

Л.А. максимов

к. г.-м.н., ст. преподаватель1 [email protected]

Г.В. Ведерников

д. г.-м.-н., зам. директора по науке2 [email protected]

Г.Н. Яшков

гл. геофизик2 [email protected]

Новосибирский Государственный Университет, Новосибирск, Россия 2ООО «НМТ-Сейс», Новосибирск, Россия

Приводятся сведения о технологии пассивно-активной сейсморазведки методом общей глубинной точки (ПАС мОГТ), решающей задачу прямого поиска залежей углеводородов по динамическим параметрам, излучаемых этими залежами наведенного геодинамического шума. Показано, что использование этой технологии позволяет предотвратить бурение непродуктивных скважин.

материалы и методы

В предлагаемой технологии ПАС МОГТ комплексируются регистрация и интерпретация излучаемых залежами УВ наведенных геодинамических шумов и отраженных от сейсмических границ волн. Этим обеспечивается высокая эффективность изучения геометрии отражающих границ и регистрации излучаемых залежами УВ наведенных геодинамических шумов.

Ключевые слова

сейсморазведка МОГТ, прямой поиск залежей углеводородов, наведенный геодинамический шум, коэффициент успешности поисково-разведочного бурения

Главной задачей применяющихся в настоящее время сейсмических методов является изучение пространственного распределения физических параметров и показателей спонтанной сейсмической активности .

Сейсморазведка сегодня - основной метод подготовки объектов под поисково-разведочное бурение. Она с достаточной степенью достоверности выявляет структуры, которые при определенных благоприятных условиях могут содержать залежи нефти, а могут их и не содержать. Подтвердит эту неопределенность только скважина, но какой ценой?

Успешность поисков залежей нефти и газа как была в пределах 10...30% в прошлом (в СССР и США), так и держится в этих пределах сегодня (рис. 1) . И будет держаться завтра и послезавтра, и до тех пор, пока нефтяники от поисков структур не перейдут к поискам нефтесодержащих ловушек. Смысл повышения эффективности поисково-разведочных работ сводится к очевидной задаче - к разделению структур, выявленных сейсморазведкой, на продуктивные и непродуктивные ловушки нефти и газа. Если решается эта задача, то происходит экономия огромных средств, которые тратятся на поисково-разведочное бурение на заведомо непродуктивных структурах.

Известно, что нефтегазовые залежи, будучи неустойчивыми термодинамическими системами, излучают повышенный уровень спонтанных и наведенных геодинамических шумов . Для анализа таких шумов с целью прямого поиска залежей углеводородов (УВ) может использоваться инновационная технология пассивно-активной сейсморазведки методом общей глубинной точки (ПАС МОГТ), разработанная в ООО «НМТ-Сейс» (аналог активного варианта технологии АНЧАР ).

Современная стандартная сейсморазведка МОГТ по своей сути является пассивно-активной. Действительно, на сейсмической трассе на участке до первых вступлений регулярных волн регистрируются микросей-смы и геодинамические шумы - пассивная составляющая записи. На остальной части записи совместно с микросейсмами и геодинамическими шумами регистрируются колебания регулярных волн - активная составляющая записи, содержащая информацию о геометрии сейсмических границ в земной толще. Пассивная составляющая содержит информацию о наличии (отсутствии) залежей УВ, излучающих геодинамические шумы.

В предлагаемой технологии ПАС МОГТ комплексируются регистрация и

Рис. 1 - Динамика изменения коэффициента успешности (в %) при бурении поисковых и разведочных скважин в США

Рис. 2 - Временной сейсмический разрез (А), амплитудно-частотный спектр микросейсм (Б) и графики интенсивности спектра в полосах частот (В)

интерпретация излучаемых залежами УВ искусственно наведенных геодинамических шумов и отраженных от сейсмических границ волн. Этим обеспечивается как высокая эффективность изучения геометрии отражающих границ и скоростей между ними за счет многократного прослеживания отраженных от этих границ волн, так и высокая эффективность поиска залежей УВ за счет многократного воздействия на них сейсмическими волнами и регистрации излучаемых ими наведенных геодинамических шумов. Важное достоинство метода заключается в возможности независимого параллельного извлечения информации из волновых полей, имеющих принципиально различную природу и зарегистрированных практически одновременно в одном месте. В принципе, технология ПАС МОГТ является одной из модификаций многоволновой сейсморазведки, в более широком понимании термина «многоволновая сейсморазведка» - то есть, не только волны различной поляризации. Таким образом, проведя совместную интерпретацию отраженных волн и шумов, будем иметь информацию о геометрии границ в среде и наличии в среде УВ, т. е. имеем возможность решать задачу прямых поисков ловушек УВ, а не структур, как делается сегодня. И этот момент весьма принципиальный, поскольку появляется воз-можностьрешатьосновную задачу в поисково-разведочном бурении. При этом резко (в разы) повышается успешность бурения.

Технология ПАС МОГТ опробована на десятках месторождений УВ Западной и Восточной Сибири и показала свою эффективность: все месторождения отмечаются аномалиями

интенсивности геодинамических шумов (рис. 2) и отсутствием таких аномалий вне месторождений (рис. 3).

В течение последних 7 лет были выполнены по Государственным контрактам совместно с ФГУП СНИИГГиМС работы по прогнозу зон нефтегазонакопления в Западной и Восточной Сибири в объеме свыше 13 тыс. пог. км профилей и показана эффективность использования технологии ПАС МОГТ на всех этапах геолого-разведочных работ:

При региональных работах - выявление перспективных участков для поисковых и разведочных работ;

На предразведочном этапе - подготовка пакетов информации для лицензирования участков недр;

При поисково-разведочных работах

Выявление и ранжирование перспективных объектов, особенно неантиклинального типа;

При планировании буровых работ

Принципиальной особенностью технологий ПАС МОГТ является возбуждение колебаний и регистрация микросейсм и регулярных волн по методике многократных перекрытий. Следствием этого являются следующие уникальные достоинства этих технологий по сравнению с технологией АНЧАР: 1. Производится многократное (а не однократное) импульсно-волновое (а не моногармоническое) длительное внешнее

воздействие на залежи УВ волнами, создаваемыми техногенным источником. Кратность такого воздействия равна кратности системы наблюдения МОГТ. Длительность воздействия при среднем интервале времени возбуждения колебаний от ПВ к ПВ, равном 2-3 мин, составляет 60-180 мин (1-3 часа). В итоге на залежи УВ в течение 1-3 ч воздействует непрерывный цуг сейсмических волн с периодически повторяющимся через каждые 2-3 мин повышением их интенсивности. Это обеспечивает более высокую, в полосе частот до 40 Гц, интенсивность наведенного геодинамического шума от залежей УВ, регистрация которого возможна стандартной сейсмической аппаратурой.

2. Регистрация микросейсм производится многоканальной системой наблюдения МОГТ, что обеспечивает высокую плотность ПП на профиле при длительности регистрации микросейсм на каждом ПП около 2-6 часов. Это

на порядок и более увеличивает объем получаемой информации о геодинамических шумах и, повышает надежность и точность их выделения без дополнительных затрат на такие работы.

3. Данную технологию можно осуществлять и по результатам ранее проведенных работ МОГТ, используя фондовые материалы. Это позволило с 2006 по 2014 гг. без затрат на специальные полевые работы обработать по этой технологии данные МОГТ в объеме около 13 000 пог. км, полученных на многих площадях

Рис. 3 - Временной сейсмический разрез (А) и характеристики микросейсм (Б, В) на участке непродуктивных скважин

Рис. 5 - Расположение зон 1-5 геодинамических шумов и структурный план пласта Б10 на Аленкинском ЛУ

Рис. 4 - Типичный пример расположения залежи УВ на крыльях складки. Юг Западно-Сибирской низменности

Рис. 6 - Временной разрез (А) и спектр шумов (Б) в зоне перехода от нефтяной к газовой залежи

Западной и Восточной Сибири, в том числе, на площадях более 30 известных месторождений с наличием более 200 продуктивных и «пустых» скважин. Было установлено, что по местоположению участков (на профиле) и зон (на площади) геодинамических шумов можно определить контуры залежей УВ (рис. 2) и тип ловушек (антиклинальный, неантиклинальный) (рис. 4, 5). По таким особенностям спектра шумов, как общая их интенсивность, преобладающая частота и модальность можно осуществить прогноз относительного объема запасов УВ в объекте и прогноз о наличии типа флюидов (нефть, газ, конденсат) в объекте (рис. 6).

Указанные выше возможности технологии ПАС МОГТ весьма актуальны в настоящее время, когда кризис в экономике продолжает усиливаться. Использование этой технологии позволит нефтяникам бурить ловушки УВ, а не структуры, что повысит эффективность геолого-разведочных работ (в разы) при поисках нефти и газа.

В России пробурено в 2013 г. 6500 поисково-разведочных скважин, в 2014 г. - 5850 скважин. Стоимость бурения одной поисково-разведочной скважины в РФ составляет от

100 до 500 млн руб. в зависимости от географического положения скважины, конструкции, существующей инфраструктуры и т.д.; средняя стоимость около 300 млн руб. При успешности бурения 10..30% в 2013 году из пробуренных 6500 скважин 3900 скважин оказались непродуктивными, на их бурение было затрачено около 1,2 трлн руб.

Технология ПАС МОГТ опробована на десятках месторождений УВ Западной и Восточной Сибири и показала свою эффективность: все месторождения отмечаются аномалиями интенсивности геодинамических шумов и отсутствием таких аномалий вне месторождений.

Указанные выше возможности технологии ПАС МОГТ весьма актуальны в настоящее время, когда кризис в экономике продолжает усиливаться. Данная технологии позволит нефтяникам бурить ловушки УВ, а не структуры, что повысит эффективность геолого-разведочных работ (в разы) при поисках нефти и газа.

Список используемой литературы

1. Пузырев Н.Н. Методы и объекты

сейсмических исследований. Введение в общую сейсмологию. Новосибирск: СО

РАН; НИЦ ОИГГМ, 1997. 301 с.

2. Тимурзиев А.И. Современное состояние практики и методологии поисков нефти - от заблуждений застоя к новому мировоззрению прогресса // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. №11.

3. Графов Б.М., Арутюнов С. А., Казаринов

B.Е., Кузнецов О.Л., Сиротинский Ю.В., Сунцов А.Е. Анализ геоакустического излучения нефтегазовой залежи при использовании технологии АНЧАР// Геофизика. 1998. №5. С. 24-28.

4. Патент № 2 263 932 С1 в 01 У/00 Российская Федерация. Способ сейсмической разведки. Заявл. 30.07.2004.

5. Ведерников Г.В. Методы пассивной сейсморазведки //Приборы и системы разведочной геофизики. 2013. №2.

6. Ведерников Г.В., Максимов Л. А., Чернышова Т.И., Чусов М.В. Инновационные технологии. О чем говорит опыт сейсморазведочных работ на Шушукской площади //Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2015. №2 (22). С. 48-56.

Geodynamical noise of hydrocarbon pools and passive and active seismic CDPM

Leonid A. Maksimov - Ph. D., lecturer1; [email protected] Gennadiy V. Vedernikov - Sc. D., deputy of science work2; [email protected] Georgiy N. Yashkov - chief geoscientist2; [email protected]

Novosibirsk State University, Novosibirsk, Russian Federation 2«NMT-Seis» LLC, Novosibirsk, Russian Federation

The information on the technology of passive and active seismic using the common-depth-point method (hereinafter "the PAS CDPM"), solving the problem of direct exploration of hydrocarbon accumulations using the amplitude information of induced geodynamic noise emitted by these accumulations is containing.

It is shown that the use of this technology can prevent drilling of nonproductive wells.

Materials and methods

The proposed PAS CDPM technology complexes registration and interpretation of induced

geodynamic noises emitted by hydrocarbon accumulations, and waves reflected from the seismic horizons. This provides high efficiency of studying of reflectors geometry and registration of induced geodynamic noises emitted by hydrocarbon accumulations.

The PAS CDPM technology tested in dozens of hydrocarbon accumulations of Western and Eastern Siberia has proven its efficiency, namely all accumulations have displayed intensity anomalies of geodynamic noises, and no such anomalies have been observed outside accumulations.

The above mentioned PAS CDPM technology capability is relevant nowadays, when the economic crisis is gathering pace. The defined technology will make it possible for petroleum experts to drill traps instead of drilling structures that will increase severalfold efficiency of oil and gas geologic exploration.

CDPM seismic, direct hydrocarbon exploration, induced geodynamic noise, prospecting and exploratory drilling success ratio

1. Puzyrev N.N. Metody i ob"ekty seysmicheskikh issledovaniy. Vvedenie v obshchuyu seysmologiyu . Novosibirsk: SO RAN; NITs OIGGM, 1997, 301 p.

2. Timurziev A.I. Sovremennoe sostoyanie praktiki i metodologii poiskov nefti

Otzabluzhdeniyzastoya k novomu mirovozzreniyu progressa . Geologiya,

geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, 2010, issue 11, pp. 20-31.

3. Grafov B.M., Arutyunov S.A., Kazarinov V.E., Kuznetsov O.L., Sirotinskiy Yu.V., Suntsov A.E. Analiz geoakusticheskogo izlucheniya neftegazovoyzalezhi pri ispol"zovanii tekhnologiiANChAR . Geofizika, 1998, issue 5, pp. 24-28.

4. Patent Russian Federation №2 263 932 CI G 01 V/00 Sposob seysmicheskoy razvedki . Declared 30.07.2004.

5. Vedernikov G.V. Metody passivnoy ceysmorazvedki . Pribory i sistemy razvedochnoygeofiziki, 2013, issue 2, pp. 30-36.

6. Vedernikov G.V., Maksimov L.A., Chernyshova T.I., Chusov M.V. Innovatsionnye tekhnologii. O chem govorit opytseysmorazvedochnykh rabot na Shushukskoy ploshchadi . Geologiya i mineral"no-syr"evye resursy Sibiri, 2015, issue 2 (22), pp. 48-56.

Очевидно, что главными задачами сейсморазведки при существующем уровне аппаратуры являются:
1. Повышение разрешающей способности метода;
2. Возможность прогнозирования литологического состава среды.
В последние 3 десятилетия в мире создана мощнейшая индустрия сейсмо-разведки нефтяных и газовых месторождений, основой которой является метод общей глубинной точки (МОГТ). Однако по мере совершенствования и развития технологии МОГТ все более отчетливо проявляется неприемлемость этого метода для решения детальных структурных задач и прогнозирования состава среды. Причинами такого положения является высокая интегральность получаемых (ре-зультативных) данных (разрезов), некорректное и, как следствие, неправильное в большинстве случаев определение эффективных и средних скоростей.
Внедрение сейсморазведки в сложнопостроенных средах рудных и нефтяных районов требует принципиально нового подхода, особенно на этапе машинной обработки и интерпретации. Среди новых развивающихся направлений к одному из наиболее перспективных следует отнести идею управляемого локального ана-лиза кинематических и динамических характеристик сейсмического волнового поля. На ее основе и ведется разработка методики дифференциальной обработки материалов сложнопостроенных сред. Основой метода дифференциальной сейсморазведки (МДС) являются локальные преобразования исходных сейсмических данных на малых базах — дифференциальные по отношению к интегральным преобразованиям в МОГТ. Использование малых баз, приводящее к более точному описанию кривой годографа, с одной стороны, селекция волн по направлению прихода, позволяющая обрабатывать сложноинтерферирующие волновые поля, с другой стороны, создают предпосылки использования дифференциального метода в сложных сейсмогеологических условиях, повышают его разрешенность и точность структурных построений (рис. 1, 3). Важным достоинством МДС является высокая параметрическая оснащенность, позволяющая получать петрофизические характеристики разреза — основы для определения вещественного состава среды.
Широкое апробирование в различных регионах России показало, что МДС существенно превышает возможности МОГТ и является альтернативой послед-нему при исследованиях сложнопостроенных сред.
Первым результатом дифференциальной обработки сейсмических материалов является глубинный структурный разрез МДС (S — разрез), который отображает характер распределения отражающих элементов (площадок, границ, точек) в изучаемой среде.
Кроме структурных построений, в МДС имеется возможность анализа кине-матических и динамических характеристик сейсмических волн (параметров), что в свою очередь позволяет перейти к оценке петрофизических свойств геологического разреза.
Для построения разреза квазиакустической жесткости (А — разреза) используются значения амплитуд отраженных на сейсмических элементах сигналов. Получаемые А — разрезы используются в процессе геологической интерпретации для выявления контрастных геологических объектов («яркое пятно»), зон тектонических нарушений, границ крупных геологических блоков и других геологических факторов.
Параметр квазипоглощения (F) является функцией частоты принимаемого сейсмического сигнала и используется для выявления зон высокой и низкой консолидации горных пород, зон высокого поглощения («темное пятно»).
Свою петрофизическую нагрузку несут разрезы средней и интервальной скоростей (V, I — разрезы), характеризующие петроплотностные и литологические различия крупных региональных блоков.

СХЕМА ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ:

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ (МНОГОКРАТНЫЕ ПЕРЕКРЫТИЯ)

ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОБРАБОТКА

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ПАРАМЕТРИЗАЦИЯ СЕЙСМОГРАММ

РЕДАКЦИЯ ПАРАМЕТРОВ (A, F, V, D)

ГЛУБИННЫЕ СЕЙСМИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ

КАРТЫ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ (S, A, F, V, I, P, L)

ПРЕОБРАЗОВАНИЯ И СИНТЕЗ ПАРАМЕТРИЧЕСКИХ КАРТ (ФОРМИРОВАНИЕ ОБРАЗОВ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ)

ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СРЕДЫ

Петрофизические параметры
S — структурный, A — квазижесткость, F — квазипоглащение, V — средняя скорость,
I — интервальная скорость, P — квазиплотность, L — локальные параметры

Временной разрез МОГТ после миграции

Глубинный разрез МДС

Рис. 1 СОПОСТАВЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОГТ И МДС
Западная Сибирь, 1999 г.

Временной разрез МОГТ после миграции

Глубинный разрез МДС

Рис. 3 СОПОСТАВЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОГТ И МДС
Северная Карелия, 1998 г.

На рисунках 4-10 показаны характерные примеры обра-ботки по методу МДС в различных геологических условиях.

Временной разрез МОГТ

Разрез квазипоглощения Глубинный разрез МДС

Разрез средних скоростей

Рис. 4 Дифференциальная обработка сейсмических данных в условиях
сложных дислокаций горных пород. Профиль 10. Западная Сибирь

Дифференциальная обработка позволила расшифровать сложное волновое поле в западной части сейсмического разреза. По данным МДС обнаружен надвиг, в области которого наблюдается «смятие» продуктивного комплекса (ПК ПК 2400-5500). В результате комплексной интерпретации разрезов петрофизических характеристик (S, A, F, V) установлены зоны повышенной проницаемости.

Глубинный разрез МДС Временной разрез МОГТ

Разрез квазиакустической жесткости Разрез квазипоглощения

Разрез средних скоростей Разрез интервальных скоростей

Рис. 5 Специальная обработка сейсмических данных при поисках
углеводородов. Калининградская область

Специальная обработка на ЭВМ позволяет получать серию параметрических разрезов (карт параметров). Каждая параметрическая карта характеризует определенных физические свойства среды. Синтез параметров служит основой для формирования «образа» нефтяного (газового) объекта. Результатом комплексной интерпретации является Физико-Геологическая Модель среды с прогнозом на залежи углеводороды.

Рис. 6 Дифференциальная обработка сейсмических данных
при поисках медно-никелевых руд. Кольский полуостров

В результате спецобрабртки выявлены области аномальных значений различных сейсмических параметров. Комплексная интерпретация данных позволила определить наиболее вероятное местоположение рудного объекта (R) на пикетах 3600- 4800 м, где наблюдаются следующие пертофизические особенности: высокая акустическая жесткость над объектом, сильное поглощение под объектом, снижение интервальных скоростей в области объекта. Данный «образ» соответствует полученным ранее R-эталонам на участках глубокого бурения в районе Кольской сверхглубокой скважины.

Рис. 7 Дифференциальная обработка сейсмических данных
при поисках месторождений углеводородов. Западная Сибирь

Специальная обработка на ЭВМ позволяет получать серию параметрических разрезов (карт параметров). Каждая параметрическая карта характеризует определенные физические свойства среды. Синтез параметров служит основой для формирования «образа» нефтяного (газового) объекта. Результатом комплексной интерпретации является физико-геологическая модель среды с прогнозом на залежи углеводородов.

Рис. 8 Геосейсмическая модель Печенгской структуры
Кольский полуостров.

Рис. 9 Геосейсмическая модель северо-западной части Балтийского щита
Кольский полуостров.

Рис. 10 Разрез квазиплотности по профилю 031190 (37)
Западная Сибирь.

К благоприятному типу разреза для внедрения новой технологии следует отнести нефтеносные осадочные бассейны Западной Сибири. На рисунке приведен пример разреза квазиплотности, построенного по программам МДС на ПЭВМ Р-5. Полученная интерпретационная модель хорошо согласуется с данными бурения. Литотип, обозначенный темно-зеленым цветом в области глубин 1900 м соответствует аргиллитам баженовской свиты, на глубинах более 2 км - породами доюрского основания (фундамента), т.е. Наиболее плотным литотипам разреза. Желтые и красные разновидности - кварцевые и аргиллитовые песчаники, светло-зеленые литотипы соответствуют алевролитам. В призабойной части скважины под водонефтяным контактом вскрыта линза кварцевых песчаников с высокими коллекторскими свойствами.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО ДАННЫМ МДС

На этапе поисково-разведочных работ МДС является неотъемлемой частью геологоразведочного процесса, как при структурном картировании, так и на стадии вещественного прогнозирования.
На рис. 8 показан фрагмент Геосейсмической модели Печенгской структуры. Базисом ГСМ являются сейсмические материалы Международных экспериментов KOLA-SD и 1-ЕВ в районе Кольской сверхглубокой скважины СГ-3 и данные поисково-разведочных работ.
Стереометрическое сочетание геологической поверхности и глубинных структурных (S) разрезов МДС в реальных геологических масштабах позволяет получить правильное представление о пространственной структуре Печенгского синклинория. Основные рудовмещающие комплексы представлены терригенными и туфо-генными породами; их границы с окружающими базитами являются сильными сейсмическими границами, что обеспечивает надежное картирование рудоносных горизонтов в глубинной части Печенгской структуры.
Полученный сейсмический каркас используется в качестве структурной осно-вы Физико-Геологической модели Печенгского рудного района.
На рис. 9 представлены элементы геосейсмической модели северо-западной части Балтийского щита. Фрагмент геотраверса 1-ЕВ по линии СГ-3 — Лиинаха-мари. Кроме традиционного структурного разреза (S) получены параметрические разрезы:
А — разрез квазижесткости характеризует контрастность различных геологических блоков. Высокой акустической жесткостью отличаются Печенгский блок и блок Лиинахамари, наименее контрастна зона Питкяярвинской синклинали.
F — разрез квазипоглощения отображает степень консолидации горных
пород. Наименьшим поглощением характеризуется блок Лиинахамари, а наибольшее отмечено во внутренней части Печенгской структуры.
V, I — разрезы средних и интервальных скоростей. Кинематические характе-ристики заметно неоднородны в верхней части разреза и стабилизируются ниже уровня 4-5 км. Повышенными значениями скоростей отличаются Печенгский блок и блок Лиинахамари. В северной части Питкяярвинской синклинали в I — разрезе наблюдается «корытообразная» структура с выдержанными значениями ин-тервальных скоростей Vi=5000-5200 м/с, соответствующая в плане области распространения гранитоидов позднего архея.
Комплексная интерпретация параметрических разрезов МДС и материалов других геолого-геофизических методов является основой для создания Физико-Геологической модели Западно-Кольской области Балтийского щита.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЛИТОЛОГИИ СРЕДЫ

Выявление новых параметрических возможностей МДС связано с изучением взаимосвязей различных сейсмических параметров с геологическими характеристиками среды. Одним из новых (осваиваемых) параметров МДС является квазиплотность. Этот параметр может быть выявлен на основе изучения знака коэффициента отражения сейсмического сигнала на границе двух литофизиче-ских комплексов. При несущественных изменениях скоростей сейсмических волн знаковая характеристика волны определяется, в основном, изменением плотности горных пород, что позволяет в некоторых типах разрезов изучать с помощью нового параметра вещественный состав среды.
К благоприятному типу разреза для внедрения новой технологии следует отнести нефтеносные осадочные бассейны Западной Сибири. Ниже на рис. 10 приведен пример разреза квазиплотности, построенного по программам МДС на ПЭВМ Р-5. Полученная интерпретационная модель хорошо согласуется с данными бурения. Литотип, обозначенный темно-зеленым цветом в области глубин 1900 м соответствует аргиллитам баженовской свиты, на глубинах более 2-х км — породам доюрского основания (фундамента), т.е. наиболее плотным литотипам разреза. Желтые и красные разновидности — кварцевые и аргиллитовые песча-ники, светло-зеленые литотипы соответствуют алевролитам. В призабойной части скважины под водонефтяным контактом вскрыта линза кварцевых песчаников
с высокими коллекторскими свойствами.

КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ ДАННЫХ МОГТ И МПВ

При проведении региональных и поисково-разведочных работ МОГТ не всегда возможно получить данные о строении приповерхностной части разреза, что затрудняет привязку материалов геологического картирования к материалам глубинной сейсморазведки (рис. 11). В такой ситуации целесообразно применение профилирования МПВ в варианте ОГП, либо обработка имеющихся мате-риалов МОГТ по специальной технологии МПВ-ОГП. На нижнем чертеже приведен пример совмещения данных МПВ и МОГТ по одному из сейсморазведочных профилей МОГТ, отработанному в Центральной Карелии. Полученные материалы позволили увязать глубинную структуру с геологической картой и уточнить местоположение раннепротерозойских палеовпадин, перспективных на рудные месторождения различных полезных ископаемых.

Тема 6. Методика и технология сейсморазведочных работ 8 часов, лекции № 16 и № 19Лекция № 17
Метод общей глубинной точки (МОГТ)
Системы наблюдений в МОГТ-2D

Основы метода общей глубинной точки

Метод общей средней (глубинной) точки ОСТ (ОГТ) был предложен в 1950 г. Н.
Мейном (США) в качестве эффективного средства ослабления многократных
отраженных волн, которые являются очень сильными и трудно устранимыми помехами.
Для подавления кратных волн-помех Мейном была предложена технология Common
Depth Point Stacking CDPS - суммирование по общей глубинной точке. Для
горизонтальных отражающих границ общие средние и общие глубинные точки совпадают
в плане, поэтому правильное название метода МОСТ (по англ. Common Mid Point Stacking
- CMPS - суммирование по общей средней точке).
Широкое практическое использование этого метода началось после внедрения
цифровой обрабатывающей техники. Основным методом исследований в сейсморазведке
способ ОСТ стал после полного перехода на работу с цифровой регистрирующей
аппаратурой.

Сущность метода ОГТ

Принципиальную сущность метода ОГТ (ОСТ) составляет идея многократного
прослеживания отражений от границы при различном взаимном положении источников и
приемников упругих колебаний.
На рис. – а показаны четыре источника (S) и приемника (R) симметрично
расположенные относительно средней точки – М, являющейся проекцией глубинной
точки – D. Таким образом мы получили четыре отражения от одной точки – т. е. при
перемещении всей установки по профилю х, получим четырехкратное прослеживание
границы.
Времена пробега от источника до приемника увеличиваются с увеличением
дистанции, увеличивается и разница времен пробега по косому и вертикальному лучам
называемая кинематической поправкой и обозначаемая как - (х) или (х) (рис б).

Схематический пример ослабления многократного отражения при суммировании трасс 6 кратной системой ОГТ.

На исходной сейсмограмме присутствуют две волны равной интенсивности:
однократное отражение с годографом - tодн и многократное отражение имеющее более
крутой годограф – tкр (так как кратные волны имеют меньшие скорости)
После ввода кинематических поправок годограф однократной волны спрямляется в
линию t0 а годограф многократной волны имеет остаточное запаздывание.
Суммирование исправленных трасс усиливает однократное отражение в 6 раз, а
многократное отражение усиливается не так существенно.

Основные требования к методике ОГТ

Требования к базе наблюдения. Годографы однократных и многократных
отраженных волн по кривизне отличаются незначительно, эти различия становятся тем
больше, чем больше базы наблюдения, следовательно, для эффективного подавления
многократных волн-помех требуются большие базы, на практике это несколько км;
Требования к поправкам. Наблюдения на больших базах (при центральной системе
наблюдения до 6 км. и более) накладывает высокие требования к точности введении
статических и кинематических поправок.

Годографы ОГТ однократных и многократных отраженных волн

,
Годографы ОГТ однократных и многократных
отраженных волн
Для однократных отраженных волн от плоской границы, ранее нами было
получено уравнение годографа ОТВ в виде:
1
2
2
t x
V
x 4hx sin 4h
где h – глубина до границы по нормали, V – скорость, φ – угол наклона границ, знак + под
корнем берется в случае направления по падению границы. Начало координат этого
годографа находится в точке возбуждения (ОТВ), а сам он имеет форму гиперболы,
смещенную в сторону восстания границы.
Полученное выражение используем для вывода уравнение годографа ОГТ
однократной отраженной волны. Рассмотрим симметрично расположенные относительно
начала координат источник S и приемник R (рис. на следующем слайде). Выразим глубину
под источником h через h0:
x
h h0 sin
2
Подставив это выражение в уравнение годографа ОТВ, после преобразований получим
годограф ОГТ в виде:

Или используя формулу
t0
2h
V
окончательно получим
Полученный годограф имеет
так же форму гиперболы, но
симметричен относительно
начала координат. Кривизна
годографа определяется не
только скоростью V, но углом
наклона границы φ.
Отношение скорости к углу
наклона называется
скоростью ОГТ или
скоростью суммирования.
VОГТ
V
cos
При φ = 0, годограф
называется нормальным
годографом ОГТ
t н x
x2
t 2
V
2
0

Годографы ОГТ кратных отраженных волн

Для кратных волн от горизонтальных границ (это уравнение наиболее часто
используется при проектировании ИС, когда обычно полагают, что φ = 0) можно записать
уравнение:
2
tкр x t02кр
x
Vкр2
Для полно кратной волны, m – кратность волны, Vкр = V.
В общем случае (для полно кратных и частично кратных волн) используются
формулы:
h
t0 кр
h
i
Vi
i
Vкр
i
i
t 0кк
Схемы лучей для полно кратных (а) и частично кратных волн (б)

Количественные характеристиками системы наблюдений

N - (Fold) - кратность прослеживания отражающих горизонтов. Часто для
краткости ее называют просто кратностью системы наблюдений;
L- база наблюдений - участок профиля, занимаемый совокупностью пунктов
приема при записи сейсмических волн от одного пункта возбуждения;
S (N) - (N0) - число каналов регистрирующей аппаратуры;
l – удаление (дистанция), расстояние от пункта приема до пункта
возбуждения;
Δl - интервал возбуждения (SI – Sourse Interval) упругих волн - расстояние
по профилю (по линии пунктов возбуждения) между двумя соседними пунктами
возбуждения упругих волн;
Хmax, Хmiх - минимальное и максимальное удаление пунктов приема
колебаний от пункта возбуждения упругих волн;
Δx- шаг наблюдений (RI – Reseiver Interval) - расстояние между двумя
соседними пунктами приема колебаний (по линии пунктов приема);
R - вынос (офсет) - расстояние от ближайшего пункта приема колебаний до
пункта возбуждения упругих колебаний;

Системы наблюдения МОГТ 2Д

Ранее нами выяснено что для многократного прослеживания отражений от
границы уменьшить интервал возбуждения (SI – Sourse Interval) - Δl по сравнению с
базой наблюдения – L. Для обеспечения непрерывного, однократного прослеживания
границы интервал возбуждения Δl должен быть в два раза меньше базы наблюдения L