Списък на съкращенията

Въведение

1. Обща част

1.3 Тектонска структура

1.4 Съдържание на нефт и газ

2.Специална част

3.Дизайн част

3.3 Апаратура и оборудване

3.4 Методика за обработка и интерпретация на полеви данни

4.Специална задача

4.1 AVO анализ

4.1.1 Теоретични аспекти на AVO анализа

4.1.2 AVO класификация на газовите пясъци

4.1.3 AVO кросплотинг

4.1.4 Еластична инверсия при AVO анализ

4.1.5 AVO анализ в анизотропна среда

4.1.6 Примери за практическо приложение на AVO анализ

Заключение

Списък на използваните източници

стратиграфско сеизмично поле анизотропно

Списък на съкращенията

ГИС-геофизични изследвания на кладенци

MOB-метод на отразената вълна

CDP метод обща дълбочина на точката

Нефтогазов комплекс

Регион за нефт и газ

NGR-газоносен район

OG-отразяващ хоризонт

CDP-обща дълбочинна точка

Експлозия на фотоволтаичен елемент

ПП-приемателен пункт

с/н-сеизмична партия

въглеводороди

Въведение

Тази бакалавърска теза предвижда обосновката на CDP-3D сеизмичните проучвания в района на Восточно-Мичаюская и разглеждането на AVO-анализа като специален въпрос.

Извършените през последните години сеизмични проучвания и сондажни данни установиха сложната геоложка структура на работния участък. Необходимо е по-нататъшно систематично изследване на структурата на Източен Мичайю.

Работата предвижда проучване на района с цел изясняване на геоложкия строеж на CDP-3D сеизмично проучване.

Бакалавърската теза се състои от четири глави, въведение, заключение, изложени на страници с текст, съдържа 22 фигури, 4 таблици. Библиографският списък съдържа 10 заглавия.

1. Обща част

1.1 Физико-географско очертание

Районът Восточно-Мичаюская (Фигура 1.1) е административно разположен във Вуктилския район.

Фигура 1.1 - Карта на района на района на Източен Мичаю

Недалеч от района на изследване се намират град Вуктил и село Дутово. Районът на работа се намира в басейна на река Печора. Районът представлява хълмиста, леко вълниста равнина, с изразени долини на реки и потоци. Работната площ е блатиста. Климатът на района е рязко континентален. Лятото е късо и прохладно, зимата е сурова силни ветрове. Снежната покривка се образува през октомври и изчезва в края на май. По отношение на сеизмичната работа този район принадлежи към 4-та категория на трудност.

1.2 Литоложки и стратиграфски характеристики

Литоложките и стратиграфските характеристики на участъка (Фигура 1.2) на седиментната обвивка и фундамент са дадени въз основа на резултатите от сондирането и сеизмичното проучване на кладенци 2-, 4-, 8-, 14-, 22-, 24-, 28 -Мичаю, 1 - С. Савинобор, 1 - Диню-Савинобор.

Фигура 1.2 - Литоложки и стратиграфски разрез на района Восточно-Мичаюская

Палеозойска ератема – ПЗ

девон - Д

Среден девон - D 2

Теригенните образувания от средния девон, живетския етап несъгласувано лежат върху карбонатните скали от силурийската последователност.

Наслаги от живетския етап с дебелина на кладенци 1-Диню-Савинобор 233 m е представен от глини и пясъчници в обема на суперхоризонта Стари Оскол (I - в резервоара).

Горен девон - D 3

Горният девон се отличава в обема на франския и фаменския етапи. Фран е представена от три поднива.

Отлаганията на долния фран се образуват от яранския, джиерския и тиманския хоризонт.

франски - D 3 f

Горнофренски подетап - D 3 f 1

Ярански хоризонт - D 3 мл

Разрезът на яранския хоризонт (дебелина 88 m в Q. 28-Mich.) е изграден от песъчливи слоеве (отдолу нагоре) V-1, V-2, V-3 и междуслойни глини. Всички слоеве не са еднакви по състав, дебелина и брой пясъчни междинни слоеве.

Jyers skyline - D 3 dzr

Глинестите скали се срещат в основата на джиерския хоризонт, а по-високо по участъка се разграничават пясъчни пластове Ib и Ia, разделени от глинеста единица. Дебелината на джиера варира от 15 m (KV. 60 - Yu.M.) до 31 m (KV. 28 - M.).

Тимански хоризонт - D 3 tm

Отлаганията на тиманския хоризонт с дебелина 24 m са изградени от глинесто-алевролитови скали.

Среднофренски подетап - D 3 f 2

Среднофренският подетап е представен в обема на хоризонтите Саргаев и Доманик, които са изградени от плътни, силицирани битуминозни варовици с прослойки от черни шисти. Дебелината на саргая е 13 m (сондаж 22-M) - 25 m (сондаж 1-Tr.), Domanik - 6 m в кладенеца. 28-М. и 38м в кладенец 4-М.

Горен Фран - D 3 f 3

Неразчленените ветласянски и сирачойски (23 m), евлановски и ливенски (30 m) отлагания образуват разреза на горнофранския подетап. Образувани са от кафяви и черни варовици, прослоени с шисти.

фаменски - D 3 fm

Фаменският етап е представен от волгоградския, задонския, елецкия и уст-печорския хоризонт.

Волгоградски хоризонт - D 3 vlg

Задонски хоризонт - D 3 zd

Волгоградският и Задонският хоризонт са изградени от глинесто-карбонатни скали с дебелина 22 m.

Елецки хоризонт - Д 3 ел

Отлаганията на Елецкия хоризонт са образувани от органогенно-детритни варовикови участъци, в долната част от силно глинести доломити, в основата на хоризонта има мергели и варовити, плътни глини. Дебелината на отлаганията варира от 740 m (кладенци 14-, 22-M) до 918 m (кладенец 1-Tr.).

Уст-Печорски хоризонт - D 3 нагоре

Уст-Печорският хоризонт е представен от плътни доломити, черни аргилитоподобни глини и варовици. Дебелината му е 190 m.

Карбонова система - C

В обема на долния и средния дял се срещат над несъгласуваните отлагания на карбоновата система.

Долен карбон - C 1

Visean - C 1 v

Серпуховски - C 1 s

Долният участък е изграден от визейския и серпуховския етапи, образувани от варовици с глинести прослойки, с обща дебелина 76 m.

Горен карбон - C 2

Башкирски - C 2 b

Сцена Москва - С 2 м

Башкирският и московският етап са представени от глинесто-карбонатни скали. Дебелината на башкирските отлагания е 8 m (сондаж 22-M.) - 14 m (сондаж 8-M.), а в клад. 4-, 14-М. те липсват.

Дебелината на московския етап варира от 24 m (сондаж 1-Tr) до 82 m (сондаж 14-M).

Пермска система - Р

Московските отлагания са несъгласувано покрити с пермски отлагания в обема на долната и горната част.

Нижнепермски отдел - R 1

Долният разрез е представен изцяло и е изграден от варовици и глинести мергели, а в горната част от глини. Дебелината му е 112 m.

Горнопермски отдел - R 2

Горната част се формира от етапите Уфа, Казан и Татар.

Ufimian - P 2 u

Уфимските отлагания с дебелина 275 m са представени от наслояване на глини и пясъчници, варовици и мергели.

Казанян - П 2 кз

Казанският етап е изграден от плътни и вискозни глини и кварцови пясъчници, има и редки прослойки от варовици и мергели. Дебелината на слоя е 325 m.

татарски - P 2 t

Татарският етап е образуван от теригенни скали с дебелина 40 m.

Мезозойска ератема – МЗ

Триаска система - Т

Триаските отлагания в обема на долния участък са изградени от редуващи се глини и пясъчници с дебелина 118 m (кладенец 107) - 175 m (кладенец 28-M.).

Джурасик - Дж

Юрската система е представена от теригенни образувания с дебелина 55 m.

Кейнозойска ератема – КЗ

Кватернер - Q

Разрезът е завършен от глинести, песъчливи глинести и пясъци с кватернерна възраст с дебелина 65 m в сондаж 22-М. и 100 м в кладенец 4-М.

1.3 Тектонска структура

В тектонски план (Фигура 1.3), зоната на работа е разположена в централната част на подуването Мичаю-Пашнински, което съответства на разломната система Илич-Чикша по протежение на основата. Разломната система се отразява и в седиментната покривка. Тектонските нарушения в района на работа са един от основните структурообразуващи фактори.

Фигура 1.3 - Копие от тектонската карта на провинция Тимано-Печора

На работната зона бяха идентифицирани три зони на тектонични разломи: западна и източна субмеридионална стачка, а на югоизток зоната на североизточна стачка.

Тектонските смущения, наблюдавани на запад от тази област, могат да бъдат проследени по протежение на всички отразяващи хоризонти, а смущенията на изток и югоизток избледняват съответно във фаменско и франско време.

Тектонските разломи в западната част представляват грабеновидна падина. Най-ясно провисването на хоризонтите се вижда на профили 40990-02, 40992-02, -03, -04, -05.

Амплитудата на вертикалното преместване по хоризонтите варира от 12 до 85 м. В план разломите са ориентирани северозападно. Те се простират в югоизточна посока от отчетния район, ограничавайки структурата Диня-Савинобор от запад.

Вероятно разломите разделят аксиалната част на Мичаю-Пашнинския вал от източния му склон, който се характеризира с непрекъснато потъване на седименти в източна посока.

В геофизичните полета g смущенията съответстват на интензивни зони на градиенти, чието тълкуване позволи да се отдели дълбок разлом тук, разделящ Мичаю-Пашнинската зона на издигания по протежение на основата от относително понижената стъпка на Лемю и вероятно е, основната структурообразуваща грешка (Krivtsov K.A., 1967, Repin E.M., 1986).

Западната зона на тектонските разломи е усложнена от разломи със североизточно насочване, поради което се образуват отделни повдигнати блокове, както на профили 40992-03, -10, -21.

Амплитудата на вертикалното изместване по хоризонтите на източната разломна зона е 9-45 m (проект 40990-05, ст. 120-130).

Югоизточната разломна зона е представена от грабеновидна падина, чиято амплитуда е 17-55 m (проект 40992-12, обект 50-60).

Западната тектонска зона образува издигната околоразломна структурна зона, състояща се от няколко тектонично ограничени гънки - Среднемичаюска, Източно-Мичаюска, Иван-Шорска, Диню-Савиноборска структури.

Най-дълбокият хоризонт OG III 2-3 (D 2-3), върху който са извършени структурни постройки, е ограничен до границата между горнодевонските и среднодевонските отлагания.

Въз основа на структурни конструкции, анализ на времеви разрези и данни от сондажи, седиментната покривка има доста сложен геоложки строеж. На фона на субмоноклинното слягане на пластовете в източна посока се отличава Източно-Мичайската структура. За първи път е идентифициран като открито усложнение от типа "структурен нос" с материали s\n 8213 (Shmelevskaya I.I., 1983). Въз основа на работата от сезон 1989-90. (S\n 40990) структурата е представена като разломна гънка, контурирана по протежение на рядка мрежа от профили.

Отчетните данни установяват сложната структура на структурата на Източен Мичаю. Според OG III 2-3 е представена от трикуполна, линейно издължена, северозападна антиклинална гънка с размери 9,75 × 1,5 km. Северният купол има амплитуда 55 м, централният - 95 м, южният - 65 м. От запад структурата на Източния Мичаю е ограничена от грабеновидна корита със северозападно простирание, от юг - от тектонски разлом с амплитуда 40 м. На север антиклиналната гънка Източна Мичаю е усложнена от повдигнат блок (проектни номера 40992-03), а на юг - потънал блок (проекти 40990-07, 40992- 11), поради смущения на оперението на североизточното простирание.

На север от издигането на Източния Мичаю беше разкрита близката до разлом структура Средна Мичаю. Предполагаме, че се затваря на север от района на докладване, където по-рано е извършена работа с / p 40991 и са направени структурни конструкции по отразяващи хоризонти в пермски отлагания. Структурата на Средния Мичаю се разглежда в рамките на издигането на Източния Мичаю. Според работата с \ n 40992 е разкрито наличието на отклонение между структурите Източна Мичаю и Среднемичаю по проект 40990-03, 40992-02, което се потвърждава и от отчетните работи.

В същата структурна зона с издиганията, обсъдени по-горе, се намира Иван-Шорската антиклинална структура, идентифицирана от работите s\n 40992 (Misyukevich N.V., 1993). От запад и юг е ограден от тектонски разломи. Размерите на конструкцията съгласно OG III 2-3 са 1,75×1 km.

На запад от Среднемичаюската, Восточно-Мичаюската и Иван-Шорската структури се намират Южно-Лемюската и Южно-Мичаюската структури, които са засегнати само от западните краища на отчетените профили.

Югоизточно от структурата South-Michayu беше разкрита структура East-Tripanyel с ниска амплитуда. Представена е от антиклинална гънка, чиито размери според OG III 2-3 са 1,5×1 km.

В западната периферна част на субмеридионалния грабен в северната част на отчетния район са изолирани малки приразломни структури. На юг подобни структурни форми се образуват поради малки тектонски разломи на различни удари, които усложняват грабеновата зона. Всички тези малки структури в блоковете, понижени спрямо издигането на Източния Мичаю, са обединени от нас под общото наименование на структурата на Централния Мичаю и изискват по-нататъшно сеизмично проучване.

Референтна точка 6 е свързана с OG IIIf 1 в горната част на Яранския хоризонт. Структурен план на отразяващ хоризонт IIIf 1, наследен от OG III 2-3. Размерите на близката разломна структура на Източен Мичаю са 9,1 × 1,2 km, в контура на изохипсата - 2260 m, северният и южният купол се отличават с амплитуда съответно 35 и 60 m.

Размерите на приразломната гънка Иван-Шорская са 1,7 × 0,9 km.

Структурната карта на OG IIId отразява поведението на основата на домениковия хоризонт на среднофранския подетап. Като цяло има издигане на устройствения план на север. На север от района на докладване основата на доманика беше разкрита от кладенец No. 2-Сев.Мичаю, 1-Сев.Мичаю на абсолютни кота - съответно 2140 и - 2109 m, на юг - в сондажа. 1-Диню-Савинобор на марката - 2257 м. Структурите Източна Мичаю и Иван-Шор заемат междинно хипсометрично положение между структурите Северно-Мичаю и Диню-Савинобор.

На нивото на хоризонта Доманик смущението на оперението при проект 40992-03 избледнява; вместо повдигнатия блок се е образувал купол, покриващ съседните профили 40990-03, -04, 40992-02. Размерите му са 1,9 × 0,4 km, амплитудата е 15 м. На юг от основната структура, до друг разлом на оперение по проект 40992-10, малък купол се затваря с изохипса от -2180 m. Размерите му са 0,5 × 0,9, амплитудата е 35 м. Структурата Иван-Шор се намира на 60 м под структурата на Източна Мичаю.

Структурният план на OG Ik, ограничен до върха на карбонатите на кунгурския етап, се различава значително от структурния план на подлежащите хоризонти.

Грабеновидният пад на западната разломна зона на времевите участъци има чашовидна форма, във връзка с което е преструктуриран структурният план на OG Ik. Екраниращите тектонични разломи и арката на структурата East Michayu се изместват на изток. Размерът на структурата East Michayu е много по-малък, отколкото в подлежащите находища.

Тектонското смущение на североизточното простирание разчупва структурата East Michayu на две части. В контура на конструкцията се открояват два купола, като амплитудата на южния е по-голяма от тази на северния и е 35 m.

На юг е повдигането на Иван-Шорски разлом, което сега е структурен нос, на север от който се откроява малък купол. Разломът избледнява, скривайки антиклиналата Иван-Шор на юг по долните хоризонти.

Източният фланг на структурата South Lemew е усложнен от леко тектонско нарушение на субмеридионалното простирание.

В цялата територия има малки безкоренни тектонични нарушения, с амплитуда 10-15 m, които не се вписват в никоя система.

Продуктивен в находищата Северо-Савиноборски, Диню-Савиноборски, Мичаюски, пясъчният резервоар V-3 се намира под репер 6, който се идентифицира с OG IIIf1, на 18-22 m и в кладенеца. 4-Mich. на 30м.

В структурния план на горната част на формацията V-3 най-високата хипсометрична позиция е заета от Мичаюското поле, чиято североизточна част е ограничена до структурата Южен Лемю. WOC на полето Michayuskoye се намира на ниво - 2160 m (Колосов V.I., 1990). Структурата на Източния Мичаю се затваря с изохипса - 2280 m, повдигнат блок на ниво - 2270 m, понижен блок в южния край на ниво - 2300 m.

На нивото на структурата Восточно-Мичаю, на юг се намира Северо-Савиноборското поле с OWC на ​​ниво - 2270 m. 1-Диню-Савинобор е определен на ниво - 2373 m.

По този начин структурата East Michayu, която се намира в същата структурна зона като тази на Диня-Савинобор, е много по-висока от нея и може да бъде добър капан за въглеводороди. Екранът е грабеновидно корито със северозападно простиране с асиметрична форма.

Западната страна на грабена минава по нормални разломи с ниска амплитуда, с изключение на някои профили (проекти 40992-01, -05, 40990-02). С висока амплитуда са нарушенията на източната страна на грабена, чиято най-слегнала част се намира при пр. 40990-02, 40992-03. Според тях предполагаемите пропускливи образувания са в контакт със Саргаевските или Тиманските образувания.

На юг амплитудата на смущението намалява и на ниво профил 40992-08 грабенът се затваря на юг. Така южната периклинала на структурата Восточно-Мичаюская е в понижения блок. В този случай свитата V-3 може да контактува чрез нарушаване с междупластовите глини на яранския хоризонт.

На юг в тази зона се намира приразломната структура Иван-Шорская, която се пресича от два меридионални профила 13291-09, 40992-21. Липсата на сеизмични профили по протежението на конструкцията не ни позволява да преценим надеждността на обекта, идентифициран с s\n 40992.

Грабеновидният падин от своя страна е разкъсан от тектонски разломи, поради което в него се образуват изолирани повдигнати блокове. Те са наречени от нас като Централна Мичаю структура. На профили 40992-04, -05 фрагменти от структурата на Източния Мичаю бяха отразени в понижения блок. В пресечната точка на профили 40992-20 и 40992-12 има малка структура с ниска амплитуда, която нарекохме East Trypanyelskaya.

1.4 Съдържание на нефт и газ

Районът на работа се намира в Ижма-Печорския нефтен и газов район в рамките на Мичаю-Пашнински нефтен и газов район.

В полетата на района на Мичаю-Пашнински широк комплекс от теригенно-карбонатни отлагания от средния девон до горния перм включително е нефтен.

В близост до разглежданата зона се намират находищата Мичаюское и Южно-Мичаюское.

Дълбоки търсещи и проучвателни сондажи, извършени през 1961 - 1968 г. в находището Мичаюское, кладенци № 1-Ю. Находището е слоесто, дъговидно, частично водоплаващо. Височината на находището е около 25 m, размерите са 14 × 3,2 km.

В находището Michayuskoye търговският нефтоносен капацитет е свързан с пясъчни образувания в основата на казанския етап. За първи път нефт от горнопермските находища на това поле е получен през 1982 г. от сондаж 582. Нефтоносността на пластовете R 2 -23 и R 2 -26 е установена чрез изпитване в тях. Нефтените находища във формацията P 2 -23 са ограничени до пясъчници, вероятно с канален генезис, простиращи се под формата на няколко ивици субмеридионално простиране през цялото Мичаюское поле. В сондажа се установява нефтоносна способност. 582, 30, 106. Леко масло, с високо съдържание на асфалтени и парафин. Отлаганията са приучени към трап от структурно-литоложки тип.

Нефтените залежи в слоевете P 2 -24, P 2 -25, P 2 -26 са ограничени до пясъчници, вероятно с канален произход, простиращи се под формата на ивици през Мичаюското поле. Ширината на ивиците варира от 200 m до 480 m, максималната дебелина на пласта е от 8 до 11 m.

Пропускливостта на резервоара е 43 mD и 58 mD, порьозността е 23% и 13,8%. Стартови акции кат. A + B + C 1 (геол. / изв.) са равни на 12176/5923 хил. тона, категория C 2 (геол. / изв.) 1311/244 хил. тона. Остатъчни запаси към 01.01.2000 г. по категории А+В+С 1 са 7048/795 хил. тона, по категория С 2 1311/244 хил. тона, с общ добив 5128 хил. тона.

Южно-Мичаюското нефтено находище се намира на 68 км северозападно от град Вуктил, на 7 км от Мичаюското находище. Открит е през 1997 г. от сондаж 60 - Ю.М., в който е получен приток на нефт от 5 m 3 /ден от интервал 602 - 614 m по PU.

Резервоарното нефтено находище, литоложно екранирано, ограничено до пясъчниците на формацията P 2 -23 от казанския етап на горния перм.

Дълбочината на покрива на пласта в билото е 602 m, пропускливостта на резервоара е 25,4 mD, а порьозността е 23%. Плътността на маслото е 0,843 g/cm 3 , вискозитетът в резервоарни условия е 13,9 MPa. s, съдържание на смоли и асфалтени 12,3%, парафини 2,97%, сяра 0,72%.

Първоначалните наличности са равни на остатъчните наличности към 01.01.2000г. и възлизат на 1742/112 хил. тона за категории A+B+C и 2254/338 хил. тона за категория C.

В полето Диню-Савиноборское през 2001 г. е открито нефтено находище в теригенни отлагания на формацията V-3 на яранския хоризонт на франския етап на горния девон. кладенец 1-Диню-Савинобор. В участъка на кладенеца са изследвани 4 обекта (Таблица 1.2).

При тестване на интервал 2510-2529 m (форма V-3) е получен приток (разтвор, филтрат, нефт, газ) в размер на 7,5 m 3 (от които нефт - 2,5 m 3).

При тестване на интервала 2501-2523 m се получава масло с дебит 36 m 3 / ден през дросел с диаметър 5 mm.

При тестване на горните резервоари на хоризонтите Яран и Джиер (слоеве Ia, Ib, B-4) (тестов интервал 2410-2490 m) не се наблюдават нефтени прояви. Получава се разтвор в обем от 0,1 m 3.

За определяне на производителността на пласта V-2 е проведен тест в интервала от 2522-2549,3 м. В резултат на това са получени разтвор, филтрат, нефт, газ и пластова вода в количество от 3,38 m 3, от които 1,41 м3 поради течове в инструмент 3, приток от резервоара - 1,97 м3.

При изследване на отлаганията от долния перм (тестов интервал 1050 - 1083,5 m) също е получен разтвор с обем 0,16 m 3. Въпреки това, в процеса на сондиране, според данните от ядрото, са отбелязани признаци на насищане с нефт в указан интервал. В интервал 1066.3-1073.3 пясъчниците са неравнозърнести, лещовидни. В средата на интервала се наблюдават нефтени изливи, 1,5 cm – слой от нефтонаситен пясъчник. В интервалите 1073,3-1080,3 m и 1080,3-1085 m се забелязват и прослойки от пясъчници с нефтени изливи и тънки (в интервала 1080,3-1085 m, изземване на ядрото 2,7 m) прослойки от полимиктов нефтонаситен пясъчник.

Признаци на нефтонасищане по данни от керна в сондажа 1-Диню-Савинобор също са отбелязани в горната част на члена на зеленецкия хоризонт на фаменския етап (интервал на проби от ядрото 1244,6-1253,8 m) и в слой Ib на хоризонта Джиерски на франския етап (интервал на вземане на проби от ядрото 2464,8-2470 м).

В резервоар V-2 (D3 jr) има пясъчници с мирис на въглеводород (интервал на пробовземане на ядка 2528,7-2536 m).

Информация за резултатите от тестовете и нефт показва в кладенците е дадена в таблици 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 - Резултати от изследването на сондажа

			образуване.	Резултати от тестовете.
				1 обект. Приток на минерализирана вода Q=38 m 3 /ден по ПУ.
				2 обект. Мин. вода Q \u003d 0,75 m 3 / ден според PU.
				3 обект. Не е получен приток.
				1 обект. Мин. вода Q \u003d 19,6 m 3 / ден.
				2 обект. Малък приток мин. вода Q \u003d 0,5 m 3 / ден.
				1 обект. IP резервоар мин. вода с добавка на филтратния разтвор Q=296 m 3 /ден.
				2 обект. IP резервоар мин. вода с миризма на сероводород, тъмнозелена.
				3 обект. Мин. вода Q \u003d 21,5 m 3 / ден.
				4 обект. Мин. вода Q \u003d 13,5 m 3 / ден.
				В колоната свободният поток на масло е 10 m 3 /ден.
				Масло Q=21 т/ден при дросел 4 мм.
				1 обект. Приток на индустриално масло Q=26 m 3 /ден на 4 mm дросел.
				1 обект. Маслен бликател Q \u003d 36,8 m 3 / ден на 4 mm фитинг.
				Приток на масло 5 m 3 /ден според PU.
				3, 4, 5 обекта. Слаб приток на масло Q \u003d 0,1 m 3 / ден.
				IP масло 25 m 3 за 45 минути.
				Първоначалният дебит на нефт е 81,5 тона/ден.
				5,6 m 3 масло за 50 минути.
				Първоначалният дебит на нефт е 71,2 тона/ден.
				Масло Q нач. =66,6 t/ден.
				Приток на масло Q=6,5 m 3 /час, P пл. =205 атм.
				Началният дебит на нефт е 10,3 t/ден.
				Масло Q \u003d 0,5 m 3 / час, R pl. =160 атм.
				Минерална вода с маслени филми.
				Разтвор, филтрат, масло, газ. Обем на притока 7,5 m 3 (от които масло 2,5 m 3). Р кв. =27,65 MPa.
				Разтвор, филтрат, нефт, газ, пластова вода. V пр. \u003d 3,38 m 3, R пл. =27,71 MPa.
				Дебит на масло 36 m 3 /ден, диам. PCS. 5 мм.
				Не е получен приток.

Таблица 1.2 - Информация за маслените изложби

		Интервал		Естеството на проявите.
				Варовици с мазни петна в каверни и пори.
				Маслени филми по време на сондиране.
				Според ГИС, наситен с нефт пясъчник.
				Варовик с шевни фуги, запълнен с битумна глина.
				Наситено с масло ядро.
				Редуване на нефтонаситени пясъчници, алевролити, тънки слоеве глини.
				Наситено с масло ядро.
				Нефтонаситени полимиктови пясъчници.
				Водонаситени пясъчници.
				Нефтонаситени варовици.
				Варовикът е криптокристален, с отделни пукнатини, съдържащ битуминозен материал.
				Аргилит, варовик. Маслен излив в средата на интервала; 1,5 см - слой от нефтонаситен пясъчник.
				Пясъчникът е неравнозърнест и дребнозърнест с маслени ексудати.
				Варовик и отделни пластове от нефтонаситен пясъчник.
				Редуване на доломит и доломитни варовици с нефтени ексудати.
				Аргилит с изливи и маслени филми по пукнатини; алеврит с мирис на нефт.
				Редуване на пясъчници с изливи и маслени петна.
				Редуване на пясъчници с миризма на HC и кални камъни с разпръснат битум.
				Дребнозърнести пясъчници с мирис на въглеводород, битуминозни по пукнатини.
				Варовик с маслени ексудати и мирис на въглеводород; пясъчници и калници с нефтени ексудати.
				Плътен и здрав пясъчник с мирис на въглеводороди.
				Редуване на кварцов пясъчник с мирис на въглеводород, алевролит и кал.
				Кварцови пясъчници със слаба въглеводородна миризма.

2. Особена част

2.1 Геофизични работи, извършени в тази област

Докладът е съставен въз основа на резултатите от повторната обработка и повторна интерпретация на сеизмични данни, получени в северния блок на полето Диню-Савинобор през различни години от сеизмични екипи 8213 (1982), 8313 (1984), 41189 (1990), 40990 (1992). ), 40992 (1993) съгласно споразумението между Kogel LLC и Dinyu LLC. Методиката и техниката на работа са показани в таблица 2.1.

Таблица 2.1 - Информация за методологията на теренната работа

			" напредък"	"Прогрес - 2"	"Прогрес - 2"
Система за наблюдение	Централна	Централнаная	фланг	фланг	фланг
Опции за източник
	Експлозивен	Експлозивен	неексплозивен"отслабване" - SIM	Неексплозивна "тежест за падане" - SIM	Невзривоопасен "Енисей - ЗРК"
Брой кладенци в група
Сума на таксата
Разстояние между изстрелите
Опции за разположение
множественост
Групиране на геофони	26 съвместни предприятия на базата на 78 m	26 съвместни предприятия на базата на 78 m	12 съвместни предприятия на база от 25м	11 съвместни предприятия на базата на 25м	11 съвместни предприятия на базата на 25м
Разстояние между ПП
Минимално разстояние от взривно устройство
Максимално разстояние взривно устройство

Тектонично-ограничената структура Vostochno-Michayu, идентифицирана от работите s / p 40991, беше прехвърлена към сондиране на отлаганията от долния фран, долния фамен и долния перм през 1993 г., s / p 40992. Сеизмичните проучвания като цяло бяха фокусирани върху изследването на пермския период част от разреза, конструктивни конструкции в долната част на разреза изпълнени само върху отразяващия хоризонт III f 1 .

На запад от работната зона се намират нефтените находища Мичаюское и Южно-Мичаюское. Търговският нефтен и газов потенциал на находището Мичаюское е свързан с отлаганията от горния перм, нефтеното находище се съдържа в пясъчниците на формацията V-3 в горната част на хоризонта Яран.

Югоизточно от структурата Vostochno-Michayu през 2001 г. кладенецът 1-Dinyu-Savinobor откри нефтено находище в долните франски отлагания. Структурите Диню-Савинобор и Източен Мичаю са разположени в същата структурна зона.

Във връзка с тези обстоятелства се наложи ревизия на всички налични геоложки и геофизични материали.

Повторната обработка на сеизмични данни е извършена през 2001 г. от Tabrina V.A. в системата ProMAX обемът на преработка е 415,28 km.

Предварителната обработка се състоеше от конвертиране на данните във вътрешния формат ProMAX, присвояване на геометрията и възстановяване на амплитудите.

Интерпретацията на сеизмичния материал е извършена от водещия геофизик И. Х. Мингалеева, геолог Е. В. Матюшева, геофизик I категория Н. С. Интерпретацията е извършена в системата за изследване Geoframe на работната станция SUN 61. Интерпретацията включва корелация на отразяващи хоризонти, изграждане на карти на изохрони, изохипи и изопахи. Работната станция беше заредена с дигитализирани регистрационни файлове за кладенци 14-Michayu, 24-Michayu. За преизчисляване на кривите на каротажа към времевата скала бяха използвани скоростите, получени от сеизмичния каротаж на съответните кладенци.

Изграждането на карти на изохрони, изохипи и изопахи се извършва автоматично. Ако е необходимо, те се коригират ръчно.

Скоростните модели, необходими за трансформиране на изохронни карти в структурни, бяха определени от сондажни и сеизмични данни.

Напречното сечение на изохипсата е определено от конструктивната грешка. За да се запазят особеностите на конструктивните планове и за по-добро визуализиране, разрезът на изохипсата е приет 10 m по всички рефлекторни хоризонти. Мащаб на картата 1:25000. Стратиграфското ограничаване на отразяващите хоризонти е извършено според сеизмичния каротаж на кладенци 14-,24-Michayu.

В района са трасирани 6 отразяващи хоризонта. Представени са конструктивни конструкции за 4 отразяващи хоризонта.

OG Ik е ограничен до репер 1, идентифициран по аналогия с кладенеца Диню-Савинобор в горния кунгурски период, на 20-30 m под уфимските отлагания (Фигура 2.1). Хоризонтът е добре корелиран в положителната фаза, интензитетът на отражение е нисък, но динамичните характеристики са последователни в района. Следващият отразяващ хоризонт II-III се идентифицира с границата на карбоновите и девонските отлагания. GO се разпознава доста лесно по профилите, въпреки че на места има смущение на две фази. В източните краища на широчинните профили се появява допълнително отражение над OG II-III, което се вклинява на запад под формата на плантарно застъпване.

OG IIIfm 1 е ограничен до бенчмарк 5, идентифициран в долната част на Йелецкия хоризонт от долния фамен. В кладенци 5-M., 14-M репер 5 съвпада с дъното на Йелецкия хоризонт, идентифициран от TP NIC, в други кладенци (2,4,8,22,24,28-M) на 3-10 m над официална повреда на дъно D 3 ел. Отражателният хоризонт е референтен, има изразени динамични характеристики и висока интензивност. Конструктивни конструкции за ОГ IIIфм 1 не са предвидени от програмата.

OG IIId се отъждествява с основата на доманиковите находища и уверено корелира във времеви разрези в отрицателната фаза.

Референтна точка 6 в горната част на долнофранския ярански хоризонт е свързана с OG IIIf 1 . Бенчмарк 6 се откроява доста уверено във всички кладенци на 10-15 м под основата на находищата Джер. Отразяващият хоризонт IIIf 1 се проследява добре, въпреки факта, че има ниска интензивност.

Продуктивен в находищата Мичаюское, Диню-Савиноборское, пясъчният резервоар V-3 се намира на 18-22 m под IIIf 1 OG, само в 4-M кладенец. дебелината на отлаганията, заложени между OG IIIf 1 и свита V-3, се увеличава до 30 m.

Фигура 2.1 - Сравнение на секции на кладенци 1-C. Michayu, 24-Michayu, 14-Michayu и щракащи отразяващи хоризонти

Следващият отразяващ хоризонт III 2-3 е слабо изразен във вълновото поле, трасирано близо до върха на среднодевонските теригенни отлагания. OG III 2-3 е корелиран в отрицателна фаза като ерозионна повърхност. В югозападната част на отчетния район се наблюдава намаляване на времевата дебелина между OG IIIf 1 и III 2-3, което е особено ясно видимо на профил 8213-02 (Фигура 2.2).

Направени са структурни конструкции (Фигури 2.3 и 2.4) по рефлекторите Ik, IIId, IIIf 1, III 2-3, изградена е изопахна карта между OG IIId и III 2-3, структурна карта е представена по горната част на B -3 пясъчно легло, за цялото находище Диньо - Савиноборское.

Фигура 2.2 - Фрагмент от времеви разрез по профил 8213-02

2.2 Резултати от геофизични проучвания

В резултат на повторна обработка и реинтерпретация на сеизмични данни за северния блок на полето Диню-Савинобор.

Изследвахме геоложката структура на северния блок на полето Диню-Савиноборское въз основа на пермските и девонските отлагания,

Фигура 2.3 - Структурна карта по отразяващия хоризонт III2-3 (D2-3)

Фигура 2.4 - Структурна карта по отразяващия хоризонт III d (D 3 dm)

- проследени и свързани по площта 6 рефлектора: Ik, II-III, IIIfm1 , IIId, IIIf1 , III2-3 ;

Извършени конструктивни конструкции в мащаб 1:25000 за 4 ОГ: Ik, IIId, IIIf1, III2-3;

Изградена е обща структурна карта по горната част на свитата В-3 за Диню-Савиноборската структура и северния блок на Диню-Савиноборското поле и изопахна карта между ОГ IIId и III2-3;

Изградихме дълбоки сеизмични разрези (мащаб на хоризонт 1:12500, вер. 1:10000) и сеизмогеоложки разрези (мащаб на хоризонт 1:25000, вер. 1:2000);

Изградихме сравнителна схема за долнофранските отлагания чрез кладенци в района на Мичаюская, кладенец №. 1-Диню-Савинобор и 1-Трипанйел в мащаб 1:500;

Изяснява геоложкия строеж на структурите Източна Мичаю и Иван-Шор;

Разкрити структури на Средния Мичаю, Централен Мичаю, Източен Трипаньол;

Проследена е грабеновидна корита с североизточен наклон, която представлява екран за северния блок на Диню-Савиноборската структура.

За да се проучи нефтеният потенциал на долните франски отлагания в рамките на централния блок на структурата Източен Мичаю, пробийте проучвателна сонда № 3 на профил 40992-04 pk 29.00 с дълбочина 2500 m до отварянето на средния девон депозити;

На южния блок - проучвателен сондаж № 7 на кръстовището на профили 40990-07 и 40992 -21 с дълбочина 2550 m;

На северния блок - проучвателен сондаж No 8 профил 40992-03 пк 28.50 с дълбочина 2450 м;

Извършване на детайлни сеизмични проучвания в структурата Иван-Шор;

Да извърши повторна обработка и реинтерпретация на сеизмични проучвания на Южно-Мичаюская и Среднемичаюская структури.

2.3 Обосновка за избора на 3D сеизмика

Основната причина, която оправдава необходимостта от използване на доста сложна и доста скъпа 3D площна сеизмична технология на етапите на проучване и детайлизиране, е преходът в повечето региони към изследване на структури и находища с все по-сложни резервоари, което води до риск на пробиване на празни кладенци. Доказано е, че с увеличаване на пространствената разделителна способност с повече от порядък, цената на 3D работите в сравнение с детайлното 2D проучване (~2 km/km 2) се увеличава само 1,5-2 пъти. В същото време детайлността и общото количество информация за 3D заснемане са по-високи. Практически непрекъснато сеизмично поле ще осигури:

· По-високо детайлно описание на структурни повърхности и точност на картографиране в сравнение с 2D (грешките са намалени 2-3 пъти и не надвишават 3-5 m);

· Еднозначност и достоверност на проследяване по площ и обем на тектонските нарушения;

· Сеизмичният фациален анализ ще осигури идентификация и проследяване на сеизмични фациеси в обем;

· Възможност за интерполация в междукладенчното пространство на параметрите на резервоара (дебелина на слоя, порьозност, граници на развитие на резервоара);

· Уточняване на запасите от нефт и газ чрез детайлизиране на структурните и оценъчни характеристики.

Това показва възможната икономическа и геоложка осъществимост на използването на триизмерно изследване на структурата East Michayu. При избора на икономическа целесъобразност трябва да се има предвид, че икономическият ефект от прилагането на 3D към целия комплекс от проучване и разработване на находища също взема предвид:

· нарастване на запасите по категории С1 и С2;

· спестявания чрез намаляване на броя на неинформативните проучвателни и нископроизводителни сондажи;

· оптимизиране на режима на разработка чрез усъвършенстване на модела на резервоара;

· нарастване на ресурсите на C3 поради идентифицирането на нови обекти;

· разходи за 3D проучване, обработка и интерпретация на данни.

3. Проектантска част

3.1 Обосновка на методологията на работа CDP - 3D

Изборът на система за наблюдение се основава на следните фактори: задачи, които трябва да бъдат решени, характеристики на сеизмогеоложките условия, технически възможности и икономически ползи. Оптималната комбинация от тези фактори определя системата за наблюдение.

В района Восточно-Мичаюская ще бъдат проведени сеизмични изследвания CDP-3D с цел подробно изследване на структурно-тектонските и литофациалните особености на структурата на седиментната покривка в седименти от горен перм до силур; картографиране на зони на развитие на литофациални хетерогенности и подобрени резервоарни свойства, прекъснати тектонични нарушения; изследване на геоложката история на развитието въз основа на палеоструктурен анализ; идентифициране и подготовка на нефтобещаващи обекти.

За решаване на поставените задачи, като се вземе предвид геоложката структура на района, факторът на минимално въздействие върху природната среда и икономическият фактор, се предлага ортогонална система за наблюдение с точки на възбуждане, разположени между линиите на приемане (т.е. с припокриване на приемането линии). Като източници на възбуждане ще се използват експлозии в кладенци.

3.2 Пример за изчисляване на "кръстосана" система за наблюдение

Системата за наблюдение от типа "кръст" се формира чрез последователно припокриване на взаимно ортогонални разположения, източници и приемници. Нека илюстрираме принципа на формиране на ареалната система на следния идеализиран пример. Да приемем, че геофоните (група геофони) са равномерно разпределени по линията на наблюдение, съвпадаща с оста X.

По протежение на оста, пресичаща разположението на сеизмичните приемници в центъра, m е разположен равномерно и симетрично в източниците. Стъпката на източниците на do и сеизмичните приемници на dx е една и съща. Сигналите, генерирани от всеки източник, се приемат от всички геофони на масива. В резултат на такова изпитване се формира поле от m 2 средни точки на отражение. Ако последователно изместим разположението на сеизмичните приемници и линията на източниците, ортогонални на нея по оста X с стъпка dx и повторим регистрацията, тогава резултатът ще бъде многократно припокриване на лентата, чиято ширина е равна на половината базата на възбуждане. Последователното изместване на базата на възбуждане и приемане по оста Y с стъпка du води до допълнително - многократно припокриване и общото припокриване ще бъде. Естествено, на практика трябва да се използват по-технологично напреднали и икономически оправдани варианти на система с взаимно ортогонални линии на източници и приемници. Също така е очевидно, че съотношението на припокриване трябва да бъде избрано в съответствие с изискванията, определени от естеството на вълновото поле и алгоритмите за обработка. Като пример, Фигура 3.1 показва осемнадесеткратна ареална система, за реализирането на която се използва една 192-канална сеизмична станция, която последователно получава сигнали от 18 пикета за възбуждане. Помислете за параметрите на тази система. Всичките 192 геофона (групи геофони) са разпределени в четири паралелни профила (по 48 на всеки). Стъпката dx между приемните точки е 0,05 km, разстоянието d между приемните линии е 0,05 km. Стъпката на източниците Sy по оста Y е 0,05 km. Фиксирано разпределение на източници и приемници ще се нарича блок. След получаване на вибрации от всички 18 източника, блокът се измества със стъпка Така се изработва ивица по оста X от началото до края на изследваната зона. Следващата лента от четири приемни линии се поставя успоредно на предишната, така че разстоянието между съседните (най-близките) приемни линии на първата и втората лента да е равно на разстоянието между приемните линии в блока (?y = 0,2 km) . В този случай линиите на източника на първата и втората лента се припокриват с половината от базата на възбуждане. При разработване на третата лента изходните линии на втората и третата лента се припокриват наполовина и т.н. Следователно в тази версия на системата приемните линии не се дублират и във всяка точка на източник (с изключение на крайните) сигналите се възбуждат два пъти.

Нека запишем основните отношения, които определят параметрите на системата и нейната множественост. За да направим това, следвайки фигура 8, въвеждаме допълнителна нотация:

W - брой на приемащите линии,

m x - брой приемни точки на всяка приемна линия на дадения блок;

m y - броят на източниците на всяка линия на възбуждане на дадения блок,

P е ширината на интервала в центъра на линията на възбуждане, в рамките на който не са разположени източниците,

L - отместване (отместване) по оста X на линията на източника от най-близките точки на приемане.

Във всички случаи интервалите ?x, ?y и L са кратни на стъпката dx. Това гарантира еднаквостта на мрежата от средни точки, съответстваща на всяка двойка източник-приемник, т.е. направи го! изискване на условието, необходимо за формиране на сеизмограми на общи средни точки (CMP). при което:

Ax=Ndx N=1, 2, 3...

tSy-MdyM=1, 2, 3...

L=q qxq=1, 2, 3...

Нека обясним значението на параметъра P. Преместването между линиите на средните точки е равно на половината стъпка? Ако източниците са равномерно разпределени (няма прекъсване), тогава за подобни системи съотношението на припокриване по оста Y е равно на W (броя на приемащите линии). За да се намали множеството припокривания по оста Y и да се намалят разходите поради по-малък брой източници, в центъра на линията на възбуждане се прави празнина със стойност P, равна на:

Където k = 1,2,3...

Когато k=1,2,3 съответно коефициентът на припокриване намалява с 1,2,3, т.е. става равно на W-K.

Общата формула, свързваща множеството припокривания n y с параметрите на системата

следователно изразът за броя на източниците m y на една линия на възбуждане може да бъде написан както следва:

За системата за наблюдение (Фигура 3.1) броят на източниците на линията на възбуждане е 18.

Фигура 3.1 - Система за наблюдение от типа "кръст".

От израз (3.3) следва, че тъй като стъпката на профилите?y винаги е кратна на стъпката на източниците dy, броят на източниците my за този тип система е четно число. Разпределени по права линия, успоредна на оста Y симетрично на профилите на приемане, включени в този блок, точките на възбуждане или съвпадат с точките на приемане, или са изместени спрямо точките на приемане с 1/2·dy. Ако множествеността на припокриване n y в даден блок е нечетно число, източниците винаги не съвпадат с приемните точки. Ако n y е четно число, възможни са две ситуации: ?y/du е нечетно число, източниците съвпадат с точките на приемане, ?y/du е четно число, източниците се изместват спрямо точките на приемане с dy/ 2. Този факт трябва да се вземе предвид при синтезирането на системата (избор на броя на профилите на приемане W и стъпката? y между тях), тъй като зависи от това дали вертикалните времена, необходими за определяне на статичните корекции, ще бъдат записани в точките на приемане.

Формулата, която определя множеството припокривания n x по оста X, може да бъде написана подобно на формула (3.2)

по този начин общата множественост на припокриванията n xy по площ е равна на произведението от n x и n y

В съответствие с приетите стойности на m x, dx и?x, множествеността на припокриванията n x по оста X, изчислена по формула (3.4), е 6, а общата множественост n xy = 13 (Фигура 3.2).

Фигура 3.2 - Множество припокривания nx = 6

Наред със системата за наблюдение, която осигурява припокриване на източници без припокриване на приемните линии, на практика се използват системи, при които възбуждащите линии не се припокриват, но част от приемните линии се дублират. Нека разгледаме шест приемни линии, по всяка от които сеизмичните приемници, приемащи сигнали, последователно възбудени от източници, са равномерно разпределени. При разработването на втората лента три приемни линии се дублират от следващия блок, а изходните линии продължават като продължение на ортогоналните профили на първата лента. По този начин приложената технология на работа не предвижда дублиране на точки на възбуждане. При двойно припокриване на приемащите линии кратността n y е равна на броя на припокриващите се приемащи линии. Пълният еквивалент на система от шест профила, последвани от припокриване на три приемни линии, е система с припокриващи се източници, чийто брой се удвоява, за да се постигне същото сгъване. Следователно системите с припокриващи се източници са икономически неизгодни, т.к. тази техника изисква голямо количество пробиване и взривяване.

Преход към 3D сеизмика.

Проектирането на 3D проучване се основава на познаването на редица характеристики на сеизмологичния участък на работната площадка.

Информацията за геосеизмичния участък включва:

Многократност на снимане 2D

максимални дълбочини на целевите геоложки граници

минимални геоложки граници

минималният хоризонтален размер на местните геоложки обекти

максимални честоти на отразените вълни от целевите хоризонти

средна скорост в слоя, разположен на целевия хоризонт

време на регистриране на отражения от целевия хоризонт

размера на изследваната зона

За да регистрирате времевото поле в MOGT-3D, е рационално да използвате телеметрични станции. Броят на профилите се избира в зависимост от кратността n y =u.

Разстоянието между общите средни точки на отразяващата повърхност по осите X и Y определя размера на контейнера:

Максимално допустимото минимално отместване на линията на източника се избира въз основа на минималната дълбочина на отразяващите граници:

Минимален офсет.

Максимално отместване.

За да се осигури кратността n x, се определя разстоянието между линиите на възбуждане?x:

За записващото устройство, разстоянието между приемащите линии?y:

Като се вземе предвид технологията на работа с двойно припокриване на приемащата линия, броят на източниците m y в един блок, за да се осигури множествеността n y:

Фигура 3.3 - Кратност ny =2

Въз основа на резултатите от планирането на 3D проучване се получава следният набор от данни:

разстояние между каналите dx

броя на активните канали на една приемна линия m x

общ брой активни канали m x u

минимално отместване Lmin

размер на контейнера

обща кратност n xy

Подобни документи

Геоложки и геофизични характеристики на обекта на проектираната работа. Сеизмогеоложка характеристика на разреза. Обосновка на поставяне на геофизични работи. Технологии на теренна работа. Техника на обработка и интерпретация. Топографо-геодезически работи.

курсова работа, добавена на 10.01.2016 г


Теренна сеизмична работа. Геоложко и геофизично проучване на структурата на територията. Стратиграфска и сеизмогеоложка характеристика на района. Параметри на CDP-3D сеизмични проучвания в района на Ново-Жедринский. Основните характеристики на подредбата.

дисертация, добавена на 19.03.2015 г


История на изследването на централната част на Кудиновско-Романовската зона. Тектонска структура и нефтен и газов потенциал на Вербовския район. Литоложка и стратиграфска характеристика на разреза. Обосновка за организиране на издирвателни операции в района на Вербовская.

курсова работа, добавена на 01.02.2010 г


Геоложко и геофизично познаване на района. Тектонски строеж и стратиграфия на района на изследване. Методи и техники за теренна работа, обработка и интерпретация на данни. Стратиграфско рефериране и корелация на рефлектори. Изграждане на карти.

курсова работа, добавена на 10.11.2012 г


Географска и икономическа характеристика на района. Сеизмогеоложка характеристика на разреза. кратко описание напредприятия. Организация на сеизмичните проучвания. Изчисляване на системата за наблюдение за надлъжни сеизмични проучвания. Полева технология.

дисертация, добавена на 09.06.2014 г


Разглеждане на метода на общата дълбочинна точка: характеристики на ходографа и интерферентната система. Сеизмологичен модел на участъка. Изчисляване на ходографи на полезни вълни, определяне на функцията на забавяне на интерферентни вълни. Организация на полеви сеизмични проучвания.

курсова работа, добавена на 30.05.2012 г


Географски и икономически условия на района на работа. Проектиране на литолого-стратиграфски разрез. Характеристики на тектониката и нефтогазоносността. Методика и обем на проектираните работи. Система за локализиране на проучвателни кладенци. Обосновка на типичен дизайн на кладенец.

курсова работа, добавена на 03/06/2013


Особености на сеизмичните изследвания на CDP 2D от кабелни телеметрични системи XZone в района Восточно-Перевозная на Баренцово море. Прогнозна оценка на възможността за идентифициране на обекти, наситени с нефт и газ, с помощта на технологията за анализ на AVO.

дисертация, добавена на 05.09.2012 г


Методика и технология за теренни сеизмични проучвания. Сеизмогенен модел на разреза и неговите параметри. Изчисляване на функцията на забавяне на интерферентни вълни. Условия за възбуждане и приемане на еластични вълни. Избор на хардуер и специално оборудване.

курсова работа, добавена на 24.02.2015 г


Геоложки строеж на работния участък. Литоложка и стратиграфска характеристика на продуктивния разрез. Тектоника и нефтен и газов потенциал. Геоложки проблеми, решавани с геофизични методи. Физико-геоложки предпоставки за прилагане на геофизичните методи.

Очевидно е, че основните задачи на сеизмичното проучване при съществуващото ниво на оборудване са:
1. Повишаване разделителната способност на метода;
2. Възможност за прогнозиране на литоложкия състав на средата.
През последните 3 десетилетия в света е създадена най-мощната индустрия за сеизмично проучване на нефтени и газови находища, чиято основа е методът на общата дълбочинна точка (CDP). Въпреки това, с усъвършенстването и развитието на CDP технологията, все по-ясно се проявява неприемливостта на този метод за решаване на детайлни структурни проблеми и прогнозиране на състава на средата. Причините за това положение са високата цялост на получените (резултатни) данни (сечения), неправилно и в резултат на това неправилно в повечето случаи определяне на ефективните и средните скорости.
Въвеждането на сеизмично проучване в сложни среди на рудни и нефтени райони изисква принципно нов подход, особено на етапа на машинна обработка и интерпретация. Сред новите развиващи се области една от най-обещаващите е идеята за контролиран локален анализ на кинематичните и динамични характеристики на сеизмично вълново поле. На негова основа се разработва метод за диференцирана обработка на материали в сложни среди. В основата на метода на диференциалното сеизмично изследване (DMS) са локални трансформации на изходните сеизмични данни върху малки бази - диференциални по отношение на интегралните трансформации в CDP. Използването на малки бази, водещи до по-точно описание на кривата на ходографа, от една страна, селекцията на вълните в посоката на пристигане, което позволява обработка на сложно интерфериращи вълнови полета, от друга страна, създава предпоставки за използване диференциалният метод в сложни сеизмогеоложки условия, повишава неговата разделителна способност и точност на структурните конструкции (фиг. 1, 3). Важно предимство на MDS е високото параметрично оборудване, което позволява да се получат петрофизичните характеристики на сечението - основата за определяне на материалния състав на средата.
Широко тестване в различни региони на Русия показа, че MDS значително надвишава възможностите на CMP и е алтернатива на последния при изследване на сложни среди.
Първият резултат от диференциалната обработка на сеизмичните данни е дълбок структурен разрез на MDS (S е разрез), който отразява характера на разпределението на отразяващите елементи (области, граници, точки) в изследваната среда.
В допълнение към структурните конструкции, MDS има способността да анализира кинематичните и динамичните характеристики на сеизмичните вълни (параметри), което от своя страна ви позволява да преминете към оценка на петрофизичните свойства на геоложкия разрез.
За да се изгради участък от квазиакустична коравина (А - участък), се използват стойностите на амплитудите на сигналите, отразени върху сеизмичните елементи. Получените А-разрези се използват в процеса на геоложка интерпретация за идентифициране на контрастни геоложки обекти („светло петно“), зони на тектонски разломи, граници на големи геоложки блокове и други геоложки фактори.
Параметърът на квазиатенюацията (F) е функция на честотата на получения сеизмичен сигнал и се използва за идентифициране на области с висока и ниска консолидация скали, зони с висока абсорбция ("тъмно петно").
Участъците със средни и интервални скорости (V, I - участъци), които характеризират нефтено-плътностните и литоложките различия на големите регионални блокове, носят собствен петрофизичен товар.

СХЕМА ЗА ДИФЕРЕНЦИАЛНА ОБРАБОТКА:

ПЪРВОНАЧАЛНИ ДАННИ (МНОГО ПРИПОКРИВАНИЯ)

ПРЕДВАРИТЕЛНА ОБРАБОТКА

ДИФЕРЕНЦИАЛНА ПАРАМЕТРИЗАЦИЯ НА СЕИЗМОГРАМИ

ПАРАМЕТРИ ЗА РЕДАКТИРАНЕ (A, F, V, D)

ДЪЛБОКИ СЕИЗМИЧНИ РАЗРЕЗИ

КАРТА НА ПЕТРОФИЗИЧНИТЕ ПАРАМЕТРИ (S, A, F, V, I, P, L)

ТРАНСФОРМАЦИЯ И СИНТЕЗ НА ПАРАМЕТРИЧНА КАРТА (ФОРМИРАНЕ НА ИЗОБРАЖЕНИЕ НА ГЕОЛОГИЧНИ ОБЕКТИ)

ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕН МОДЕЛ НА ОКОЛНАТА СРЕДА

Петрофизични параметри
S - структурна, A - квази-твърдост, F - квази-абсорбция, V - средна скорост,
I - интервална скорост, P - квази-плътност, L - локални параметри

Времеви раздел на CDP след миграция

Дълбок разрез на MDS

Ориз. 1 СРАВНЕНИЕ НА ЕФЕКТИВНОСТТА НА MOGT И MDS
Западен Сибир, 1999 г

Времеви раздел на CDP след миграция

Дълбок разрез на MDS

Ориз. 3 СРАВНЕНИЕ НА ЕФЕКТИВНОСТТА НА MOGT И MDS
Северна Карелия, 1998 г

Фигури 4-10 показват типични примери за обработка на MDS в различни геоложки условия.

Времеви разрез на CDP

Квазиабсорбционна секция Дълбок разрез на MDS

Участък от средни скорости

Ориз. 4 Диференциална обработка на сеизмични данни при условия
сложни дислокации на скали. Профил 10. Западен Сибир

Диференциалната обработка направи възможно дешифрирането на сложното вълново поле в западната част на сеизмичния участък. Според данните на MDS е установен натиск, в зоната на който има „срутване“ на производствения комплекс (PK PK 2400-5500). В резултат на комплексна интерпретация на участъците от петрофизични характеристики (S, A, F, V) бяха идентифицирани зони с повишена пропускливост.

Дълбок разрез на MDS Времеви разрез на CDP

Секция за квазиакустична коравина Квазиабсорбционна секция

Участък от средни скорости Разрез на интервални скорости

Ориз. 5 Специална обработка на сеизмични данни при търсения
въглеводороди. Калининградска област

Специалната компютърна обработка дава възможност да се получи поредица от параметрични сечения (карти на параметрите). Всяка параметрична карта характеризира определени физични свойстваоколен свят. Синтезът на параметрите служи като основа за формирането на "образа" на нефтен (газов) обект. Резултатът от цялостната интерпретация е Физико-геоложки модел на околната среда с прогноза за залежите на въглеводороди.

Ориз. 6 Диференциална обработка на сеизмични данни
в търсене на медно-никелови руди. Колски полуостров

В резултат на специална обработка бяха разкрити зони с аномални стойности на различни сеизмични параметри. Цялостната интерпретация на данните позволи да се определи най-вероятното местоположение на рудния обект (R) на пикове 3600-4800 m, където се наблюдават следните пертофизични характеристики: висока акустична твърдост над обекта, силна абсорбция под обекта, и намаляване на интервалните скорости в областта на обекта. Това „изображение“ съответства на получените по-рано R-еталони в зоните на дълбоко сондиране в района на свръхдълбокия кладенец Кола.

Ориз. 7 Диференциална обработка на сеизмични данни
при търсене на находища на въглеводороди. Западен Сибир

Специалната компютърна обработка дава възможност да се получи поредица от параметрични сечения (карти на параметрите). Всяка параметрична карта характеризира определени физични свойства на средата. Синтезът на параметрите служи като основа за формиране на "образа" на нефтено (газово) съоръжение. Резултатът от цялостната интерпретация е физико-геоложки модел на околната среда с прогноза за залежите на въглеводороди.

Ориз. 8 Геосеизмичен модел на Печенгската структура
Колски полуостров.

Ориз. 9 Геосеизмичен модел на северозападната част на Балтийския щит
Колски полуостров.

Ориз. 10 Квази-плътностен участък по профил 031190 (37)
Западен Сибир.

Нефтоносните седиментни басейни на Западен Сибир трябва да се припишат на благоприятен тип участък за въвеждане на нови технологии. Фигурата показва пример за квази-плътностна секция, конструирана с помощта на програмите MDS на R-5 PC. Полученият интерпретационен модел е в добро съответствие с данните от сондажа. Маркираният в тъмно зелено литотип на дълбочина 1900 m съответства на кални камъни от баженовската свита; Най-плътните литотипи на разреза. Жълтите и червените разновидности са кварцови и кални пясъчници, светлозелените литотипи съответстват на алеврити. В дънната част на сондажа, под контакта вода-нефт, се отвори леща от кварцови пясъчници с високи резервоарни свойства.

ПРОГНОЗИРАНЕ НА ГЕОЛОЖКИЯ РАЗРЕЗ НА БАЗА НА MDS ДАННИ

На етапа на търсене и проучване, MDS е неразделна част от процеса на проучване, както в структурното картиране, така и на етапа на реалното прогнозиране.
На фиг. 8 показва фрагмент от геосеизмичния модел на структурата Печенга. Основата на горивото и смазочните материали са сеизмичните данни от международните експерименти KOLA-SD и 1-EB в района на Колския супердълбок кладенец SG-3 и данните от проучванията и проучвателните работи.
Стереометричната комбинация от геоложката повърхност и дълбоките структурни (S) участъци на MDS в реални геоложки мащаби позволява да се получи правилна представа за пространствената структура на синклинория Печенга. Основните рудоносни комплекси са представени от теригенни и туфени скали; техните граници с околните мафични скали са силни сеизмични граници, което осигурява надеждно картографиране на рудоносните хоризонти в дълбоката част на структурата Печенга.
Получената сеизмична рамка се използва като структурна основа за физико-геоложкия модел на рудния район Печенга.
На фиг. Фигура 9 показва елементи от геосеизмичния модел за северозападната част на Балтийския щит. Фрагмент от геотраверс 1-EV по линията SG-3 - Liinakha-mari. В допълнение към традиционната структурна секция (S) бяха получени параметрични секции:
А - квазикоравия участък характеризира контраста на различни геоложки блокове. Блокът Печенга и блокът Лиинахамари се отличават с висока акустична твърдост, зоната на синклиналата Питкярвин е най-малко контрастна.
F - секцията на квазиабсорбцията отразява степента на консолидация на скалата
породи. Блокът Лиинахамари се характеризира с най-малко поглъщане, а най-голямото се отбелязва във вътрешната част на структурата Печенга.
V, I са участъци от средни и интервални скорости. Кинематичните характеристики са забележимо разнородни в горната част на участъка и се стабилизират под кота 4-5 км. Блокът Печенга и блокът Лиинахамари се характеризират с повишени скорости. В северната част на синклиналата Питкяярвин, в участък I, се наблюдава „коритообразна“ структура с постоянни стойности на интервални скорости Vi = 5000-5200 m/s, съответстващи по отношение на зоната на разпространение на късно Архейски гранитоиди.
Цялостната интерпретация на параметричните разрези на MDS и материали от други геоложки и геофизични методи е в основата на създаването на физико-геоложки модел на района на Западна Кола на Балтийския щит.

ПРОГНОЗИРАНЕ НА ЛИТОЛОГИЯТА НА ОКОЛНАТА СРЕДА

Идентифицирането на нови параметрични възможности на MDS е свързано с изследване на връзката на различни сеизмични параметри с геоложките характеристики на околната среда. Един от новите (усвоени) параметри на MDS е квази-плътността. Този параметър може да бъде идентифициран въз основа на изследване на знака на коефициента на отражение на сеизмичния сигнал на границата на два литофизични комплекса. При незначителни промени в скоростите на сеизмичните вълни знаковата характеристика на вълната се определя главно от промяната в плътността на скалите, което позволява в някои видове секции да се изследва материалният състав на средата с помощта на нов параметър.
Нефтоносните седиментни басейни на Западен Сибир трябва да се припишат на благоприятен тип участък за въвеждане на нови технологии. По-долу на фиг. Фигура 10 показва пример на квази-плътностна секция, конструирана с помощта на програмите MDS на R-5 PC. Полученият интерпретационен модел е в добро съответствие с данните от сондажа. Маркираният в тъмно зелено литотип на дълбочина 1900 m съответства на кални камъни от баженовската свита; най-плътните литотипи на разреза. Жълтите и червените разновидности са кварцови и кални пясъчници, светлозелените литотипи съответстват на алеврити. Леща от кварцови пясъчници беше открита в дънната част на сондажа под контакта вода-нефт
с високи събирателни свойства.

КОМПЛЕКСИРАНЕ НА ДАННИТЕ НА ЦДП И СХП

При извършване на регионални и CDP проучвания и проучвания не винаги е възможно да се получат данни за структурата на приповърхностната част на разреза, което затруднява свързването на геоложки картографски материали с дълбоки сеизмични данни (фиг. 11). В такава ситуация е препоръчително да се използва профилирането на пречупване във варианта на GCP или обработката на наличните CDP материали по специалната технология на PMA-OGP. Долният чертеж показва пример за комбиниране на данни за рефракция и CDP за един от сеизмичните профили на CDP, разработен в Централна Карелия. Получените материали позволиха да се свърже дълбоката структура с геоложката карта и да се изясни местоположението на раннопротерозойските палеодепресии, които са перспективни за рудни находища на различни минерали.

Разгледан е опитът от провеждане на теренни сеизмични проучвания по класическия метод и високоефективния метод Slip-Sweep от силите на Samaraneftegeofizika.

Разгледан е опитът от провеждане на полеви сеизмични проучвания по класическия метод и високоефективния метод Slip-Sweep на Samaraneftegeofizika.

Разкриват се предимствата и недостатъците на новата техника. Изчисляват се икономическите показатели на всеки от методите.

Понастоящем производителността на теренните сеизмични проучвания зависи от много фактори:

Интензивност на земеползване;

Движение на автомобили и ж.п Превозно средство, през изследваната територия;

Дейност на територията на населените места, намиращи се в района на изследването; влияние на метеорологичните фактори;

Неравен терен (дерета, гори, реки).

Всички горепосочени фактори значително намаляват скоростта на сеизмичните проучвания.

Всъщност през деня има 5-6 часа нощно време за сеизмични наблюдения. Това е критично и недостатъчно, за да се изпълнят обемите в предвидения срок, а също така значително да се увеличи цената на работата.

Времето на работа на 1-ви етап зависи от следните етапи:

Топогеодезическа подготовка на системата за наблюдение - монтаж на колове от профили на терена;

Монтаж, настройка на сеизмично оборудване;

Възбуждане на еластични вибрации, регистрация на сеизмични данни.

Един от начините за намаляване на изразходваното време е използването на техниката Slip-Sweep.

Тази техника позволява значително да се ускори производството на етапа на възбуждане - регистрация на сеизмични данни.

Slip-sweep е високоефективна сеизмична система, базирана на метода на припокриване, при който вибраторите работят едновременно.

В допълнение към увеличаването на скоростта на полевата работа, тази техника ви позволява да уплътните точките на експлозията, като по този начин увеличите плътността на наблюденията.

Това подобрява качеството на работа и повишава производителността.

Техниката Slip-Sweep е сравнително нова.

Първият опит на CDP-3D сеизмично проучване с помощта на метода Slip-Sweep е получен в размер на само 40 km 2 в Оман (1996 г.).

Както можете да видите, техниката Slip-Sweep е използвана главно в пустинната зона, с изключение на работа в Аляска.

В Русия, в експериментален режим (16 km2), технологията Slip-Sweep е тествана през 2010 г. от Башнефтегеофизика.

Статията представя опита от провеждането на теренна работа по метода Slip-Sweep и сравняване на показателите със стандартния метод.

Показани са физическите основи на метода и възможността за уплътняване на системата за наблюдение едновременно с използването на технологията Slip-Sweep.

Дадени са основните резултати от работата, посочени са недостатъците на метода.

През 2012 г., използвайки метода Slip-Sweep, Samaraneftegeofizika извърши 3D работа на лицензионните блокове Zimarny и Mozharovsky на Samaraneftegaz в размер на 455 km2.

Увеличаването на производителността поради техниката Slip-Sweep на етапа на възбуждане-регистрация в условията на района на Самара се дължи на използването на краткосрочни периоди от време, предназначени за регистрация на сеизмични данни по време на ежедневния работен цикъл.

Тоест, задачата за извършване на най-голям брой физически наблюдения за кратко време се изпълнява от техниката Slip-Sweep най-ефективно чрез увеличаване на производителността на запис на физически наблюдения с 3-4 пъти.

Техниката Slip-Sweep е високоефективна система за сеизмично проучване, базирана на метода на припокриване на вибрационни сигнали за почистване, при който вибраторите на различни SPs работят едновременно, записът е непрекъснат (фиг. 1).

Излъченият сигнал за почистване е един от операторите на кръстосаната корелационна функция в процеса на получаване на корелограма от виброграма.

В същото време, в процеса на корелация, той е и филтърен оператор, който потиска влиянието на честоти, различни от честотата, излъчвана в даден момент, което може да се приложи за потискане на излъчването от едновременно работещи вибратори.

При достатъчно време за реакция на вибрационните модули, техните излъчвани честоти ще бъдат различни, като по този начин е възможно напълно да се елиминира влиянието на съседното вибрационно излъчване (фиг. 2).

Следователно, при правилно избрано време на приплъзване, влиянието на едновременно работещи вибрационни единици се елиминира в процеса на преобразуване на виброграмата в корелограма.

Ориз. 1. Закъснение при приплъзване. Едновременно излъчване на различни честоти.

Ориз. 2. Оценка на използването на допълнителен филтър за влиянието на съседни вибрации: А) корелограма без филтриране; Б) корелограма с филтриране чрез виброграма; C) честотно-амплитуден спектър на филтрирани (зелена светлина) и нефилтрирани (червени) корелограми.

Използването на един вибратор вместо група от 4 вибратора се основава на достатъчността на енергията на вибрационното излъчване на един вибратор за формиране на отразени вълни от целевите хоризонти (фиг. 3).

Ориз. 3. Достатъчност на вибрационна енергия на една вибрационна единица. А) 1 вибрационна единица; B) 4 вибрационни единици.

Техниката Slip-Sweep е по-ефективна при прилагане на уплътняване на системата за наблюдение.

За условията на Самарска област е приложено 4-кратно уплътняване на системата за наблюдение. 4-кратно разделяне на едно физическо наблюдение (f.n.) на 4 отделни f.n. се основава на равенството на разстоянието между плочите на вибратора (12,5 m) с група от 4 вибратора, 50 m PV стъпка и използването на един вибратор с 12,5 m PV стъпка (фиг. 4).

Ориз. 4. Запечатване на системата за наблюдение с 4-кратно разделяне на физнаблюдения.

За да се комбинират резултатите от наблюдението по стандартната техника и техниката на сънно почистване с 4-кратно уплътняване, се разглежда принципът на паритета на общите енергии на виброизлъчването.

Паритетът на енергията на вибрационното действие може да се оцени чрез общото време на вибрационното действие.

Общо време на излагане на вибрации:

St = Nv *Nn * Tsw * dSP,

където Nv е броят на вибрационните единици в групата, Nn е броят на натрупванията, Tsw е продължителността на сигнала за почистване, dSP е броят на f.n. в рамките на основна стъпка PV=50m.

За традиционната техника (стъпка ST = 50 м, група от 4 източника):

St = 4 * 4 * 10 * 1 = 160 сек.

За метода на приплъзване:

St = 1 * 1 * 40 * 4 = 160 сек.

Резултатът от паритета на енергиите по равенството на общото време показва същия резултат в общия контейнер 12,5m x 25m.

За да сравнят методите, самарските геофизици получиха два комплекта сеизмограми: 1-ви набор - 4 сеизмограми, обработени от един вибратор (метод Slip-Sweep), 2-ри набор - 1 сеизмограма, обработена от 4 вибратора (стандартен метод). Всяка от 4-те сеизмограми от първия набор е около 2-3 пъти по-слаба от сеизмограмата от втория набор (фиг. 3). Съответно съотношението сигнал-микросеизъм е 2-3 пъти по-ниско. По-качествен резултат обаче е използването на уплътнени 4 относително слаби по енергия индивидуални сеизмограми (фиг. 5).

В случай на свързване на зони, обработени по различни методи, използването на процедури за обработка, ориентирани към вълновото поле на стандартния метод, резултатът се оказва практически еквивалентен (фиг. 6, фиг. 7). Въпреки това, ако приложите параметри за обработка, адаптирани към техниката Slip-Sweep, резултатът ще бъде времеви секции с повишена времева разделителна способност.

Ориз. Фиг. 5. Фрагмент от първичния общ времеви участък от INLINE (без процедури за филтриране) на кръстовището на две области, разработени с помощта на метода на приплъзване (вляво) и стандартна техника (вдясно).

Сравнението на времеви отрязъци и спектрални характеристики на стандартния метод и метода Slip-Sweep показва висока сравнимост на получените данни (фиг. 8). Разликата се състои в наличието на по-високи енергии на високочестотния компонент на сигнала за сеизмични данни Slip-Sweep (фиг. 7).

Тази разлика се обяснява с високата шумоустойчивост на уплътнената система за наблюдение, високата множественост на сеизмичните данни (фиг. 6).

Също важен моменте точковият ефект на един вибратор вместо на група вибратори и неговият единичен ефект вместо сумата от вибрационни ефекти (натрупване).

Използването на точков източник на възбуждане на еластични вибрации вместо група източници разширява спектъра на записаните сигнали в региона високи честоти, намалява енергията на близките до повърхността интерферентни вълни, което влияе върху повишаването на качеството на записаните данни, надеждността на геоложките конструкции.

Ориз. Фиг. 6. Амплитудно-честотни спектри от сеизмограми, обработени по разлметоди (според резултатите от обработката): А) Slip-sweep техника; Б) Стандартен метод.

Ориз. 7. Сравнение на времеви отрязъци, изработени по различни методи(според резултатите от обработката): А) Slip-sweep техника; Б) Стандартен метод.

Предимства на техниката Slip-Sweep:

1. Висока производителност на труда, изразяваща се в повишаване на производителността на регистрация на ф.н. 3-4 пъти, увеличение на общата производителност с 60%.

2. Подобрено качество на полевите сеизмични данни поради компресията на снимките:

Висока шумоустойчивост на системата за наблюдение;

Висока честота на наблюденията;

Възможност за увеличаване на пространството;

Увеличаване на дела на високочестотната компонента на сеизмичния сигнал с 30% поради точково възбуждане (вибрационно въздействие).

Недостатъци на използването на техниката.

Работата в режим Slip-Sweep техника е работа в режим "конвейер" в поточна информационна среда с непрекъсната регистрация на сеизмични данни. При непрекъснат запис визуалният контрол на оператора на сеизмичния комплекс върху качеството на сеизмичните данни е значително ограничен. Всеки провал може да доведе до масов брак или спиране на работа. Също така, на етапа на последващ контрол на сеизмичните данни в полевия компютърен център е необходимо използването на по-мощни компютърни системи за полева поддръжка на подготовка на данни и предварителна обработка на полето. Разходите за придобиване на компютърно оборудване, както и оборудване за дооборудване на записващия комплекс обаче се изплащат в рамките на печалбата на изпълнителя чрез намаляване на времето за тяхното изпълнение. Освен всичко друго, необходими са по-ефективни логистични процедури за изготвяне на профили за разработване на физически наблюдения.

По време на работата на Samaraneftegeofizika по метода Slip-Sweep през 2012 г. бяха получени следните икономически показатели (таблица 1).

Маса 1.

Икономически показатели за сравнение на методите на работа.

Тези данни ни позволяват да направим следните изводи:

1. При същото количество работа общата производителност на Slip-Sweep е с 63,6% по-висока, отколкото при извършване на работа по "стандартния" метод.

2. Нарастването на производителността пряко влияе върху продължителността на труда (намаление с 38,9%).

3. При използване на техниката Slip-Sweep цената на теренните сеизмични проучвания е с 4,5% по-ниска.

Литература

1. Patsev V.P., 2012. Доклад за изпълнението на работата на обекта на теренни сеизмични проучвания MOGT-3D в рамките на Зимарния лицензионен участък на АО "Самаранефтегаз". 102 стр.

2. Пацев В.П., Шкоков О.Е., 2012 г. Доклад за изпълнението на работата по обекта на теренни сеизмични проучвания MOGT-3D в рамките на Можаровски лицензионен участък на АО "Самаранефтегаз". 112 стр.

3. Гилаев Г.Г., Манасян А.Е., Исмагилов А.Ф., Хамитов И.Г., Жужел В.С., Кожин В.Н., Ефимов В.И., 2013 г. Опит в провеждането на сеизмични проучвания MOGT-3D по метода Slip-Sweep. 15 s.

(основи на теорията на еластичността, геометрична сеизмика, сеизмоелектрични явления; сеизмични свойства на скалите (енергия, затихване, скорости на вълните)

Приложното сеизмично проучване води началото си от сеизмология, т.е. наука, занимаваща се с регистриране и тълкуване на вълни, възникващи от земетресения. Тя също се нарича експлозивна сеизмология- на отделни места чрез изкуствени взривове се възбуждат сеизмични вълни с цел получаване на информация за регионалния и локален геоложки строеж.

Че. сеизмично проучване- това е геофизичен метод за изследване на земната кора и горната мантия, както и за изследване на минерални находища, основан на изследване на разпространението на еластични вълни, възбудени изкуствено, с помощта на експлозии или удари.

Скалите, поради различния характер на образуване, имат различни скорости на разпространение на еластичните вълни. Това води до факта, че на границите на слоевете от различни геоложки среди се образуват отразени и пречупени вълни с различна скорост, чиято регистрация се извършва на повърхността на земята. След интерпретиране и обработка на получените данни можем да получим информация за геоложкия строеж на района.

Огромни успехи в сеизмичните проучвания, особено в областта на методите за наблюдение, започват да се наблюдават след 20-те години на отминалия век. Около 90% от средствата, изразходвани за геофизични проучвания в света, се падат на сеизмичните проучвания.

Техника за сеизмично проучванесе основава на изучаването на кинематиката на вълните, т.е. на проучване времена за пътуване на различни вълниот точката на възбуждане до сеизмичните приемници, които усилват трептенията в редица точки от профила на наблюдение. След това вибрациите се преобразуват в електрически сигнали, усилват се и автоматично се записват на магнитограми.

В резултат на обработката на магнитограмите е възможно да се определят скоростите на вълните, дълбочината на сеизмогеоложките граници, тяхното наклоняване, удар. Използвайки геоложки данни, е възможно да се установи естеството на тези граници.

Има три основни метода за сеизмично проучване:

метод на отразените вълни (MOW);

метод на пречупена вълна (MPV или CMPV - корелация) (тази дума е пропусната за съкращение).

метод на предавана вълна.

В тези три метода могат да се разграничат редица модификации, които с оглед на специалните методи за извършване на работа и интерпретация на материали понякога се считат за независими методи.

Това са следните методи: MRNP - метод на контролирано насочено приемане;

Метод на приемане с променлива посока

Основава се на идеята, че в условия, при които границите между слоевете са грапави или образувани от разпределени в площта хетерогенности, интерферентните вълни се отразяват от тях. На къси приемни бази такива трептения могат да бъдат разделени на елементарни плоски вълни, чиито параметри по-точно определят местоположението на нехомогенностите, източниците на тяхното възникване, отколкото интерферентните вълни. В допълнение, MIS се използва за разрешаване на регулярни вълни, които едновременно пристигат в профила в различни посоки. Средствата за разделяне и разделяне на вълни в MRTD са регулируемо многовременно праволинейно сумиране и филтриране с променлива честота с акцент върху високите честоти.

Методът е предназначен за разузнаване на райони със сложни структури. Използването му за разузнаване на леко наклонени платформени конструкции изискваше разработването на специална техника.

Областите на приложение на метода в геологията на нефта и газа, където той беше най-широко използван, са райони с най-сложна геоложка структура, развитие на сложни гънки на предни дълбини, солна тектоника и рифови структури.

RTM - метод на пречупените вълни;

CDP - метод на общата дълбочинна точка;

MPOV - метод на напречно отразени вълни;

MOBV - метод на преобразуваните вълни;

MOG - методът на обърнатите ходографи и др.

Метод на обърнатия ходограф. Особеността на този метод се състои в потапянето на сеизмичния приемник в специално пробити (до 200 m) или съществуващи (до 2000 m) кладенци. под зоната (ZMS) и множество граници.Трептенията се възбуждат близо до повърхността на дневната светлина по профили, които са разположени надлъжно (по отношение на кладенци), ненадлъжно или по протежение на площта. Линейните и обърнатите повърхностни ходографи на вълните се разграничават от общия вълнов модел.

AT CDPприлагат линейни и площни наблюдения. Ареалните системи се използват в отделни кладенци за определяне на пространственото положение на отразяващите хоризонти. Определя се дължината на обърнатите ходографи за всяка наблюдателна ямка емпирично. Обикновено дължината на ходографа е 1,2 - 2,0 км.

За пълна картина е необходимо ходографите да се застъпват, като това застъпване ще зависи от дълбочината на регистрационното ниво (обикновено 300 - 400 m). Разстоянието между пушките е 100 - 200 m, при неблагоприятни условия - до 50 m.

Сондажните методи се използват и при търсенето на нефтени и газови находища. Сондажните методи са много ефективни при изследване на дълбоки граници, когато поради интензивни множество вълни, повърхностен шум и сложната дълбока структура на геоложкия разрез резултатите от земната сеизмика не са достатъчно надеждни.

Вертикално сеизмично профилиране - това е интегрална сеизмична регистрация, извършвана от многоканален сонда със специални затягащи устройства, които фиксират позицията на сеизмичните приемници близо до стената на сондажа; те ви позволяват да се отървете от смущенията и да корелирате вълните. VSP е ефективен метод за изследване на вълнови полета и процеса на разпространение на сеизмични вълни във вътрешни точки на реални среди.

Качеството на изследваните данни зависи от правилния избор на условия на възбуждане и тяхното постоянство в процеса на провеждане на изследването. Наблюденията на VSP (вертикален профил) се определят от дълбочината и техническото състояние на кладенеца. Данните от VSP се използват за оценка на отразяващите свойства на сеизмичните граници. От съотношението на амплитудно-честотните спектри на директните и отразените вълни се получава зависимостта на коефициента на отражение на сеизмичната граница.

Пиезоелектричен метод на изследване се основава на използването на електромагнитни полета, възникващи от наелектризирането на скали от еластични вълни, възбудени от експлозии, удари и други източници на импулси.

Воларович и Пархоменко (1953) установяват пиезоелектричния ефект на скали, съдържащи пиезоелектрични минерали с ориентирани по определен начин електрически оси. Пиезоелектричният ефект на скалите зависи от пиезоелектричните минерали, моделите на пространствено разпределение и ориентацията на тези електрически оси в текстурите; размери, форми и структура на тези скали.

Методът се използва в наземен, сондажен и рудничен варианти при търсене и проучване на рудно-кварцови находища (злато, волфрам, молибден, калай, планински кристал, слюда).

Една от основните задачи при изследването на този метод е изборът на система за наблюдение, т.е. относителната позиция на точките на експлозии и приемници. При наземни условия рационалната система за наблюдение се състои от три профила, в които централният профил е профилът на експлозиите, а двата крайни профила са профилите на разположението на приемниците.

Според задачите за решаване сеизмично проучване подразделени на:

дълбоко сеизмично проучване;

структурни;

нефт и газ;

руда; въглища;

инженерно хидрогеоложко сеизмично проучване.

Според метода на работа биват:

земята,

кладенци видове сеизмично проучване.