Lista de abreviaciones
Introducción
1. Parte general
1.3 Estructura tectónica
1.4 Contenido de petróleo y gas
2. Parte especial
3. Parte de diseño
3.3 Aparatos y equipos
3.4 Metodología para el procesamiento e interpretación de datos de campo
4. Tarea especial
4.1 Análisis AVO
4.1.1 Aspectos teóricos del análisis AVO
4.1.2 Clasificación AVO de arenas gaseosas
4.1.3 Trazado cruzado AVO
4.1.4 Inversión elástica en análisis AVO
4.1.5 Análisis AVO en un entorno anisotrópico
4.1.6 Ejemplos de aplicación práctica del análisis AVO
Conclusión
Lista de fuentes utilizadas
campo sísmico estratigráfico anisotrópico
Lista de abreviaciones
Levantamientos GIS-geofísicos de pozos
MOB-método de la onda reflejada
Profundidad de punto total del método CDP
Complejo de petróleo y gas
Región de Petróleo y Gas
Región con gas NGR
Horizonte que refleja OG
Punto de profundidad común CDP
Explosión de elementos fotovoltaicos
PP-punto de recepción
s/n-fiesta sísmica
hidrocarburos
Introducción
Esta tesis de licenciatura proporciona la justificación de los levantamientos sísmicos CDP-3D en el área de Vostochno-Michayuskaya y la consideración del análisis AVO como un tema especial.
Los estudios sísmicos y los datos de perforación llevados a cabo en los últimos años han establecido la compleja estructura geológica del área de trabajo. Es necesario un estudio más sistemático de la estructura de East Michayu.
El trabajo prevé el estudio de la zona con el fin de aclarar la estructura geológica del levantamiento sísmico CDP-3D.
Trabajo de fin de grado consta de cuatro capítulos, introducción, conclusión, expuesto en páginas de texto, contiene 22 figuras, 4 tablas. La lista bibliográfica contiene 10 títulos.
1. Parte general
1.1 Esquema físico y geográfico
El área de Vostochno-Michayuskaya (Figura 1.1) está ubicada administrativamente en la región de Vuktyl.
Figura 1.1 - Mapa del área de la zona Este de Michayu
No muy lejos del área de estudio se encuentra la ciudad de Vuktyl y el pueblo de Dutovo. El área de trabajo se ubica en la cuenca del río Pechora. El área es una llanura montañosa, suavemente ondulada, con pronunciados valles de ríos y arroyos. El área de trabajo es pantanosa. El clima de la región es marcadamente continental. Los veranos son cortos y frescos, los inviernos son duros con vientos fuertes. La capa de nieve se establece en octubre y desaparece a finales de mayo. En cuanto al trabajo sísmico, esta zona pertenece a la 4ª categoría de dificultad.
1.2 Características litológicas y estratigráficas
Las características litológicas y estratigráficas de la sección (Figura 1.2) de la cobertura sedimentaria y cimentación se dan en base a los resultados de la perforación y registro sísmico de los pozos 2-, 4-, 8-, 14-, 22-, 24-, 28 -Michayu, 1 - S. Savinobor, 1 - Dinyu-Savinobor.
Figura 1.2 - Sección litológica y estratigráfica del área Vostochno-Michayuskaya
Erathema paleozoico - PZ
Devónico - D
Devónico medio - D 2
Las formaciones terrígenas del Devónico Medio, Etapa Givetiana, se superponen discordantemente a las rocas carbonatadas de la secuencia del Silúrico.
Depósitos de la etapa Givetiense con un espesor de pozos 1-Dinyu-Savinobor 233 m está representado por arcillas y areniscas en el volumen del superhorizonte Stary Oskol (I - en el embalse).
Devónico superior - D 3
El Devónico Superior se distingue en el volumen de las etapas Frasnian y Famennian. Fran está representada por tres subniveles.
Los depósitos del Frasnian Inferior están formados por los horizontes Yaran, Dzhier y Timan.
Frasnian - D 3 f
Subetapa de Franzian superior - D 3 f 1
Yaransky horizonte - D 3 jr
La sección del horizonte Yaran (88 m de espesor en Q. 28-Mich.) está compuesta por capas arenosas (de abajo hacia arriba) V-1, V-2, V-3 y arcillas interestratales. Todas las capas no son consistentes en composición, grosor y número de capas intermedias de arena.
Horizonte de Jyers - D 3 dzr
Las rocas arcillosas ocurren en la base del horizonte Dzhyer, y los lechos arenosos Ib y Ia se distinguen más arriba a lo largo de la sección, separados por una unidad de arcilla. El espesor del jier varía de 15 m (KV. 60 - Yu.M.) a 31 m (KV. 28 - M.).
Horizonte de Timan - D 3 tm
Los depósitos del horizonte de Timan, de 24 m de espesor, están compuestos por rocas arcillosas-limolíticas.
Subetapa de Fransian Medio - D 3 f 2
La subetapa del Fransiano medio está representada en el volumen de los horizontes Sargaev y Domanik, que están compuestos de calizas bituminosas, silicificadas y densas con intercalaciones de lutitas negras. El espesor del sargay es de 13 m (pozo 22-M) - 25 m (pozo 1-Tr.), domanik - 6 m en el pozo. 28-M. y 38 m en pozo 4-M.
Frasnian superior - D 3 f 3
Los depósitos indivisos de Vetlasyan y Sirachoi (23 m), Evlanovsk y Liven (30 m) forman la sección del subpiso Upper Frasnian. Están formadas por calizas pardas y negras intercaladas con lutitas.
Famennian - D 3 fm
La etapa de Famennian está representada por los horizontes de Volgogrado, Zadonsk, Yelets y Ust-Pechora.
Horizonte de Volgogrado - D 3 vlg
Horizonte Zadonsky - D 3 zd
Los horizontes de Volgogrado y Zadonsk están compuestos por rocas arcillosas-carbonatadas de 22 m de espesor.
Yelets horizonte - D 3 el
Los depósitos del horizonte de Yelets están formados por zonas calizas organogénico-detríticas, en la parte inferior por dolomías fuertemente arcillosas, en la base del horizonte se encuentran margas y arcillas calcáreas, densas. El espesor de los depósitos varía de 740 m (pozos 14-, 22-M) a 918 m (pozo 1-Tr.).
Horizonte Ust-Pechora - D 3 arriba
El horizonte Ust-Pechora está representado por dolomitas densas, arcillas negras parecidas a la argilita y calizas. Su espesor es de 190m.
Sistema carbonífero - C
Por encima de los depósitos de discordancia del sistema Carbonífero se producen en el volumen de las secciones inferior y media.
Carbonífero Inferior - C 1
Visean-C 1v
Serpujoviano - C 1 s
La sección inferior está compuesta por las etapas Visean y Serpukhovian, formadas por calizas con intercalaciones de arcilla, con un espesor total de 76 m.
División del Carbonífero Superior - C 2
Bashkiriano - C 2 b
Escenario de Moscú - C 2 m
Las etapas de Bashkirian y Moscú están representadas por rocas arcillosas y carbonatadas. El espesor de los depósitos de Bashkir es de 8 m (perforación 22-M.) - 14 m (perforación 8-M.), y en el pozo. 4-, 14-M. Ellos están perdidos.
El espesor de la etapa de Moscú varía de 24 m (pozo 1-Tr) a 82 m (pozo 14-M).
Sistema Pérmico - R
Los depósitos de Moscú están cubiertos de manera discordante por depósitos del Pérmico en el volumen de las secciones inferior y superior.
Departamento de Nizhnepermsky - R 1
La sección inferior se presenta en su totalidad y está compuesta por calizas y margas arcillosas, y en la parte superior - arcillas. Su espesor es de 112m.
Departamento del Pérmico Superior - R 2
La sección superior está formada por las etapas Ufa, Kazan y Tatar.
Ufimian - P 2 u
Los depósitos de Ufim con un espesor de 275 m están representados por intercalación de arcillas y areniscas, calizas y margas.
Kazanian - P 2 kz
La etapa Kazanian se compone de arcillas densas y viscosas y areniscas de cuarzo; también hay capas intermedias raras de calizas y margas. El espesor de la capa es de 325 m.
Tártaro - P 2 t
El escenario tártaro está formado por rocas terrígenas de 40 m de espesor.
Erathema mesozoico - MZ
Sistema Triásico - T
Los depósitos triásicos en el volumen de la sección inferior están compuestos por arcillas y areniscas alternadas con un espesor de 118 m (pozo 107) - 175 m (pozo 28-M.).
Jurásico - J
El sistema Jurásico está representado por formaciones terrígenas con un espesor de 55 m.
Eratema cenozoico - KZ
Cuaternario - Q
El tramo se completa con margas, margas arenosas y arenas de edad Cuaternaria de 65 m de espesor en el pozo 22-M. y 100 m en pozo 4-M.
1.3 Estructura tectónica
En términos tectónicos (Figura 1.3), el área de trabajo se ubica en la parte central del oleaje Michayu-Pashninsky, que corresponde al sistema de fallas Ilych-Chiksha a lo largo de la cimentación. El sistema de fallas también se refleja en la cubierta sedimentaria. Las perturbaciones tectónicas en el área de trabajo son uno de los principales factores de formación estructural.
Figura 1.3 - Copia del mapa tectónico de la provincia de Timano-Pechora
En el área de trabajo se identificaron tres zonas de fallas tectónicas: rumbo submeridional oeste y este, y, en el sureste, el área de rumbo nororiental.
Las perturbaciones tectónicas observadas en el oeste de esta área se pueden rastrear a lo largo de todos los horizontes reflectantes, y las perturbaciones en el este y el sureste se desvanecen, respectivamente, en las épocas de Famennian y Frasnian.
Las fallas tectónicas en la parte occidental son una depresión similar a un graben. La caída de los horizontes se ve más claramente en los perfiles 40990-02, 40992-02, -03, -04, -05.
La amplitud del desplazamiento vertical a lo largo de los horizontes varía de 12 a 85 m En vista en planta, las fallas están orientadas al noroeste. Se extienden en dirección sureste desde el área de notificación, limitando la estructura Dinya-Savinobor desde el oeste.
Las fallas probablemente separan la parte axial del oleaje Michayu-Pashninskii de su vertiente oriental, que se caracteriza por el continuo hundimiento de sedimentos hacia el este.
En los campos geofísicos g, las perturbaciones corresponden a zonas intensas de gradientes, cuya interpretación permitió señalar aquí una falla profunda, separando la zona de levantamientos Michayu-Pashninskaya a lo largo del sótano del escalón Lemyu relativamente más bajo y siendo, probablemente, la principal falla que forma la estructura (Krivtsov K.A., 1967 , Repin E.M., 1986).
La zona occidental de fallas tectónicas se complica con fallas en espiral de dirección noreste, debido a las cuales se forman bloques separados levantados, como en los perfiles 40992-03, -10, -21.
La amplitud del desplazamiento vertical a lo largo de los horizontes de la zona de falla oriental es de 9-45 m (proyecto 40990-05, estación 120-130).
La zona de falla sureste está representada por una depresión similar a un graben, cuya amplitud es de 17-55 m (proyecto 40992-12, sitio 50-60).
La zona tectónica occidental forma una zona estructural elevada cercana a la falla, que consta de varios pliegues tectónicamente limitados: estructuras Srednemichayuskaya, East Michayuskaya, Ivan-Shorskaya, Dinyu-Savinoborskaya.
El horizonte más profundo OG III 2-3 (D 2-3), sobre el cual se realizaron construcciones estructurales, está confinado al límite entre los depósitos del Devónico Superior y el Devónico Medio.
Basado en construcciones estructurales, análisis de secciones de tiempo y datos de perforación, la cubierta sedimentaria tiene una estructura geológica bastante compleja. En el contexto del hundimiento submonoclinal de las capas en dirección este, se distingue la estructura East Michayu. Primero se identificó como una complicación abierta del tipo "nariz estructural" con materiales s\n 8213 (Shmelevskaya II, 1983). Basado en el trabajo de la temporada 1989-90. (S\n 40990) la estructura se presenta como un pliegue de falla, contorneado a lo largo de una red dispersa de perfiles.
Los datos de informes establecieron la estructura compleja de la estructura de East Michayu. Según OG III 2-3, está representado por un pliegue anticlinal de tres cúpulas, linealmente alargado, con tendencia noroeste, cuyas dimensiones son 9,75 × 1,5 km. La cúpula norte tiene una amplitud de 55 m, la central - 95 m, la sur - 65 m Desde el oeste, la estructura de East Michayu está limitada por una depresión en forma de graben de rumbo noroeste, desde el sur - por un falla tectónica, con una amplitud de 40 m En el norte, el pliegue del anticlinal de Michayu Este se complica con un bloque levantado (proyectos n.° 40992-03), y en el sur, un bloque hundido (proyectos 40990-07, 11), debido a perturbaciones de emplumado del rumbo noreste.
Al norte del levantamiento de East Michayu, se reveló la estructura cercana a la falla de Middle Michayu. Suponemos que cierra al norte del área de informe, donde se realizó un trabajo anterior con / p 40991 y se realizaron construcciones estructurales a lo largo de horizontes reflectantes en depósitos del Pérmico. La estructura del Medio Michayu fue considerada dentro del levantamiento del Este de Michayu. Según el trabajo con \ n 40992, se reveló la presencia de una desviación entre las estructuras East Michayu y Srednemichayu en el proyecto 40990-03, 40992-02, lo que también está confirmado por los trabajos de informes.
En la misma zona estructural con los levantamientos discutidos anteriormente, se encuentra la estructura anticlinal Ivan-Shorskaya, identificada por las obras s\n 40992 (Misyukevich N.V., 1993). Desde el oeste y el sur está enmarcado por fallas tectónicas. Las dimensiones de la estructura según GO III 2-3 son 1,75×1 km.
Al oeste de las estructuras Srednemichayuskaya, Vostochno-Michayuskaya e Ivan-Shorskaya se encuentran las estructuras South-Lemyuskaya y Yuzhno-Michayuskaya, que se ven afectadas solo por los extremos occidentales de los perfiles informados.
Al sureste de la estructura Sur-Michayu, se reveló una estructura Este-Tripanyel de baja amplitud. Está representado por un pliegue anticlinal, cuyas dimensiones según la GO III 2-3 son de 1,5×1 km.
En la parte marginal occidental del graben de tendencia submeridional en el norte del área de informe, se aíslan pequeñas estructuras cercanas a la falla. Hacia el sur, se forman formas estructurales similares debido a pequeñas fallas tectónicas de varios rumbos, que complican la zona de graben. Todas estas pequeñas estructuras en los bloques rebajados en relación con el levantamiento de East Michayu están unidas por nosotros bajo el nombre general de estructura de Central Michayu y requieren más exploración sísmica.
El punto de referencia 6 está asociado con OG IIIf 1 en la parte superior del horizonte Yaran. Plano estructural del horizonte reflectante IIIf 1, heredado de OG III 2-3. Las dimensiones de la estructura cercana a la falla de East Michayu son 9.1 × 1.2 km, en el contorno de la isohipsa - 2260 m, los domos norte y sur se distinguen con una amplitud de 35 y 60 m, respectivamente.
Las dimensiones del pliegue cercano a la falla de Ivan-Shorskaya son 1,7 × 0,9 km.
El mapa estructural de OG IIId refleja el comportamiento de la base del horizonte Domanik de la subetapa Frasnian Medio. En general, hay un levantamiento del plan estructural hacia el norte. Al norte del área de notificación, la base del domanik quedó expuesta por el pozo No. 2-Sev.Michayu, 1-Sev.Michayu en elevaciones absolutas - 2140 y - 2109 m, respectivamente, al sur - en el pozo. 1-Dinyu-Savinobor en la marca - 2257 m Las estructuras East Michayu e Ivan-Shor ocupan una posición hipsométrica intermedia entre las estructuras North-Michayu y Dinyu-Savinobor.
En el nivel del horizonte Domanik, la perturbación de plumas en el Proyecto 40992-03 se desvanece; en lugar del bloque levantado, se ha formado un domo que cubre los perfiles adyacentes 40990-03, -04, 40992-02. Sus dimensiones son de 1.9 × 0.4 km, la amplitud es de 15 m Al sur de la estructura principal, a otra falla en pluma sobre el proyecto 40992-10, se cierra un pequeño domo con una isohipse de -2180 m. Sus dimensiones son 0.5 × 0.9, la amplitud es 35 m La estructura Ivan-Shor está ubicada 60 m debajo de la estructura East Michayu.
El plan estructural del OG Ik confinado a la parte superior de los carbonatos de la etapa kunguriana difiere significativamente del plan estructural de los horizontes subyacentes.
La depresión en forma de graben de la zona de falla occidental en las secciones de tiempo tiene forma de copa; en relación con esto, se reestructuró el plan estructural del OG Ik. Las fallas tectónicas protectoras y el arco de la estructura de East Michayu se están desplazando hacia el este. El tamaño de la estructura de East Michayu es mucho más pequeño que en los depósitos subyacentes.
La perturbación tectónica del rumbo noreste rompe la estructura de East Michayu en dos partes. En el contorno de la estructura se destacan dos cúpulas, siendo la amplitud de la sur mayor que la del norte y de 35 m.
Al sur está el levantamiento de la falla Ivan-Shorsky, que ahora es una nariz estructural, en el norte de la cual se destaca una pequeña cúpula. La falla se está desvaneciendo, ocultando el anticlinal de Ivan-Shor en el sur a lo largo de los horizontes inferiores.
El flanco este de la estructura South Lemew se ve complicado por una ligera perturbación tectónica del rumbo submeridional.
En toda la zona existen pequeñas perturbaciones tectónicas sin raíces, con una amplitud de 10-15 m, que no encajan en ningún sistema.
Productivo en los depósitos Severo-Savinoborsky, Dinyu-Savinoborsky, Michayusky, el depósito arenoso V-3 está ubicado debajo del punto de referencia 6, que se identifica con OG IIIf1, por 18-22 m, y en el pozo. 4-Mich. a 30 metros
En el plano estructural de la parte superior de la formación V-3, la posición hipsométrica más alta la ocupa el campo Michayuskoye, cuya parte nororiental está confinada a la estructura South Lemyu. El WOC del campo Michayuskoye corre a un nivel de - 2160 m (Kolosov V.I., 1990). La estructura de East Michayu se cierra con una isohipse - 2280 m, un bloque levantado a un nivel de - 2270 m, un bloque rebajado en el extremo sur a un nivel de - 2300 m.
Al nivel de la estructura Vostochno-Michayu, al sur se encuentra el campo Severo-Savinoborskoye con OWC a un nivel de - 2270 m. 1-Dinyu-Savinobor se define en el nivel de - 2373 m.
Así, la estructura de East Michayu, que se encuentra en la misma zona estructural que la de Dinya-Savinobor, es mucho más alta que ella y bien puede ser una buena trampa para los hidrocarburos. La pantalla es un canal en forma de graben de rumbo noroeste de forma asimétrica.
El lado occidental del graben corre a lo largo de fallas normales de baja amplitud, excepto por algunos perfiles (proyectos 40992-01, -05, 40990-02). Las violaciones del lado este del foso, cuya parte más hundida se encuentra en las pr.40990-02, 40992-03, son de gran amplitud. Según ellos, las supuestas formaciones permeables están en contacto con las formaciones Sargaev o Timan.
Hacia el sur, la amplitud de la perturbación disminuye y, al nivel del perfil 40992-08, el foso se cierra por el sur. Por lo tanto, el periclinal sur de la estructura Vostochno-Michayuskaya está en el bloque rebajado. En este caso, la formación V-3 puede contactar, por perturbación, con arcillas interestratales del horizonte Yaran.
Al sur de esta zona se encuentra la estructura cercana a la falla Ivan-Shorskaya, que está atravesada por dos perfiles meridionales 13291-09, 40992-21. La ausencia de perfiles sísmicos a lo largo del rumbo de la estructura no nos permite juzgar la confiabilidad del objeto identificado por s\n 40992.
La depresión similar a un graben, a su vez, está rota por fallas tectónicas, debido a que se forman bloques elevados aislados dentro de ella. Ellos son nombrados por nosotros como la estructura Central Michayu. En los perfiles 40992-04, -05, fragmentos de la estructura East Michayu se reflejaron en el bloque rebajado. Hay una pequeña estructura de baja amplitud en la intersección de los perfiles 40992-20 y 40992-12, que llamamos East Trypanyelskaya.
1.4 Contenido de petróleo y gas
El área de trabajo está ubicada en la región de petróleo y gas de Izhma-Pechora dentro de la región de petróleo y gas de Michayu-Pashninsky.
En los campos de la región de Michayu-Pashninsky, un amplio complejo de depósitos de carbonato terrígeno desde el Devónico medio hasta el Pérmico superior, inclusive, contiene petróleo.
Cerca del área bajo consideración se encuentran los depósitos Michayuskoye y Yuzhno-Michayuskoye.
Prospecciones profundas y perforaciones exploratorias, realizadas en 1961 - 1968. en el campo Michayuskoye, pozos No. 1-Yu. El depósito es estratificado, arqueado, parcialmente acuático. La altura del depósito es de unos 25 m, las dimensiones son 14 × 3,2 km.
En el campo Michayuskoye, la capacidad comercial de producción de petróleo está asociada con formaciones arenosas en la base de la etapa de Kazanian. Por primera vez, el petróleo de los depósitos del Pérmico Superior en este campo se obtuvo en 1982 del pozo 582. La capacidad petrolífera de las formaciones R 2 -23 y R 2 -26 se estableció mediante ensayos en la misma. Los depósitos de petróleo en la formación P 2 -23 están confinados a areniscas, presumiblemente de génesis de canales, que se extienden en forma de varias franjas de rumbo submeridional a través de todo el campo Michayuskoye. La capacidad petrolífera se establece en el pozo. 582, 30, 106. Petróleo ligero, con alto contenido en asfaltenos y parafinas. Los depósitos están confinados a una trampa de tipo estructural-litológico.
Los depósitos de petróleo en las capas P 2 -24, P 2 -25, P 2 -26 están confinados a las areniscas, presumiblemente de la génesis del canal, que se extienden en forma de franjas a través del campo Michayuskoye. El ancho de las tiras varía de 200 m a 480 m, el espesor máximo de la costura es de 8 a 11 m.
La permeabilidad del yacimiento es de 43 mD y 58 mD, la porosidad es de 23% y 13,8%. Acciones iniciales cat. A + B + C 1 (geol. / izv.) equivalen a 12176/5923 mil toneladas, categoría C 2 (geol. / izv.) 1311/244 mil toneladas. Las reservas restantes al 01.01.2000 en las categorías А+В+С 1 son 7048/795 mil toneladas, en la categoría С 2 1311/244 mil toneladas, la producción acumulada es 5128 mil toneladas.
El campo petrolero Yuzhno-Michayuskoye está ubicado a 68 km al noroeste de la ciudad de Vuktyl, a 7 km del campo Michayuskoye. Fue descubierto en 1997 por el pozo 60 - Yu.M., en el cual se obtuvo un aporte de petróleo de 5 m 3 /día en el intervalo 602 - 614 m según PU.
El depósito de petróleo del yacimiento, protegido litológicamente, confinado a las areniscas de la formación P 2 -23 de la etapa Kazanian del Pérmico Superior.
La profundidad del techo de la formación en la cresta es de 602 m, la permeabilidad del yacimiento es de 25,4 mD y la porosidad es del 23%. La densidad del petróleo es de 0,843 g/cm 3 , la viscosidad en condiciones de yacimiento es de 13,9 MPa. s, el contenido de resinas y asfaltenos 12,3%, parafinas 2,97%, azufre 0,72%.
Las existencias iniciales son iguales a las existencias residuales el 01.01.2000. y asciende a 1.742/112 mil toneladas para las categorías A+B+C, y 2.254/338 mil toneladas para la categoría C.
En el campo Dinyu-Savinoborskoye, se descubrió en 2001 un depósito de petróleo en depósitos terrígenos de la formación V-3 del horizonte Yaran de la etapa Frasnian del Devonian superior. bien 1-Dinyu-Savinobor. En la sección del pozo, se probaron 4 objetos (Tabla 1.2).
Al probar el intervalo 2510-2529 m (formación V-3), se obtuvo un flujo de entrada (solución, filtrado, petróleo, gas) de 7,5 m 3 (de los cuales petróleo - 2,5 m 3).
Al probar el intervalo 2501-2523 m, se obtuvo aceite con un caudal de 36 m 3 /día a través de un estrangulador de 5 mm de diámetro.
Cuando se probaron los yacimientos suprayacentes de los horizontes Yaran y Dzhyer (capas Ia, Ib, B-4) (intervalo de prueba 2410-2490 m), no se observaron manifestaciones de petróleo. Se obtuvo una solución en un volumen de 0,1 m 3.
Para determinar la productividad de la formación V-2 se realizó una prueba en el intervalo de 2522-2549.3 m, como resultado se obtuvo una solución, filtrado, petróleo, gas y agua de formación en la cantidad de 3.38 m 3 , de los cuales 1,41 m3 se debieron a fugas en la herramienta 3, entrada del reservorio - 1,97 m 3.
Al estudiar los depósitos del Pérmico Inferior (intervalo de prueba 1050 - 1083,5 m), también se obtuvo una solución en el volumen de 0,16 m 3. Sin embargo, en el proceso de perforación, según los datos del núcleo, se observaron signos de saturación de petróleo en el intervalo indicado. En el intervalo 1066.3-1073.3 las areniscas son desiguales, lenticulares. Se observaron derrames de petróleo en la mitad del intervalo, 1,5 cm - una capa de arenisca saturada de petróleo. En los intervalos de 1073,3-1080,3 m y 1080,3-1085 m, también se observan capas intermedias de areniscas con derrames de petróleo y capas delgadas (en el intervalo de 1080,3-1085 m, remoción de núcleo 2,7 m) de arenisca polimíctica saturada de aceite.
Signos de saturación de petróleo según los datos del núcleo en el pozo 1-Dinyu-Savinobor también se observaron en la parte superior del miembro del horizonte Zelenetsky de la etapa Famennian (intervalo de muestreo central 1244.6-1253.8 m) y en la capa Ib del horizonte Dzhiersky de la etapa Frasnian (intervalo de muestreo central 2464.8-2470 metro).
En el reservorio V-2 (D3 jr) se encuentran areniscas con olor a hidrocarburo (intervalo de muestreo del núcleo 2528.7-2536 m).
La información sobre los resultados de las pruebas y las muestras de petróleo en los pozos se proporciona en las tablas 1.1 y 1.2.
Tabla 1.1 - Resultados de las pruebas de pozos
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formación. |
Resultados de la prueba. |
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1 objeto Entrada de agua mineralizada Q=38 m 3 /día según PU. |
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2 objeto. mín. agua Q \u003d 0,75 m 3 / día según PU. |
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3 objeto. No se recibió ningún flujo de entrada. |
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1 objeto mín. agua Q \u003d 19,6 m 3 / día. |
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2 objeto. Afluencia menor mín. agua Q \u003d 0,5 m 3 / día. |
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1 objeto Depósito IP mín. agua con una mezcla de la solución filtrada Q=296 m 3 /día. |
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2 objeto. Depósito IP mín. agua con olor a sulfuro de hidrógeno, verde oscuro. |
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3 objeto. mín. agua Q \u003d 21,5 m 3 / día. |
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4 objeto. mín. agua Q \u003d 13,5 m 3 / día. |
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En la columna, el flujo libre de aceite es de 10 m 3 /día. |
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Petróleo Q=21 t/día a 4 mm de estrangulamiento. |
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1 objeto Entrada de aceite industrial Q=26 m 3 /día en un estrangulador de 4 mm. |
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1 objeto chorro de aceite Q \u003d 36,8 m 3 / día en un accesorio de 4 mm. |
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Caudal de aceite 5 m 3 /día según PU. |
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3, 4, 5 objetos. Entrada de aceite débil Q \u003d 0,1 m 3 / día. |
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Aceite IP 25 m 3 en 45 min. |
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El caudal de aceite inicial es de 81,5 toneladas/día. |
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5,6 m 3 de aceite en 50 minutos. |
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El caudal de aceite inicial es de 71,2 toneladas/día. |
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Petróleo Q ruego. =66,6 t/día. |
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Entrada de aceite Q=6,5 m 3 /hora, P pl. = 205 atmósferas. |
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El caudal de aceite inicial es de 10,3 t/día. |
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Aceite Q \u003d 0,5 m 3 / hora, R pl. =160 atm. |
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Agua mineral con películas de aceite. |
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Solución, filtrado, aceite, gas. Volumen de entrada 7,5 m 3 (de los cuales 2,5 m 3 de aceite). R cuadrados =27,65 MPa. |
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Solución, filtrado, petróleo, gas, agua de formación. V pr.\u003d 3,38 m 3, R pl. = 27,71 MPa. |
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Caudal de aceite 36 m 3 /día, diam. PCS. 5 mm. |
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No se recibió ningún flujo de entrada. |
Tabla 1.2 - Información sobre espectáculos de aceite
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Intervalo |
La naturaleza de las manifestaciones. |
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Calizas con manchas de aceite en cavernas y poros. |
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Películas de aceite durante la perforación. |
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Según GIS, arenisca saturada de petróleo. |
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Caliza con juntas de sutura rellenas de arcilla bituminosa. |
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Núcleo saturado de aceite. |
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Alternancia de areniscas saturadas de petróleo, limolitas, capas delgadas de arcillas. |
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Núcleo saturado de aceite. |
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Areniscas polimícticas saturadas de petróleo. |
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Areniscas saturadas de agua. |
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Calizas saturadas de aceite. |
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La caliza es criptocristalina, con raras grietas que contienen material bituminoso. |
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Argillita, piedra caliza. Derrame de aceite de intervalo medio; 1,5 cm - capa de arenisca saturada de aceite. |
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La arenisca es desigual y de grano fino con exudados de aceite. |
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Caliza y capas individuales de arenisca saturada de aceite. |
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Alternancia de dolomita y caliza dolomítica con exudados petrolíferos. |
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Argillita con derrames y películas de aceite a lo largo de las grietas; limolita con olor a aceite. |
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Alternancia de areniscas con derrames y manchas de aceite. |
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Alternancia de areniscas con olor a HC y lutitas con betún intercalado. |
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Areniscas de grano fino con olor a hidrocarburo, bituminosas a lo largo de las fisuras. |
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Caliza con exudados de aceite y olor a hidrocarburo; arenisca y lutita con exudados de aceite. |
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Arenisca densa y fuerte con olor a hidrocarburo. |
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Alternancia de areniscas de cuarzo con olor a hidrocarburo, limolitas y lutitas. |
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Areniscas de cuarzo con bajo olor a hidrocarburos. |
2. Parte especial
2.1 Trabajos geofísicos realizados en esta zona
El informe fue compilado con base en los resultados del reprocesamiento y reinterpretación de datos sísmicos obtenidos en el bloque norte del campo Dinyu-Savinobor en diferentes años por equipos sísmicos 8213 (1982), 8313 (1984), 41189 (1990), 40990 (1992 ), 40992 (1993) según el acuerdo entre Kogel LLC y Dinyu LLC. La metodología y técnica de trabajo se muestra en la Tabla 2.1.
Tabla 2.1 - Información sobre la metodología del trabajo de campo
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" Progreso" |
"Progreso - 2" |
"Progreso - 2" |
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Sistema de observación |
Central |
Central naya |
flanco |
flanco |
flanco |
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Opciones de fuente |
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Explosivo |
Explosivo |
no explosivo"bajar de peso" - SIM |
"Peso de caída" no explosivo - SIM |
No explosivo "Yenisei - SAM" |
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Número de pozos en un grupo |
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Precio a cobrar |
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Distancia entre tiros |
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Opciones de ubicación |
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multiplicidad |
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Agrupación de geófonos |
26 empresas conjuntas basadas en 78 m |
26 empresas conjuntas basadas en 78 m |
12 empresas conjuntas sobre una base de 25 m |
11 joint ventures sobre la base de 25 m |
11 joint ventures sobre la base de 25 m |
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Distancia entre PP |
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Distancia mínima del dispositivo de explosión |
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Distancia máxima explosión-dispositivo |
La estructura de limitación tectónica Vostochno-Michayu identificada por los trabajos s/p 40991 se transfirió a la perforación en los depósitos de Frasnian Inferior, Famennian Inferior y Pérmico Inferior en 1993, s/p 40992. Los estudios sísmicos se centraron generalmente en el estudio del Permian parte de la sección, construcciones estructurales en la parte inferior de la sección realizadas sólo en el horizonte reflectante III f 1 .
Al oeste del área de trabajo se encuentran los yacimientos petrolíferos Michayuskoye y Yuzhno-Michayuskoye. El potencial comercial de petróleo y gas del campo Michayuskoye está asociado con los depósitos del Pérmico Superior, el depósito de petróleo está contenido en las areniscas de la formación V-3 en la parte superior del horizonte de Yaran.
Al sureste de la estructura Vostochno-Michayu en 2001, el pozo 1-Dinyu-Savinobor descubrió un depósito de petróleo en los depósitos del Bajo Frasnian. Las estructuras Dinyu-Savinobor y East Michayu están ubicadas en la misma zona estructural.
En relación con estas circunstancias, se hizo necesario revisar todos los materiales geológicos y geofísicos disponibles.
El reprocesamiento de datos sísmicos fue realizado en 2001 por Tabrina V.A. en el sistema ProMAX el volumen de reprocesamiento fue de 415,28 km.
El preprocesamiento consistió en convertir los datos al formato interno de ProMAX, asignar la geometría y restaurar las amplitudes.
La interpretación del material sísmico fue realizada por el geofísico líder I. Kh. Mingaleeva, el geólogo E. V. Matyusheva, el geofísico de categoría I N. S. La interpretación se llevó a cabo en el sistema de exploración Geoframe en la estación de trabajo SUN 61. La interpretación incluyó la correlación de horizontes reflectantes, la construcción de mapas de isócronas, isohips e isópacas. La estación de trabajo se cargó con registros digitalizados para los pozos 14-Michayu, 24-Michayu. Para recalcular las curvas de registro a la escala de tiempo se utilizaron las velocidades obtenidas del registro sísmico de los pozos correspondientes.
La construcción de los mapas isochron, isohyps e isopach se realizó de forma automática. Si fue necesario, se corrigieron manualmente.
Los modelos de velocidad necesarios para transformar los mapas isócronos en estructurales se determinaron a partir de datos sísmicos y de perforación.
La sección transversal de la isohipsa fue determinada por el error de construcción. Con el fin de preservar las características de los planos estructurales y para una mejor visualización, la sección de isohipsis se tomó a 10 m a lo largo de todos los horizontes reflectantes. Mapa escala 1:25000. El confinamiento estratigráfico de los horizontes reflectantes se realizó de acuerdo con el registro sísmico de los pozos 14-,24-Michayu.
En el área se trazaron 6 horizontes reflectantes. Se presentaron construcciones estructurales para 4 horizontes reflectantes.
OG Ik está confinado al punto de referencia 1, identificado por analogía con el pozo Dinyu-Savinobor en el Kungurian superior, 20-30 m por debajo de los depósitos de Ufim (Figura 2.1). El horizonte está bien correlacionado en la fase positiva, la intensidad de reflexión es baja, pero las características dinámicas son consistentes en el área. El próximo horizonte reflectante II-III se identifica con el límite de los depósitos Carbonífero y Devónico. GO se reconoce con bastante facilidad en los perfiles, aunque en algunos lugares hay interferencia de dos fases. En los extremos orientales de los perfiles latitudinales, aparece una reflexión adicional sobre OG II-III, que se desplaza hacia el oeste en forma de superposición plantar.
OG IIIfm 1 se limita al punto de referencia 5, identificado en la parte inferior del Yeletsk Horizon of the Lower Famennian. En los pozos 5-M., 14-M, el benchmark 5 coincide con el fondo del horizonte de Yelets identificado por TP NIC, en otros pozos (2,4,8,22,24,28-M) 3-10 m por encima del desglose oficial de la parte inferior D 3 el. El horizonte reflectante es un horizonte de referencia, tiene características dinámicas pronunciadas y alta intensidad. El programa no proporciona construcciones estructurales para OG IIIfm 1.
OG IIId se identifica con la base de los depósitos de Domanik y se correlaciona con confianza en las secciones de tiempo en la fase negativa.
El punto de referencia 6 en la parte superior del horizonte Inferior Franian Yaran está asociado con OG IIIf 1 . El punto de referencia 6 se destaca con bastante confianza en todos los pozos de 10 a 15 m por debajo de la base de los depósitos de Dzher. El horizonte reflectante IIIf 1 se sigue bien, a pesar de que tiene una intensidad baja.
Productivo en los campos Michayuskoye, Dinyu-Savinoborskoye, el yacimiento arenoso V-3 está ubicado 18-22 m por debajo del IIIf 1 OG, solo en el pozo 4-M. el espesor de los depósitos encerrados entre la OG IIIf 1 y la formación V-3 se incrementa a 30 m.
Figura 2.1 - Comparación de secciones de pozos 1-C. Michayu, 24-Michayu, 14-Michayu y ajustar horizontes reflectantes
El próximo horizonte reflectante III 2-3 se expresa débilmente en el campo de ondas, trazado cerca de la parte superior de los depósitos terrígenos del Devónico Medio. OG III 2-3 se correlaciona en fase negativa como una superficie de erosión. En el suroeste del área de notificación, hay una disminución en el espesor temporal entre OG IIIf 1 y III 2-3, que se ve especialmente claramente en el perfil 8213-02 (Figura 2.2).
Se realizaron construcciones estructurales (Figuras 2.3 y 2.4) a lo largo de los reflectores Ik, IIId, IIIf 1 , III 2-3 , se construyó un mapa de isópacas entre OG IIId y III 2-3 , se presenta un mapa estructural a lo largo de la parte superior de la B -3 cama de arena, para todo el depósito de Dinho - Savinoborskoye.
Figura 2.2 - Fragmento de la sección de tiempo a lo largo del perfil 8213-02
2.2 Resultados de estudios geofísicos
Como resultado del reprocesamiento y reinterpretación de los datos sísmicos del bloque norte del campo Dinyu-Savinobor.
Estudiamos la estructura geológica del bloque norte del campo Dinyu-Savinoborskoye basado en los depósitos Pérmico y Devónico,
Figura 2.3 - Mapa estructural a lo largo del horizonte reflectante III2-3 (D2-3)
Figura 2.4 - Mapa estructural a lo largo del horizonte reflectante III d (D 3 dm)
- rastreados y vinculados a través del área 6 reflectores: Ik, II-III, IIIfm1, IIId, IIIf1, III2-3;
Construcciones estructurales realizadas a escala 1:25000 para 4 OG: Ik, IIId, IIIf1, III2-3;
Se construyó un mapa estructural general a lo largo de la parte superior de la formación B-3 para la estructura Dinyu-Savinobor y el bloque norte del campo Dinyu-Savinobor, y un mapa de isópacas entre OG IIId y III2-3;
Construimos secciones sísmicas profundas (escala de horizonte 1:12500, ver. 1:10000) y secciones sismogeológicas (escalas de horizonte 1:25000, ver. 1:2000);
Construimos un esquema de comparación para los depósitos de Lower Frasnian por pozos en el área de Michayuskaya, pozo No. 1-Dinyu-Savinobor y 1-Tripanyel en escala 1:500;
Aclaró la estructura geológica de las estructuras East Michayu e Ivan-Shor;
Revelado las estructuras Michayu Medio, Michayu Central, Trypanyol Este;
Se trazó una depresión similar a un graben con tendencia NE, que es una pantalla para el bloque norte de la estructura Dinyu-Savinobor.
Para estudiar el potencial petrolero de los depósitos del Frasnian Inferior dentro del bloque central de la estructura East Michayu, perforar un pozo de prospección No. 3 en el perfil 40992-04 pk 29.00 con una profundidad de 2500 m hasta la apertura del Devónico Medio depósitos;
En el bloque sur - pozo exploratorio No. 7 en el cruce de los perfiles 40990-07 y 40992 -21 con una profundidad de 2550 m;
En el bloque norte - pozo exploratorio No. 8 perfil 40992-03 pk 28.50 con una profundidad de 2450 m;
Realización de estudios sísmicos detallados dentro de la estructura Ivan-Shor;
Realizar reprocesamiento y reinterpretación de levantamientos sísmicos en las estructuras Sur-Michayuskaya y Srednemichayuskaya.
2.3 Justificación para elegir la sísmica 3D
La razón principal que justifica la necesidad de utilizar una tecnología de sísmica areal 3D bastante compleja y costosa en las etapas de exploración y detallado es la transición en la mayoría de las regiones al estudio de estructuras y yacimientos con yacimientos cada vez más complejos, lo que conduce al riesgo de perforar pozos vacíos. Se ha demostrado que con un aumento en la resolución espacial de más de un orden de magnitud, el costo de los trabajos en 3D en comparación con un levantamiento 2D detallado (~2 km/km 2 ) aumenta solo 1,5-2 veces. Al mismo tiempo, el detalle y la cantidad total de información de disparo en 3D es mayor. Un campo sísmico prácticamente continuo proporcionará:
· Descripción más detallada de superficies estructurales y precisión de mapeo en comparación con 2D (los errores se reducen de 2 a 3 veces y no superan los 3 a 5 m);
· Falta de ambigüedad y confiabilidad del trazado por área y volumen de fallas tectónicas;
· El análisis de facies sísmicas proporcionará identificación y seguimiento de facies sísmicas en volumen;
· Posibilidad de interpolación en el espacio entre pozos de los parámetros del yacimiento (espesor de la capa, porosidad, límites del desarrollo del yacimiento);
· Refinamiento de reservas de petróleo y gas detallando las características estructurales y estimadas.
Esto indica la posible viabilidad económica y geológica de utilizar un levantamiento tridimensional en la estructura de East Michayu. A la hora de elegir la viabilidad económica hay que tener en cuenta que el efecto económico de aplicar el 3D a todo el complejo de exploración y desarrollo de campos también tiene en cuenta:
· crecimiento de las reservas en las categorías C1 y C2;
· ahorros al reducir el número de pozos de exploración y de producción de baja tasa no informativos;
· optimización del modo de desarrollo mediante el perfeccionamiento del modelo de yacimiento;
· crecimiento de los recursos C3 debido a la identificación de nuevos objetos;
· costo de levantamiento 3D, procesamiento e interpretación de datos.
3. Parte del diseño
3.1 Sustanciación de la metodología de trabajo CDP - 3D
La elección de un sistema de observación se basa en los siguientes factores: tareas a resolver, características de las condiciones sismogeológicas, capacidades técnicas y beneficios económicos. La combinación óptima de estos factores determina el sistema de observación.
En el área de Vostochno-Michayuskaya, se realizarán estudios sísmicos CDP-3D para estudiar en detalle las características estructural-tectónicas y litofaciales de la estructura de la cubierta sedimentaria en sedimentos del Pérmico Superior al Silúrico; mapeo de zonas de desarrollo de heterogeneidades de litofacies y propiedades mejoradas de yacimientos, perturbaciones tectónicas discontinuas; estudio de la historia geológica del desarrollo a partir del análisis paleoestructural; identificación y preparación de objetos petrolíferos prometedores.
Para resolver las tareas planteadas, teniendo en cuenta la estructura geológica de la zona, el factor de mínima afectación al medio natural y el factor económico, se propone un sistema de observación ortogonal con puntos de excitación situados entre las líneas de recepción (es decir, con recepción superpuesta). líneas). Las explosiones en pozos se utilizarán como fuentes de excitación.
3.2 Ejemplo de cálculo de un sistema de observación "cruzado"
El sistema de observación del tipo "cruz" está formado por la superposición sucesiva de disposiciones, fuentes y receptores mutuamente ortogonales. Ilustremos el principio de la formación de un sistema de áreas en el siguiente ejemplo idealizado. Supongamos que los geófonos (un grupo de geófonos) están distribuidos uniformemente a lo largo de la línea de observación que coincide con el eje X.
A lo largo del eje que corta la disposición de los receptores sísmicos en el centro, m se coloca uniforme y simétricamente en las fuentes. El paso de las fuentes de do y los receptores sísmicos de dx es el mismo. Las señales generadas por cada fuente son recibidas por todos los geófonos del arreglo. Como resultado de dicha prueba, se forma un campo de m 2 puntos medios de reflexión. Si cambiamos secuencialmente la disposición de los receptores sísmicos y la línea de fuentes ortogonalmente a lo largo del eje X en un paso dx y repetimos el registro, entonces el resultado será una superposición múltiple de la franja, cuyo ancho es igual a la mitad la base de excitación. El desplazamiento secuencial de la base de excitación y recepción a lo largo del eje Y por un paso du conduce a una superposición múltiple adicional, y la superposición total será. Naturalmente, en la práctica, deberían utilizarse variantes tecnológicamente más avanzadas y económicamente justificadas de un sistema con líneas de fuentes y receptores mutuamente ortogonales. También es obvio que la relación de superposición debe elegirse de acuerdo con los requisitos determinados por la naturaleza del campo de onda y los algoritmos de procesamiento. Como ejemplo, la Figura 3.1 muestra un sistema de área de dieciocho veces, para cuya implementación se utiliza una estación sísmica de 192 canales, que recibe secuencialmente señales de 18 piquetes de excitación. Considere los parámetros de este sistema. Los 192 geófonos (grupos de geófonos) están distribuidos en cuatro perfiles paralelos (48 en cada uno). El paso dx entre los puntos de recepción es de 0,05 km, la distancia d entre las líneas de recepción es de 0,05 km. El paso de las fuentes Sy a lo largo del eje Y es de 0,05 km. Una distribución fija de fuentes y receptores se denominará bloque. Después de recibir vibraciones de las 18 fuentes, el bloque se desplaza un paso Así se trabaja una franja a lo largo del eje X desde el principio hasta el final del área de estudio. El siguiente carril de cuatro líneas de recepción se coloca paralelo al anterior de modo que la distancia entre las líneas de recepción adyacentes (más cercanas) del primer y segundo carril sea igual a la distancia entre las líneas de recepción en el bloque (?y = 0,2 km) . En este caso, las líneas fuente de la primera y segunda bandas se superponen a la mitad de la base de excitación. Al trabajar con la tercera banda, las líneas fuente de la segunda y la tercera banda se superponen a la mitad, etc. En consecuencia, en esta versión del sistema, las líneas de recepción no se duplican y en cada punto de origen (excluyendo los extremos) las señales se excitan dos veces.
Escribamos las principales relaciones que determinan los parámetros del sistema y su multiplicidad. Para hacer esto, siguiendo la Figura 8, introducimos notación adicional:
W - número de líneas de recepción,
m x - número de puntos de recepción en cada línea de recepción del bloque dado;
m y - el número de fuentes en cada línea de excitación del bloque dado,
P es el ancho del intervalo en el centro de la línea de excitación, dentro del cual no se colocan las fuentes,
L - compensación (desplazamiento) a lo largo del eje X de la línea fuente desde los puntos de recepción más cercanos.
En todos los casos, los intervalos ?x, ?y y L son múltiplos del paso dx. Esto asegura la uniformidad de la red de puntos medios correspondientes a cada par fuente-receptor, es decir ¡hazlo! requisito de la condición necesaria para la formación de sismogramas de puntos medios comunes (CMP). Donde:
Ax=Ndx N=1, 2, 3…
tSy-MdyM=1, 2, 3…
L=q qxq=1, 2, 3…
Expliquemos el significado del parámetro P. ¿El desplazamiento entre las líneas de los puntos medios es igual a la mitad del paso? Si las fuentes están distribuidas uniformemente (no hay discontinuidad), entonces, para sistemas similares, la relación de superposición a lo largo del eje Y es igual a W (el número de líneas receptoras). Para reducir la multiplicidad de superposiciones a lo largo del eje Y y reducir los costos debido a un menor número de fuentes, se hace un espacio en el centro de la línea de excitación por un valor P igual a:
Donde, k = 1,2,3...
Cuando k=1,2, 3, respectivamente, la relación de superposición disminuye en 1, 2, 3, es decir se vuelve igual a W-K.
La fórmula general que relaciona la multiplicidad de superposiciones n y con los parámetros del sistema
por lo tanto, la expresión para el número de fuentes my en una línea de excitación se puede escribir de la siguiente manera:
Para el sistema de observación (Figura 3.1), el número de fuentes en la línea de excitación es 18.
Figura 3.1 - Sistema de observación del tipo "cruz"
De la expresión (3.3) se deduce que dado que el paso de los perfiles?y es siempre un múltiplo del paso de las fuentes dy, el número de fuentes my para este tipo de sistema es un número par. Distribuidos en una línea recta paralela al eje Y simétricamente a los perfiles de recepción incluidos en este bloque, los puntos de excitación o bien coinciden con los puntos de recepción, o están desplazados respecto a los puntos de recepción 1/2·dy. Si la multiplicidad de superposición n y en un bloque dado es un número impar, las fuentes no siempre coinciden con los puntos receptores. Si n y es un número par, son posibles dos situaciones: ?y/du es un número impar, las fuentes coinciden con los puntos de recepción, ?y/du es un número par, las fuentes se desplazan en relación con los puntos de recepción por dy/ 2. Este hecho debe tenerse en cuenta a la hora de sintetizar el sistema (eligiendo el número de perfiles de recepción W y el paso? y entre ellos), ya que depende de si en los puntos de recepción se registrarán los tiempos verticales necesarios para determinar las correcciones estáticas.
La fórmula que determina la multiplicidad de superposiciones n x a lo largo del eje X se puede escribir de manera similar a la fórmula (3.2)
por lo tanto, la multiplicidad total de superposiciones n xy por área es igual al producto de n x y n y
De acuerdo con los valores aceptados de m x, dx y? x, la multiplicidad de superposiciones n x a lo largo del eje X calculada por la fórmula (3.4) es 6, y la multiplicidad total n xy = 13 (Figura 3.2).
Figura 3.2 - Multiplicidad de superposiciones nx = 6
Junto con el sistema de observación, que prevé la superposición de fuentes sin superposición de las líneas de recepción, en la práctica se utilizan sistemas en los que las líneas de excitación no se superponen, pero se duplica parte de las líneas de recepción. Consideremos seis líneas de recepción, en cada una de las cuales se distribuyen uniformemente receptores sísmicos que reciben señales secuencialmente excitadas por fuentes. Al trabajar con la segunda banda, el siguiente bloque duplica tres líneas de recepción, y las líneas de origen van como una continuación de los perfiles ortogonales de la primera banda. Por lo tanto, la tecnología de trabajo aplicada no prevé la duplicación de puntos de excitación. Con superposición doble de las líneas de recepción, la multiplicidad n y es igual al número de líneas de recepción superpuestas. El equivalente completo de un sistema de seis perfiles seguidos de una superposición de tres líneas de recepción es un sistema con fuentes superpuestas, cuyo número se duplica para lograr el mismo pliegue. Por lo tanto, los sistemas con fuentes superpuestas no son económicamente rentables, porque. esta técnica requiere una gran cantidad de perforación y voladura.
Transición a sísmica 3D.
El diseño de un levantamiento 3D se basa en el conocimiento de una serie de características de la sección sismológica del sitio de trabajo.
La información sobre la sección geosísmica incluye:
Multiplicidad de tiro 2D
profundidades máximas de los límites geológicos objetivo
límites geológicos mínimos
el tamaño horizontal mínimo de los objetos geológicos locales
frecuencias máximas de ondas reflejadas desde horizontes objetivo
velocidad promedio en la capa que se encuentra en el horizonte objetivo
tiempo de registro de reflexiones desde el horizonte objetivo
el tamaño del área de estudio
Para registrar el campo de tiempo en MOGT-3D, es racional utilizar estaciones de telemetría. El número de perfiles se selecciona en función de la multiplicidad n y =u.
La distancia entre los puntos medios comunes en la superficie reflectante a lo largo de los ejes X e Y determina el tamaño del contenedor:
El desplazamiento mínimo máximo permisible de la línea fuente se selecciona en función de la profundidad mínima de los límites reflectantes:
Desplazamiento mínimo.
Desplazamiento máximo.
Para asegurar la multiplicidad n x, se determina la distancia entre las líneas de excitación?x:
Para la unidad de grabación, ¿la distancia entre las líneas de recepción? y:
Teniendo en cuenta la tecnología de trabajo con doble superposición de la línea de recepción, el número de fuentes m y en un bloque para garantizar la multiplicidad n y:
Figura 3.3 - Multiplicidad ny =2
En base a los resultados de la planificación de un levantamiento 3D, se obtiene el siguiente conjunto de datos:
distancia entre canales dx
el número de canales activos en una línea de recepción m x
número total de canales activos m x u
desplazamiento mínimo Lmin
tamaño de contenedor
multiplicidad total n xy
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Es obvio que las principales tareas de la exploración sísmica con el nivel de equipamiento existente son:
1. Aumentar la resolución del método;
2. Posibilidad de predecir la composición litológica del medio.
En las últimas 3 décadas se ha creado la industria de exploración sísmica de campos de petróleo y gas más poderosa del mundo, cuya base es el método del punto común de profundidad (CDP). Sin embargo, con la mejora y el desarrollo de la tecnología CDP, la inaceptabilidad de este método para resolver problemas estructurales detallados y predecir la composición del medio se manifiesta cada vez más claramente. Las razones de esta situación son la alta integridad de los datos obtenidos (resultantes) (secciones), incorrecta y, como resultado, incorrecta en la mayoría de los casos determinación de velocidades efectivas y promedio.
La introducción de la exploración sísmica en entornos complejos de regiones de minerales y petróleo requiere un enfoque fundamentalmente nuevo, especialmente en la etapa de procesamiento e interpretación de máquinas. Entre las nuevas áreas en desarrollo, una de las más prometedoras es la idea de un análisis local controlado de las características cinemáticas y dinámicas de un campo de ondas sísmicas. Sobre esta base, se está desarrollando el desarrollo de un método para el procesamiento diferencial de materiales en medios complejos. La base del método de levantamiento sísmico diferencial (DMS) son las transformaciones locales de los datos sísmicos iniciales en bases pequeñas: diferencial en relación con las transformaciones integrales en el CDP. El uso de bases pequeñas, que lleva a una descripción más precisa de la curva hodógrafa, por un lado, la selección de ondas en la dirección de llegada, lo que permite procesar campos de ondas de interferencia complejas, por otro lado, crea los requisitos previos para usar el método diferencial en condiciones sismogeológicas complejas, aumenta su resolución y precisión de construcciones estructurales (Fig. 1, 3). Una ventaja importante del MDS es su alto equipo paramétrico, que permite obtener las características petrofísicas de la sección, la base para determinar la composición del material del medio.
Amplias pruebas en varias regiones de Rusia han demostrado que MDS supera significativamente las capacidades de CMP y es una alternativa a este último en el estudio de entornos complejos.
El primer resultado del procesamiento diferencial de datos sísmicos es una sección estructural profunda del MDS (S es una sección), que refleja la naturaleza de la distribución de los elementos reflectantes (áreas, límites, puntos) en el medio estudiado.
Además de las construcciones estructurales, MDS tiene la capacidad de analizar las características cinemáticas y dinámicas de las ondas sísmicas (parámetros), lo que a su vez le permite proceder a la evaluación de las propiedades petrofísicas de la sección geológica.
Para construir una sección de rigidez cuasi-acústica (A - sección), se utilizan los valores de las amplitudes de las señales reflejadas en los elementos sísmicos. Las secciones A obtenidas se utilizan en el proceso de interpretación geológica para identificar objetos geológicos contrastantes ("punto brillante"), zonas de fallas tectónicas, límites de grandes bloques geológicos y otros factores geológicos.
El parámetro de cuasi-atenuación (F) es una función de la frecuencia de la señal sísmica recibida y se utiliza para identificar áreas de consolidación alta y baja. rocas, zonas de alta absorción ("mancha oscura").
Las secciones de velocidades medias e interválicas (V, I - secciones), que caracterizan la petrodensidad y las diferencias litológicas de grandes bloques regionales, llevan su propia carga petrofísica.
ESQUEMA DE TRATAMIENTO DIFERENCIAL:
DATOS INICIALES (MÚLTIPLES SUPERPOSICIONES)
PROCESAMIENTO PRELIMINAR
PARAMETRIZACIÓN DIFERENCIAL DE SISMOGRAMAS
EDICIÓN DE PARÁMETROS (A, F, V, D)
SECCIONES SÍSMICAS PROFUNDAS
MAPA DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS (S, A, F, V, I, P, L)
TRANSFORMACIÓN Y SÍNTESIS DE MAPA DE PARÁMETROS (FORMACIÓN DE IMAGEN DE OBJETOS GEOLÓGICOS)
MODELO FÍSICO Y GEOLÓGICO DEL MEDIO AMBIENTE
Parámetros petrofísicos
S - estructural, A - cuasi-rigidez, F - cuasi-absorción, V - velocidad promedio,
I - velocidad de intervalo, P - cuasi-densidad, L - parámetros locales
Sección de tiempo de CDP después de la migración
Sección profunda de MDS
Arroz. 1 COMPARACIÓN DE LA EFICIENCIA DE MOGT Y MDS
Siberia Occidental, 1999
Sección de tiempo de CDP después de la migración
Sección profunda de MDS
Arroz. 3 COMPARACIÓN DE LA EFICIENCIA DE MOGT Y MDS
Carelia del Norte, 1998
Las Figuras 4-10 muestran ejemplos típicos de procesamiento de MDS en varias condiciones geológicas.
Sección de tiempo de CDP
Sección de cuasi-absorción Sección profunda de MDS
Sección de velocidades medias
Arroz. 4 Procesamiento diferencial de datos sísmicos en condiciones
dislocaciones complejas de rocas. Perfil 10. Siberia Occidental
El procesamiento diferencial permitió descifrar el complejo campo de ondas en la parte occidental de la sección sísmica. De acuerdo con los datos del MDS, se encontró un derrumbe, en el área del cual hay un "colapso" del complejo productivo (PK PK 2400-5500). Como resultado de una interpretación compleja de las secciones de características petrofísicas (S, A, F, V), se identificaron zonas de mayor permeabilidad.
Sección profunda de MDS Sección de tiempo de CDP
Sección de rigidez cuasi-acústica Sección de cuasi-absorción
Sección de velocidades medias Sección de velocidades de intervalo
Arroz. 5 Tratamiento especial de datos sísmicos en búsquedas
hidrocarburos. Región de Kaliningrado
Un procesamiento informático especial permite obtener una serie de secciones paramétricas (mapas de parámetros). Cada mapa paramétrico caracteriza ciertos propiedades físicas ambiente. La síntesis de parámetros sirve como base para la formación de la "imagen" de un objeto de petróleo (gas). El resultado de una interpretación integral es un Modelo Físico-Geológico del medio ambiente con pronóstico de yacimientos de hidrocarburos.
Arroz. 6 Procesamiento diferencial de datos sísmicos
en busca de minerales de cobre-níquel. Península de Kola
Como resultado de un procesamiento especial, se revelaron áreas de valores anómalos de varios parámetros sísmicos. Una interpretación integral de los datos permitió determinar la ubicación más probable del objeto mineral (R) en piquetes 3600-4800 m, donde se observan las siguientes características pertofísicas: alta rigidez acústica sobre el objeto, fuerte absorción debajo del objeto, y una disminución de las velocidades de intervalo en el área del objeto. Esta "imagen" corresponde a los R-etalons obtenidos anteriormente en las áreas de perforación profunda en el área del pozo súper profundo de Kola.
Arroz. 7 Procesamiento diferencial de datos sísmicos
en la búsqueda de yacimientos de hidrocarburos. Siberia occidental
Un procesamiento informático especial permite obtener una serie de secciones paramétricas (mapas de parámetros). Cada mapa paramétrico caracteriza ciertas propiedades físicas del medio. La síntesis de parámetros sirve como base para la formación de la "imagen" de un objeto de petróleo (gas). El resultado de una interpretación integral es un modelo físico-geológico del medio ambiente con un pronóstico para los yacimientos de hidrocarburos.
Arroz. 8 Modelo geosísmico de la estructura Pechenga
Península de Kola.
Arroz. 9 Modelo geosísmico de la parte noroeste del Escudo Báltico
Península de Kola.
Arroz. 10 Sección cuasi-densidad a lo largo del perfil 031190 (37)
Siberia occidental.
Las cuencas sedimentarias que contienen petróleo de Siberia occidental deben atribuirse a un tipo de sección favorable para la introducción de nueva tecnología. La figura muestra un ejemplo de una sección de cuasi-densidad construida utilizando los programas MDS en una PC R-5. El modelo de interpretación resultante está en buen acuerdo con los datos de perforación. El litotipo marcado en verde oscuro a profundidades de 1900 m corresponde a lutitas de la Formación Bazhenov; Los litotipos más densos de la sección. Las variedades amarillas y rojas son areniscas de cuarzo y lutita, los litotipos de color verde claro corresponden a limolitas. En la parte de fondo del pozo, bajo el contacto agua-petróleo, se abrió una lente de areniscas de cuarzo con altas propiedades de yacimiento.
PREDICCIÓN DE LA SECCIÓN GEOLÓGICA BASADA EN DATOS MDS
En la etapa de prospección y exploración, MDS es parte integral del proceso de exploración, tanto en el mapeo estructural como en la etapa de pronóstico real.
En la fig. 8 muestra un fragmento del modelo Geosísmico de la estructura Pechenga. La base del combustible y lubricantes son los datos sísmicos de los experimentos internacionales KOLA-SD y 1-EB en el área del pozo superprofundo SG-3 de Kola y los datos de los trabajos de prospección y exploración.
La combinación estereométrica de la superficie geológica y las secciones estructurales profundas (S) del MDS en escalas geológicas reales permite tener una idea correcta de la estructura espacial del sinclinario de Pechenga. Los principales complejos mineralíferos están representados por rocas terrígenas y tobáceas; sus límites con las rocas máficas circundantes son fuertes límites sísmicos, lo que proporciona un mapeo confiable de los horizontes que contienen minerales en la parte profunda de la estructura de Pechenga.
El marco sísmico resultante se utiliza como base estructural para el modelo geológico físico de la región mineral de Pechenga.
En la fig. La Figura 9 muestra elementos del modelo geosísmico para la parte noroeste del Escudo Báltico. Fragmento de geopoligonal 1-EV a lo largo de la línea SG-3 - Liinakha-mari. Además de la sección estructural tradicional (S), se obtuvieron secciones paramétricas:
Una sección de cuasi-rigidez caracteriza el contraste de varios bloques geológicos. El bloque Pechenga y el bloque Liinakhamari se distinguen por una alta rigidez acústica; la zona del sinclinal de Pitkjarvin es la que menos contrasta.
F - la sección de cuasi-absorción refleja el grado de consolidación de la roca
razas El bloque Liinakhamari se caracteriza por la menor absorción, y la mayor se observa en la parte interna de la estructura Pechenga.
V, I son secciones de velocidades medias e interválicas. Las características cinemáticas son notablemente heterogéneas en la parte superior del tramo y se estabilizan por debajo de la cota de 4-5 km. El bloque Pechenga y el bloque Liinakhamari se caracterizan por mayores velocidades. En la parte norte del sinclinal de Pitkyayarvin, en la sección I, se observa una estructura en “forma de artesa” con valores consistentes de velocidades de intervalo Vi = 5000-5200 m/s, correspondientes en términos del área de distribución de Late granitoides arcaicos.
Una interpretación integral de las secciones paramétricas del MDS y los materiales de otros métodos geológicos y geofísicos es la base para crear un modelo físico y geológico de la región de West Kola del Escudo Báltico.
PREDICCIÓN DE LA LITOLOGÍA DEL MEDIO AMBIENTE
La identificación de nuevas capacidades paramétricas del MDS está asociada al estudio de la relación de diversos parámetros sísmicos con las características geológicas del medio. Uno de los nuevos parámetros MDS (masterizados) es la cuasi-densidad. Este parámetro se puede identificar a partir del estudio del signo del coeficiente de reflexión de la señal sísmica en el límite de dos complejos litofísicos. Con cambios insignificantes en las velocidades de las ondas sísmicas, el signo característico de la onda está determinado principalmente por el cambio en la densidad de las rocas, lo que permite en algunos tipos de secciones estudiar la composición material del medio utilizando un nuevo parámetro.
Las cuencas sedimentarias que contienen petróleo de Siberia occidental deben atribuirse a un tipo de sección favorable para la introducción de nueva tecnología. Abajo en la fig. La Figura 10 muestra un ejemplo de una sección de cuasi-densidad construida utilizando los programas MDS en una PC R-5. El modelo de interpretación resultante está en buen acuerdo con los datos de perforación. El litotipo marcado en verde oscuro a profundidades de 1900 m corresponde a lutitas de la Formación Bazhenov; los litotipos más densos de la sección. Las variedades amarillas y rojas son areniscas de cuarzo y lutita, los litotipos de color verde claro corresponden a limolitas. Se abrió una lente de areniscas de cuarzo en la parte de fondo del pozo bajo el contacto agua-petróleo
con altas propiedades de recolección.
COMPLEJACIÓN DE LOS DATOS DEL CDP Y EL SHP
Al realizar prospecciones y exploraciones regionales y CDP, no siempre es posible obtener datos sobre la estructura de la parte cercana a la superficie de la sección, lo que dificulta vincular los materiales de mapeo geológico con los datos sísmicos profundos (Fig. 11). En tal situación, es recomendable utilizar el perfilado de refracción en la variante del GCP, o el procesamiento de los materiales CDP disponibles utilizando la tecnología especial del PMA-OGP. El dibujo inferior muestra un ejemplo de combinación de datos de refracción y CDP para uno de los perfiles sísmicos de CDP elaborados en Karelia Central. Los materiales obtenidos permitieron vincular la estructura profunda con el mapa geológico y esclarecer la ubicación de las Paleodepresiones del Proterozoico Temprano, que son prometedoras para yacimientos de varios minerales.
Se considera la experiencia de realizar estudios sísmicos de campo utilizando el método clásico y el método Slip-Sweep de alto rendimiento por parte de las fuerzas de Samaraneftegeofizika.
Se considera la experiencia de realizar levantamientos sísmicos de campo utilizando el método clásico y el método Slip-Sweep de alto rendimiento de Samaraneftegeofizika.
Se revelan las ventajas y desventajas de la nueva técnica. Se calculan los indicadores económicos de cada uno de los métodos.
En la actualidad, la productividad de los levantamientos sísmicos de campo depende de muchos factores:
Intensidad del uso de la tierra;
Circulación de coches y ferrocarril Vehículo, a través del área en estudio;
Actividad en el territorio de los asentamientos ubicados en el área de estudio; influencia de factores meteorológicos;
Terreno accidentado (barrancos, bosques, ríos).
Todos los factores anteriores reducen significativamente la velocidad de los estudios sísmicos.
De hecho, durante el día hay 5-6 horas de tiempo nocturno para observaciones sísmicas. Esto es crítico e insuficiente para cumplir con los volúmenes en el tiempo estipulado, además de aumentar significativamente el costo de la obra.
El tiempo de trabajo, en la 1ª etapa, depende de las siguientes etapas:
Preparación topogeodésica del sistema de observación - instalación de piquetes de perfiles en el suelo;
Instalación, ajuste de equipos sísmicos;
Excitación de vibraciones elásticas, registro de datos sísmicos.
Una forma de reducir el tiempo empleado es utilizar la técnica Slip-Sweep.
Esta técnica permite acelerar significativamente la producción de la etapa de excitación: registro de datos sísmicos.
Slip-sweep es un sistema sísmico de alto rendimiento basado en el método de barrido superpuesto, en el que los vibradores trabajan simultáneamente.
Además de aumentar la velocidad del trabajo de campo, esta técnica permite compactar los puntos de la explosión, aumentando así la densidad de las observaciones.
Esto mejora la calidad del trabajo y aumenta la productividad.
La técnica Slip-Sweep es relativamente nueva.
La primera experiencia de exploración sísmica CDP-3D utilizando el método Slip-Sweep se obtuvo en la cantidad de solo 40 km 2 en Omán (1996).
Como puede ver, la técnica Slip-Sweep se utilizó principalmente en la zona desértica, con la excepción del trabajo en Alaska.
En Rusia, en modo experimental (16 km2), la tecnología Slip-Sweep fue probada en 2010 por Bashneftegeofizika.
El artículo presenta la experiencia de realizar un trabajo de campo utilizando el método Slip-Sweep y comparar los indicadores con el método estándar.
Se muestran los fundamentos físicos del método y la posibilidad de compactar el sistema de observación simultáneamente con el uso de la tecnología Slip-Sweep.
Se dan los resultados principales del trabajo, se indican las deficiencias del método.
En 2012, utilizando el método Slip-Sweep, Samaraneftegeofizika realizó trabajos en 3D en los bloques de licencia Zimarny y Mozharovsky de Samaraneftegaz en una cantidad de 455 km2.
El aumento de la productividad por la técnica Slip-Sweep en la etapa de excitación-registro en las condiciones de la región de Sámara se da por la utilización de períodos cortos de tiempo asignados para el registro de datos sísmicos durante el ciclo diario de trabajo.
Es decir, la tarea de realizar la mayor cantidad de observaciones físicas en poco tiempo se realiza con la técnica Slip-Sweep de manera más eficiente al aumentar el rendimiento de registrar las observaciones físicas en 3 o 4 veces.
La técnica Slip-Sweep es un sistema de levantamiento sísmico de alto rendimiento basado en el método de superposición de señales de barrido vibratorio, en el que vibradores en diferentes SP operan simultáneamente, el registro es continuo (Fig. 1).
La señal de barrido emitida es uno de los operadores de la función de correlación cruzada en el proceso de obtención de un corelograma a partir de un vibrograma.
Al mismo tiempo, en el proceso de correlación, también es un operador de filtro que suprime la influencia de frecuencias distintas a la frecuencia emitida en un momento dado, que se puede aplicar para suprimir la radiación de vibradores que funcionan simultáneamente.
Con suficiente tiempo de respuesta de las unidades de vibración, sus frecuencias emitidas serán diferentes, por lo que es posible eliminar completamente la influencia de la radiación de vibración vecina (Fig. 2).
Por lo tanto, con un tiempo de deslizamiento correctamente seleccionado, la influencia de las unidades de vibración que operan simultáneamente se elimina en el proceso de convertir el vibrograma en un corelograma.
Arroz. 1. Retardo de tiempo de deslizamiento. Emisión simultánea de diferentes frecuencias.
Arroz. 2. Evaluación del uso de un filtro adicional para la influencia de vibraciones vecinas: A) correlograma sin filtrar; B) corelograma con filtrado por vibrograma; C) espectro frecuencia-amplitud de corelogramas filtrados (luz verde) y no filtrados (rojo).
El uso de un vibrador en lugar de un grupo de 4 vibradores se basa en la suficiencia de la energía de radiación de vibración de un vibrador para la formación de ondas reflejadas desde los horizontes objetivo (Fig. 3).
Arroz. 3. Suficiencia de energía de vibración de una unidad de vibración. A) 1 unidad de vibración; B) 4 unidades de vibración.
La técnica Slip-Sweep es más eficiente cuando se aplica la compactación del sistema de vigilancia.
Para las condiciones de la región de Samara, se aplicó una compactación de 4 veces del sistema de observación. División cuádruple de una observación física (f.n.) en 4 f.n. se basa en la igualdad de la distancia entre las placas vibradoras (12,5 m) con un grupo de 4 vibradores, un paso de PV de 50 m y el uso de un vibrador con un paso de PV de 12,5 m (Fig. 4).
Arroz. 4. Sellado del sistema de vigilancia con separación física de 4 partesobservaciones.
Para combinar los resultados de la observación mediante la técnica estándar y la técnica de barrido del sueño con compactación cuádruple, se considera el principio de paridad de las energías totales de vibro-radiación.
La paridad de la energía de la acción vibratoria se puede estimar por el tiempo total de la acción vibratoria.
Tiempo total de exposición a la vibración:
St = Nv *Nn * Tsw * dSP,
donde Nv es el número de unidades de vibración en el grupo, Nn es el número de acumulaciones, Tsw es la duración de la señal de barrido, dSP es el número de f.n. dentro del paso básico PV=50m.
Para la técnica tradicional (paso ST = 50m, grupo de 4 fuentes):
St = 4 * 4 * 10 * 1 = 160 seg.
Para el método de deslizamiento-barrido:
St = 1 * 1 * 40 * 4 = 160 seg.
El resultado de la paridad de energías por la igualdad del tiempo total muestra el mismo resultado en el Bin total 12.5m x 25m.
Para comparar los métodos, los geofísicos de Samara recibieron dos juegos de sismogramas: 1er juego - 4 sismogramas procesados por un vibrador (método de deslizamiento-barrido), 2do juego - 1 sismograma procesado por 4 vibradores (método estándar). Cada uno de los 4 sismogramas del primer conjunto es de 2 a 3 veces más débil que el sismograma del segundo conjunto (Fig. 3). En consecuencia, la relación señal-microsismo es 2-3 veces menor. Sin embargo, un resultado más cualitativo es el uso de 4 sismogramas individuales compactados relativamente débiles en energía (Fig. 5).
En el caso de unión de áreas trabajadas por diferentes métodos, el uso de procedimientos de procesamiento orientados al campo de onda del método estándar, el resultado resultó ser prácticamente equivalente (Fig. 6, Fig. 7). Sin embargo, si aplica parámetros de procesamiento adaptados a la técnica Slip-Sweep, el resultado serán secciones de tiempo con mayor resolución de tiempo.
Arroz. Fig. 5. Fragmento de la sección primaria de tiempo total por INLINE (sin procedimientos de filtrado) en la unión de dos áreas calculadas con el método de deslizamiento-barrido (izquierda) y técnica estándar (derecha).
La comparación de las secciones de tiempo y las características espectrales del método estándar y el método Slip-Sweep muestra una alta comparabilidad de los datos resultantes (Fig. 8). La diferencia radica en la presencia de energías más altas del componente de alta frecuencia de la señal de datos sísmicos Slip-Sweep (Fig. 7).
Esta diferencia se explica por la alta inmunidad al ruido del sistema de observación compactado, la alta multiplicidad de datos sísmicos (Fig. 6).
También punto importante es el efecto puntual de un vibrador en lugar de un grupo de vibradores y su único efecto en lugar de la suma de los efectos de vibración (acumulación).
El uso de una fuente puntual de excitación de vibraciones elásticas en lugar de un grupo de fuentes amplía el espectro de señales registradas en la región frecuencias altas, reduce la energía de las ondas de interferencia cercanas a la superficie, lo que afecta el aumento de la calidad de los datos registrados, la confiabilidad de las construcciones geológicas.
Arroz. Fig. 6. Espectros de amplitud-frecuencia de sismogramas procesados según diferentesmétodos (según los resultados del procesamiento): A) Técnica de deslizamiento-barrido; B) Método estándar.
Arroz. 7. Comparación de tramos de tiempo elaborados por diferentes métodos(según los resultados del procesamiento): A) Técnica de deslizamiento-barrido; B) Método estándar.
Beneficios de la técnica Slip-Sweep:
1. Alta productividad del trabajo, expresada en un aumento de la productividad de registro de f.n. 3-4 veces, un aumento en la productividad general en un 60%.
2. Mejora de la calidad de los datos sísmicos de campo debido a la compresión de disparos:
Alta inmunidad al ruido del sistema de vigilancia;
Alta frecuencia de observaciones;
Posibilidad de aumentar el espacio;
Aumento de la parte del componente de alta frecuencia de la señal sísmica en un 30 % debido a la excitación puntual (impacto de vibración).
Desventajas de utilizar la técnica.
La operación en el modo de técnica Slip-Sweep es una operación en un modo de "transportador" en un entorno de transmisión de información con registro ininterrumpido de datos sísmicos. Con la grabación ininterrumpida, el control visual del operador del complejo sísmico sobre la calidad de los datos sísmicos se ve significativamente limitado. Cualquier fracaso puede conducir a un matrimonio en masa o dejar de trabajar. Además, en la etapa de control posterior de los datos sísmicos en el centro de cómputo de campo, se requiere el uso de sistemas informáticos más potentes para el apoyo en el campo de la preparación de datos y el procesamiento preliminar en el campo. Sin embargo, los costos de adquisición de equipo de cómputo, así como el equipo para modernizar el complejo de grabación, se pagan en el marco de la ganancia del contratista al reducir el tiempo para su implementación. Entre otras cosas, se requieren procedimientos logísticos más eficientes para preparar perfiles para el desarrollo de observaciones físicas.
Durante el trabajo de Samaraneftegeofizika utilizando el método Slip-Sweep en 2012, se obtuvieron los siguientes indicadores económicos (tabla 1).
Tabla 1.
Indicadores económicos de comparación de métodos de trabajo.
Estos datos nos permiten sacar las siguientes conclusiones:
1. Con la misma cantidad de trabajo, la productividad general de Slip-Sweep es un 63,6% más alta que cuando se realiza el trabajo con el método "estándar".
2. El crecimiento de la productividad incide directamente en la duración del trabajo (disminución del 38,9%).
3. Al utilizar la técnica Slip-Sweep, el costo de los levantamientos sísmicos de campo es 4.5% menor.
Literatura
1. Patsev V.P., 2012. Informe sobre el desempeño del trabajo en el objeto de estudios sísmicos de campo MOGT-3D dentro del área autorizada de Zimarny de JSC Samaraneftegaz. 102 págs.
2. Patsev V.P., Shkokov O.E., 2012. Informe sobre el desempeño del trabajo en el objeto de estudios sísmicos de campo MOGT-3D dentro del área con licencia de Mozharovsky de JSC Samaraneftegaz. 112 págs.
3. Gilaev G.G., Manasyan A.E., Ismagilov A.F., Khamitov I.G., Zhuzhel V.S., Kozhin V.N., Efimov V.I., 2013. Experiencia en la realización de levantamientos sísmicos MOGT-3D según el método Slip-Sweep. 15 segundos
(fundamentos de la teoría de la elasticidad, sísmica geométrica, fenómenos sismoeléctricos; propiedades sísmicas de las rocas (energía, atenuación, velocidades de onda)
La exploración sísmica aplicada tiene su origen en sismología, es decir. ciencia que se ocupa del registro y la interpretación de las ondas que surgen de los terremotos. ella también se llama sismología explosiva- las ondas sísmicas son excitadas en lugares separados por explosiones artificiales para obtener información sobre la estructura geológica regional y local.
Que. exploración sísmica- es un método geofísico para el estudio de la corteza terrestre y el manto superior, así como para la exploración de yacimientos minerales, basado en el estudio de la propagación de ondas elásticas excitadas artificialmente, mediante explosiones o impactos.
Las rocas, debido a la diferente naturaleza de su formación, tienen diferentes velocidades de propagación de ondas elásticas. Esto lleva al hecho de que en los límites de las capas de diferentes medios geológicos se forman ondas reflejadas y refractadas con diferentes velocidades, cuyo registro se lleva a cabo en la superficie de la tierra. Tras interpretar y procesar los datos obtenidos, podemos obtener información sobre la estructura geológica de la zona.
Grandes éxitos en la exploración sísmica, especialmente en el campo de los métodos de observación, comenzaron a verse después de los años 20 del siglo pasado. Alrededor del 90% de los fondos gastados en exploración geofísica en el mundo recae en exploración sísmica.
Técnica de exploración sísmica se basa en el estudio de la cinemática de las ondas, es decir en estudio tiempos de viaje de varias ondas desde el punto de excitación hasta los receptores sísmicos, que amplifican las oscilaciones en varios puntos del perfil de observación. Luego, las vibraciones se convierten en señales eléctricas, se amplifican y se registran automáticamente en magnetogramas.
Como resultado del procesamiento de magnetogramas, es posible determinar las velocidades de onda, la profundidad de los límites sismogeológicos, su buzamiento, rumbo. Usando datos geológicos, es posible establecer la naturaleza de estos límites.
Hay tres métodos principales en la exploración sísmica:
método de ondas reflejadas (MOW);
método de onda refractada (MPV o CMPV - correlación) (esta palabra se omite por abreviatura).
método de onda transmitida.
En estos tres métodos, se pueden distinguir una serie de modificaciones que, en vista de los métodos especiales de realización del trabajo e interpretación de los materiales, a veces se consideran métodos independientes.
Estos son los siguientes métodos: MRNP - un método de recepción dirigida controlada;
Método de recepción direccional variable
Se basa en la idea de que en condiciones en las que los límites entre las capas son irregulares o están formados por heterogeneidades distribuidas por el área, las ondas de interferencia se reflejan en ellas. En bases de recepción cortas, tales oscilaciones se pueden dividir en ondas planas elementales, cuyos parámetros determinan con mayor precisión la ubicación de las faltas de homogeneidad, las fuentes de su aparición, que las ondas de interferencia. Además, MIS se utiliza para resolver ondas regulares que llegan simultáneamente al perfil en diferentes direcciones. Los medios para resolver y dividir las ondas en MRTD son la suma rectilínea multitemporal ajustable y el filtrado de frecuencia variable con énfasis en las frecuencias altas.
El método estaba destinado al reconocimiento de áreas con estructuras complejas. Su uso para el reconocimiento de estructuras de plataformas de suave pendiente requirió el desarrollo de una técnica especial.
Las áreas de aplicación del método en geología de petróleo y gas, donde fue más utilizado, son áreas con la estructura geológica más compleja, el desarrollo de pliegues complejos de profundidades, tectónica salina y estructuras arrecifales.
RTM - método de ondas refractadas;
CDP - método de punto de profundidad común;
MPOV - método de ondas transversales reflejadas;
MOBV - método de ondas convertidas;
MOG - el método de hodógrafas invertidas, etc.
Método de la hodógrafa invertida. La peculiaridad de este método radica en la inmersión del receptor sísmico en pozos especialmente perforados (hasta 200 m) o existentes (hasta 2000 m). debajo de la zona (ZMS) y límites múltiples. Las oscilaciones se excitan cerca de la superficie de la luz del día a lo largo de perfiles que se ubican longitudinalmente (con respecto a los pozos), no longitudinalmente oa lo largo del área. Las hodógrafas de ondas superficiales lineales e invertidas se distinguen del patrón general de ondas.
A CDP aplicar observaciones lineales y de área. Los sistemas areales se utilizan en pozos separados para determinar la posición espacial de los horizontes reflectantes. Se determina la longitud de las hodógrafas invertidas para cada pozo de observación empíricamente. Por lo general, la longitud de la hodógrafa es de 1,2 a 2,0 km.
Para una imagen completa, es necesario que las hodógrafas se superpongan, y esta superposición dependería de la profundidad del nivel de registro (generalmente 300 - 400 m). La distancia entre las escopetas es de 100 a 200 m, en condiciones desfavorables, hasta 50 m.
Los métodos de perforación también se utilizan en la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas. Los métodos de sondeo son muy efectivos en el estudio de límites profundos cuando, debido a las múltiples ondas intensas, el ruido superficial y la compleja estructura profunda de la sección geológica, los resultados sísmicos terrestres no son lo suficientemente confiables.
Perfilado sísmico vertical - este es un registro sísmico integral realizado por una sonda multicanal con dispositivos de sujeción especiales que fijan la posición de los receptores sísmicos cerca de la pared del pozo; te permiten deshacerte de la interferencia y correlacionar las ondas. VSP es un método efectivo para estudiar campos de ondas y el proceso de propagación de ondas sísmicas en puntos internos de medios reales.
La calidad de los datos estudiados depende de la elección correcta de las condiciones de excitación y su constancia en el proceso de investigación. Las observaciones VSP (perfil vertical) están determinadas por la profundidad y la condición técnica del pozo. Los datos de VSP se utilizan para evaluar las propiedades reflectantes de los límites sísmicos. A partir de la relación de los espectros de amplitud y frecuencia de las ondas directas y reflejadas, se obtiene la dependencia del coeficiente de reflexión del límite sísmico.
Método de exploración piezoeléctrico se basa en el uso de campos electromagnéticos derivados de la electrificación de rocas por ondas elásticas excitadas por explosiones, impactos y otras fuentes de impulso.
Volarovich y Parkhomenko (1953) establecieron el efecto piezoeléctrico de rocas que contienen minerales piezoeléctricos con ejes eléctricos orientados de cierta manera. El efecto piezoeléctrico de las rocas depende de los minerales piezoeléctricos, los patrones de distribución espacial y la orientación de estos ejes eléctricos en las texturas; tamaños, formas y estructura de estas rocas.
El método se utiliza en variantes de suelo, pozo y mina en la búsqueda y exploración de depósitos de mineral de cuarzo (oro, tungsteno, molibdeno, estaño, cristal de roca, mica).
Una de las principales tareas en el estudio de este método es la elección de un sistema de observación, es decir. la posición relativa de los puntos de explosiones y receptores. En condiciones terrestres, un sistema de observación racional consta de tres perfiles, en los que el perfil central es el perfil de las explosiones y los dos perfiles extremos son los perfiles de la disposición de los receptores.
Según las tareas a resolver exploración sísmica subdividido en:
exploración sísmica profunda;
estructural;
petróleo y gas;
mineral; carbón;
ingeniería de levantamiento sísmico hidrogeológico.
Según el método de trabajo, existen:
terrestre,
Tipos de pozos de exploración sísmica.
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