Elenco delle abbreviazioni

introduzione

1. Parte generale

1.3 Struttura tettonica

1.4 Contenuto di petrolio e gas

2. Parte speciale

3.Parte di progettazione

3.3 Apparecchi e attrezzature

3.4 Metodologia per l'elaborazione e l'interpretazione dei dati di campo

4.Compito speciale

4.1 Analisi AVO

4.1.1 Aspetti teorici dell'analisi AVO

4.1.2 Classificazione AVO delle sabbie gassose

4.1.3 Crossplot AVO

4.1.4 Inversione elastica nell'analisi AVO

4.1.5 Analisi AVO in ambiente anisotropo

4.1.6 Esempi applicazione pratica Analisi AVO

Conclusione

Elenco delle fonti utilizzate

campo sismico stratigrafico anisotropo

Elenco delle abbreviazioni

Rilievi GIS-geofisici dei pozzi

Metodo MOB dell'onda riflessa

Profondità totale del punto metodo CDP

Complesso di petrolio e gas

Regione del petrolio e del gas

Regione ricca di gas NGR

Orizzonte riflettente OG

Punto di profondità comune CDP

Esplosione di oggetti fotovoltaici

Punto di ricezione PP

festa s/n-sismica

idrocarburi

introduzione

Questa tesi di laurea prevede la giustificazione delle indagini sismiche CDP-3D nell'area di Vostochno-Michayuskaya e la considerazione dell'analisi AVO come una questione speciale.

Le indagini sismiche e i dati di perforazione effettuati negli ultimi anni hanno accertato la complessa struttura geologica dell'area di lavoro. È necessario un ulteriore studio sistematico della struttura del Michayu orientale.

Il lavoro prevede lo studio dell'area al fine di chiarire la struttura geologica del rilievo sismico CDP-3D.

La tesi di laurea è composta da quattro capitoli, introduzione, conclusione, esposta su pagine di testo, contiene 22 figure, 4 tabelle. L'elenco bibliografico contiene 10 titoli.

1. Parte generale

1.1 Contorno fisico e geografico

L'area di Vostochno-Michayuskaya (Figura 1.1) è amministrativamente situata nella regione di Vuktyl.

Figura 1.1 - Mappa dell'area dell'area East Michayu

Non lontano dall'area di studio si trovano la città di Vuktyl e il villaggio di Dutovo. L'area di lavoro si trova nel bacino del fiume Pechora. La zona è una pianura collinare, dolcemente ondulata, con valli pronunciate di fiumi e torrenti. L'area di lavoro è paludosa. Il clima della regione è fortemente continentale. Le estati sono brevi e fresche, gli inverni sono rigidi venti forti. Il manto nevoso si forma in ottobre e scompare alla fine di maggio. In termini di lavoro sismico, questa zona appartiene alla 4a categoria di difficoltà.

1.2 Caratteristiche litologiche e stratigrafiche

Le caratteristiche litologiche e stratigrafiche della sezione (Figura 1.2) della copertura sedimentaria e della fondazione sono fornite in base ai risultati della perforazione e dello studio sismico dei pozzi 2-, 4-, 8-, 14-, 22-, 24-, 28 -Michayu, 1 - S. Savinobor, 1 - Dinyu-Savinobor.

Figura 1.2 - Sezione litologica e stratigrafica dell'area Vostochno-Michayuskaya

Eratema paleozoico - PZ

Devoniano – D

Devoniano medio - D 2

Formazioni terrigene del Devoniano Medio e dello Stadio Givetiano si sovrappongono in modo discordante alle rocce carbonatiche della sequenza Siluriana.

Depositi dello stadio di Givetiano con spessore di pozzi 1-Dinyu-Savinobor 233 m è rappresentato da argille e arenarie nel volume del superorizzonte di Stary Oskol (I - nel serbatoio).

Devoniano superiore - D 3

Il Devoniano superiore si distingue nel volume degli stadi Frasniano e Famenniano. Fran è rappresentato da tre sottolivelli.

I depositi del Frasnian inferiore sono formati dagli orizzonti Yaran, Dzhier e Timan.

Frasniano - D 3 seg

Sottopalco Franziano Superiore - D 3 f 1

Orizzonte Yaransky - D 3 jr

La sezione dell'orizzonte Yaran (spessore 88 m in Q. 28-Mich.) è composta da strati sabbiosi (dal basso verso l'alto) V-1, V-2, V-3 e argille interstratali. Tutti gli strati non sono coerenti per composizione, spessore e numero di strati intermedi di sabbia.

Skyline di Jyers - D 3 dzr

Le rocce argillose si trovano alla base dell'orizzonte Dzhyer, e i letti sabbiosi Ib e Ia si distinguono più in alto lungo la sezione, separati da un'unità argillosa. Lo spessore del jier varia da 15 m (KV. 60 - Yu.M.) a 31 m (KV. 28 - M.).

Orizzonte di Timan - D 3 tm

I depositi dell'orizzonte di Timan, spessi 24 m, sono composti da rocce argillose-siltitiche.

Sottoscena del Franso medio - D 3 f 2

Il sottostadio della Fransia media è rappresentato nel volume degli orizzonti Sargaev e Domanik, che sono composti da calcari bituminosi densi, silicizzati, con strati intermedi di scisto nero. Lo spessore del sargay è di 13 m (pozzo trivellato 22-M) - 25 m (pozzo trivellato 1-Tr.), domanik - 6 m nel pozzo. 28-M. e 38 m di pozzo 4-M.

Frasniano superiore - Re 3 f 3

I depositi indivisi di Vetlasyan e Sirachoi (23 m), Evlanovsk e Liven (30 m) formano la sezione del sottostadio del Frasniano superiore. Sono formati da calcari marroni e neri intercalati con scisti.

Famenniano – Re 3 fm

La fase Famenniana è rappresentata dagli orizzonti Volgograd, Zadonsk, Yelets e Ust-Pechora.

Orizzonte di Volgograd - D 3 vlg

Orizzonte Zadonsky - D 3 zd

Gli orizzonti di Volgograd e Zadonsk sono composti da rocce argillo-carbonatiche spesse 22 m.

Orizzonte Yelets - D 3 el

I depositi dell'orizzonte degli Yelets sono formati da zone calcaree organogeno-detritarie, nella parte inferiore da dolomiti fortemente argillose, alla base dell'orizzonte sono presenti marne e argille calcaree, dense. Lo spessore dei depositi varia da 740 m (pozzi 14-, 22-M) a 918 m (pozzo 1-Tr.).

Orizzonte Ust-Pechora - D 3 in alto

L'orizzonte Ust-Pechora è rappresentato da fitte dolomiti, argille nere simili all'argillite e calcari. Il suo spessore è di 190 m.

Sistema Carbonifero - C

Sopra i depositi di discordanza del sistema Carbonifero si verificano nel volume delle sezioni inferiore e media.

Carbonifero inferiore - C 1

Visean - C 1 v

Serpuchoviano - C 1 s

La sezione inferiore è composta dagli stadi Visean e Serpukhoviano, formati da calcari con intercalazioni argillose, con uno spessore totale di 76 m.

Divisione del Carbonifero superiore - C 2

Baschiriano - C 2 b

Palco Mosca - C 2 m

Gli stadi Bashkiriano e Mosca sono rappresentati da rocce argillose-carbonatiche. Lo spessore dei depositi baschirici è di 8 m (pozzo trivellato 22-M.) - 14 m (pozzo trivellato 8-M.), e nel pozzo. 4-, 14-M. mancano.

Lo spessore del palco di Mosca varia da 24 m (pozzo trivellato 1-Tr) a 82 m (pozzo trivellato 14-M).

Sistema Permiano - R

I depositi di Mosca sono ricoperti in modo discordante dai depositi del Permiano nel volume delle sezioni inferiore e superiore.

Dipartimento di Nizhnepermsky - R 1

La parte inferiore si presenta integralmente ed è composta da calcari e marne argillose, mentre nella parte superiore da argille. Il suo spessore è di 112 m.

Dipartimento del Permiano superiore - R 2

La sezione superiore è formata dai palchi Ufa, Kazan e Tatar.

Ufimiano - P 2 u

I depositi dell'Ufim dello spessore di 275 m sono rappresentati da intercalazioni di argille e arenarie, calcari e marne.

Kazaniano - P 2 kz

Lo stadio kazaniano è composto da argille dense e viscose e arenarie quarzose; sono presenti anche rari strati intermedi di calcari e marne. Lo spessore dello strato è di 325 m.

Tatarian - P 2 t

Lo stadio Tatarian è formato da rocce terrigene spesse 40 m.

Eratema mesozoico - MZ

Sistema triassico - T

I depositi triassici nel volume della sezione inferiore sono composti da un'alternanza di argille e arenarie con uno spessore di 118 m (pozzo 107) - 175 m (pozzo 28-M.).

Giurassico – J

Il sistema giurassico è rappresentato da formazioni terrigene con uno spessore di 55 m.

Eratema cenozoico - KZ

Quaternario – Q

La sezione è completata da argille, argille sabbiose e sabbie di età quaternaria dello spessore di 65 m nel pozzo 22-M. e 100 m nel pozzo 4-M.

1.3 Struttura tettonica

In termini tettonici (Figura 1.3), l'area di lavoro si trova nella parte centrale del moto ondoso Michayu-Pashninsky, che corrisponde al sistema di faglie Ilych-Chiksha lungo la fondazione. Il sistema di faglie si riflette anche nella copertura sedimentaria. I disturbi tettonici nell'area di lavoro sono uno dei principali fattori di formazione strutturale.

Figura 1.3 - Copia dalla carta tettonica della provincia di Timano-Pechora

Nell'area di lavoro sono state individuate tre zone di faglie tettoniche: sciopero submeridionale occidentale ed orientale e, a sud-est, la zona di sciopero nord-orientale.

I disturbi tettonici osservati nell'ovest di quest'area possono essere tracciati lungo tutti gli orizzonti riflettenti, mentre i disturbi nell'est e nel sud-est svaniscono, rispettivamente, in epoca Famenniana e Frasniana.

Le faglie tettoniche nella parte occidentale sono una depressione simile a un graben. L'abbassamento degli orizzonti è più chiaramente visibile sui profili 40990-02, 40992-02, -03, -04, -05.

L'ampiezza dello spostamento verticale lungo gli orizzonti varia da 12 a 85 m.In pianta le faglie sono orientate a nord-ovest. Si estendono in direzione sud-est dall'area di segnalazione, limitando la struttura Dinya-Savinobor da ovest.

Le faglie probabilmente separano la parte assiale del moto ondoso Michayu-Pashninskii dal suo versante orientale, che è caratterizzato da un continuo cedimento dei sedimenti verso est.

Nei campi geofisici g, i disturbi corrispondono a intense zone di gradiente, la cui interpretazione ha permesso di individuare qui una faglia profonda, che separa la zona di sollevamento Michayu-Pashninskaya lungo il basamento dal gradino Lemyu relativamente abbassato ed essendo, probabilmente, la faglia principale che forma la struttura (Krivtsov K.A., 1967, Repin E.M., 1986).

La zona occidentale delle faglie tettoniche è complicata da faglie di piumaggio con andamento nord-est, a causa delle quali si formano blocchi sollevati separati, come sui profili 40992-03, -10, -21.

L'ampiezza dello spostamento verticale lungo gli orizzonti della zona di faglia orientale è di 9-45 m (progetto 40990-05, stazione 120-130).

La zona di faglia sud-orientale è rappresentata da una depressione simile a un graben, la cui ampiezza è di 17-55 m (progetto 40992-12, sito 50-60).

La zona tettonica occidentale forma una zona strutturale elevata vicino alla faglia, costituita da diverse pieghe tettonicamente limitate: strutture Srednemichayuskaya, East Michayuskaya, Ivan-Shorskaya, Dinyu-Savinoborskaya.

L'orizzonte più profondo OG III 2-3 (D 2-3), sul quale sono state realizzate le costruzioni strutturali, è confinato al confine tra i depositi del Devoniano superiore e del Devoniano medio.

Sulla base delle costruzioni strutturali, dell'analisi delle sezioni temporali e dei dati di perforazione, la copertura sedimentaria presenta una struttura geologica piuttosto complessa. Sullo sfondo del cedimento submonoclinale degli strati in direzione est, si distingue la struttura East Michayu. Fu identificato per la prima volta come una complicazione aperta del tipo "naso strutturale" con materiali s\n 8213 (Shmelevskaya I.I., 1983). Basato sul lavoro della stagione 1989-90. (S\n 40990) la struttura si presenta come una piega di faglia, sagomata lungo una rada rete di profili.

I dati riportati hanno stabilito la complessa struttura della struttura East Michayu. Secondo OG III 2-3, è rappresentata da una piega anticlinale a tre cupole, linearmente allungata, con tendenza a nord-ovest, le cui dimensioni sono 9,75 × 1,5 km. La cupola settentrionale ha un'ampiezza di 55 m, quella centrale - 95 m, quella meridionale - 65 m Da ovest, la struttura East Michayu è limitata da una depressione a forma di graben di attacco nordoccidentale, da sud - da un faglia tettonica, con un'ampiezza di 40 m A nord, la piega anticlinale di East Michayu è complicata da un blocco sollevato (progetto n. 40992-03), e a sud - un blocco abbassato (progetti 40990-07, 40992- 11), a causa delle perturbazioni di piumaggio dello sciopero di nord-est.

A nord del sollevamento del Michayu orientale, è stata rivelata la struttura vicino alla faglia del Michayu centrale. Presumiamo che si chiuda a nord dell'area di reporting, dove i lavori furono eseguiti in precedenza su s\n 40991 e le costruzioni strutturali furono realizzate lungo gli orizzonti riflettenti nei depositi del Permiano. La struttura del Medio Michayu è stata considerata all'interno del sollevamento del Michayu orientale. Secondo il lavoro con \ n 40992, è stata rivelata la presenza di una deviazione tra le strutture East Michayu e Srednemichayu sul progetto 40990-03, 40992-02, il che è confermato anche dai lavori di reporting.

Nella stessa zona strutturale con i sollevamenti sopra discussi, si trova la struttura anticlinale Ivan-Shorskaya, identificata dai lavori s\p 40992 (Misyukevich N.V., 1993). Da ovest e da sud è incorniciato da faglie tettoniche. Le dimensioni della struttura secondo OG III 2-3 sono 1,75×1 km.

A ovest delle strutture Srednemichayuskaya, Vostochno-Michayuskaya e Ivan-Shorskaya si trovano le strutture South-Lemyuskaya e Yuzhno-Michayuskaya, che sono interessate solo dalle estremità occidentali dei profili riportati.

A sud-est della struttura Sud-Michayu, è stata rivelata una struttura Est-Tripanyel di bassa ampiezza. È rappresentato da una piega anticlinale, le cui dimensioni secondo OG III 2-3 sono 1,5×1 km.

Nella parte marginale occidentale del graben ad andamento submeridionale, a nord dell'area segnalata, sono isolate piccole strutture vicine alla faglia. A sud si formano forme strutturali simili a causa di piccole faglie tettoniche di vari scioperi, che complicano la zona del graben. Tutte queste piccole strutture nei blocchi abbassati rispetto al sollevamento di Michayu Est sono da noi riunite sotto il nome generale di struttura Michayu Centrale e richiedono ulteriori esplorazioni sismiche.

Il punto di riferimento 6 è associato a OG IIIf 1 nella parte superiore dell'orizzonte Yaran. Piano strutturale dell'orizzonte riflettente IIIf 1, ereditato da OG III 2-3. Le dimensioni della struttura vicino alla faglia del Michayu orientale sono 9,1 × 1,2 km, nel contorno dell'isoipse - 2260 m, le cupole settentrionale e meridionale si distinguono rispettivamente con un'ampiezza di 35 e 60 m.

Le dimensioni della piega vicino alla faglia di Ivan-Shorskaya sono 1,7 × 0,9 km.

La mappa strutturale di OG IIId riflette il comportamento della base dell'orizzonte di Domanik del sottostadio del Frasniano medio. In generale si registra un innalzamento del piano strutturale a nord. A nord dell'area dichiarante, la base del domanik era esposta dal pozzo n. 2-Sev.Michayu, 1-Sev.Michayu a livelli assoluti - 2140 e - 2109 m, rispettivamente, a sud - nel pozzo. 1-Dinyu-Savinobor alla boa - 2257 m Le strutture Est Michayu e Ivan-Shor occupano una posizione ipsometrica intermedia tra le strutture Nord-Michayu e Dinyu-Savinobor.

A livello dell'orizzonte di Domanik, il disturbo del piumaggio nel Progetto 40992-03 svanisce; al posto del blocco sollevato si è formata una cupola, che copre i profili adiacenti 40990-03, -04, 40992-02. Le sue dimensioni sono 1,9 × 0,4 km, l'ampiezza è 15 m A sud della struttura principale, ad un'altra faglia di piumaggio sul progetto 40992-10, una piccola cupola si chiude con un'isoipse di -2180 m. Le sue dimensioni sono 0,5 × 0,9, l'ampiezza è di 35 m La struttura Ivan-Shor si trova 60 m sotto la struttura East Michayu.

Il piano strutturale dell'OG Ik confinato alla sommità dei carbonati dello stadio Kunguriano differisce significativamente dal piano strutturale degli orizzonti sottostanti.

La depressione a forma di graben della zona di faglia occidentale sulle sezioni temporali ha una forma a coppa; in relazione a ciò è stato ristrutturato il piano strutturale dell'OG Ik. Le faglie tettoniche schermanti e l'arco della struttura East Michayu si stanno spostando verso est. La dimensione della struttura dell'East Michayu è molto più piccola rispetto ai depositi sottostanti.

Il disturbo tettonico provocato dallo sciopero del nord-est rompe la struttura del Michayu orientale in due parti. Due cupole risaltano nel contorno della struttura, e l'ampiezza di quella meridionale è maggiore di quella settentrionale ed è di 35 m.

A sud si trova il sollevamento della faglia di Ivan-Shorsky, che ora è un naso strutturale, a nord del quale spicca una piccola cupola. La faglia sta svanendo, schermando l'anticlinale Ivan-Shor a sud lungo gli orizzonti inferiori.

Il fianco orientale della struttura del South Lemew è complicato da un leggero disturbo tettonico dello sciopero submeridionale.

In tutta l'area sono presenti piccole perturbazioni tettoniche senza radici, con ampiezza di 10-15 m, che non si inseriscono in nessun sistema.

Produttivo nei depositi Severo-Savinoborsky, Dinyu-Savinoborsky, Michayusky, il serbatoio sabbioso V-3 si trova al di sotto del benchmark 6, che è identificato con OG IIIf1, di 18-22 m, e nel pozzo. 4-Mich. a 30 m.

Sul piano strutturale della sommità della formazione V-3, la posizione ipsometrica più alta è occupata dal campo Michayuskoye, la cui parte nord-orientale è confinata alla struttura South Lemyu. Il WOC del campo Michayuskoye corre ad un livello di - 2160 m (Kolosov V.I., 1990). La struttura del Michayu Est chiude con un'isoipse - 2280 m, un blocco rialzato a quota - 2270 m, un blocco ribassato all'estremità meridionale a quota - 2300 m.

A livello della struttura Vostochno-Michayu, a sud si trova il campo Severo-Savinoborskoye con OWC a quota - 2270 m. 1-Dinyu-Savinobor è definito al livello di - 2373 m.

Pertanto, la struttura East Michayu, che si trova nella stessa zona strutturale di quella Dinya-Savinobor, è molto più alta di essa e potrebbe essere una buona trappola per gli idrocarburi. Lo schermo è una depressione simile a un graben di attacco nordoccidentale di forma asimmetrica.

Il versante occidentale del graben corre lungo faglie normali di bassa ampiezza, ad eccezione di alcuni profili (progetti 40992-01, -05, 40990-02). Le violazioni del lato orientale del graben, la cui parte più sprofondata si trova ai punti 40990-02, 40992-03, sono di grande ampiezza. Secondo loro, le presunte formazioni permeabili sarebbero in contatto con le formazioni Sargaev o Timan.

Verso sud l'ampiezza del disturbo diminuisce e, a livello del profilo 40992-08, il graben si chiude a sud. Pertanto, il periclinale meridionale della struttura Vostochno-Michayuskaya si trova nel blocco ribassato. In questo caso la formazione V-3 può entrare in contatto, per disturbo, con le argille interstratali dell'orizzonte Yaran.

A sud in questa zona si trova la struttura vicino alla faglia Ivan-Shorskaya, che è attraversata da due profili meridionali 13291-09, 40992-21. L'assenza di profili sismici lungo l'urto della struttura non consente di giudicare l'attendibilità dell'oggetto identificato dal s\n 40992.

La depressione simile a un graben, a sua volta, è rotta da faglie tettoniche, a causa delle quali al suo interno si formano blocchi isolati sollevati. Sono da noi nominati come la struttura centrale di Michayu. Sui profili 40992-04, -05, frammenti della struttura East Michayu si riflettevano nel blocco abbassato. C'è una piccola struttura di bassa ampiezza all'intersezione dei profili 40992-20 e 40992-12, che abbiamo chiamato East Trypanyelskaya.

1.4 Contenuto di petrolio e gas

L'area di lavoro si trova nella regione del petrolio e del gas Izhma-Pechora all'interno della regione del petrolio e del gas Michayu-Pashninsky.

Nei campi della regione Michayu-Pashninsky, un vasto complesso di depositi di carbonato terrigeno dal Devoniano medio al Permiano superiore compreso, contiene petrolio.

Vicino all'area in esame si trovano i depositi Michayuskoye e Yuzhno-Michayuskoye.

Prospezioni profonde e perforazioni esplorative, effettuate nel 1961-1968. nel campo Michayuskoye, pozzi n.1-Yu. Il deposito è stratificato, arcuato, parzialmente acquatico. L'altezza del deposito è di circa 25 m, le dimensioni sono 14×3,2 km.

Nel giacimento di Michayuskoye, la capacità commerciale di petrolio è associata alle formazioni sabbiose alla base dello stadio kazaniano. Per la prima volta, nel 1982, il petrolio dei depositi del Permiano superiore in questo giacimento fu ottenuto da 582 pozzi. La capacità di trasporto del petrolio delle formazioni R 2 -23 e R 2 -26 è stata stabilita mediante test al suo interno. I depositi di petrolio nella formazione P 2 -23 sono confinati nelle arenarie, presumibilmente di genesi di canali, che si estendono sotto forma di diverse strisce di sciopero submeridionale attraverso l'intero campo di Michayuskoye. La capacità di trasporto del petrolio viene stabilita nel pozzo. 582, 30, 106. Olio leggero, ad alto contenuto di asfalteni e paraffina. I depositi sono confinati in una trappola di tipo strutturale-litologico.

I depositi di petrolio negli strati P 2 -24, P 2 -25, P 2 -26 sono confinati nelle arenarie, presumibilmente di genesi di canali, che si estendono sotto forma di strisce attraverso il campo di Michayuskoye. La larghezza delle strisce varia da 200 m a 480 m, lo spessore massimo della giuntura va da 8 a 11 m.

La permeabilità del serbatoio è 43 mD e 58 mD, la porosità è 23% e 13,8%. Azioni di partenza cat. A+B+C 1 (geol./izv.) sono pari a 12176/5923 mila tonnellate, categoria C 2 (geol./izv.) 1311/244 mila tonnellate. Le riserve rimanenti al 01.01.2000 nelle categorie А+В+С 1 sono 7048/795 mila tonnellate, nella categoria С 2 1311/244 mila tonnellate, la produzione cumulativa è 5128 mila tonnellate.

Il giacimento petrolifero Yuzhno-Michayuskoye si trova 68 km a nord-ovest della città di Vuktyl, a 7 km dal giacimento Michayuskoye. È stato scoperto nel 1997 dal pozzo 60 - Yu.M., nel quale dall'intervallo 602 - 614 m secondo PU è stato ottenuto un afflusso di petrolio di 5 m 3 /giorno.

Il giacimento petrolifero di giacimento, litologicamente schermato, è confinato alle arenarie della formazione P 2 -23 dello stadio Kazaniano del Permiano Superiore.

La profondità del tetto della formazione in cresta è di 602 m, la permeabilità del serbatoio è di 25,4 mD e la porosità è del 23%. La densità dell'olio è 0,843 g/cm 3 , la viscosità in condizioni di giacimento è 13,9 MPa. s, il contenuto di resine e asfalteni 12,3%, paraffine 2,97%, zolfo 0,72%.

Le scorte iniziali sono pari alle scorte residue al 01.01.2000. e ammontano a 1.742/112 mila ton per le categorie A+B+C, e 2.254/338 mila ton per la categoria C.

Nel giacimento Dinyu-Savinoborskoye, nel 2001 è stato scoperto un giacimento petrolifero in depositi terrigeni della formazione V-3 dell'orizzonte Yaran dello stadio Frasniano del Devoniano superiore. bene 1-Dinyu-Savinobor. Nella sezione pozzo sono stati testati 4 oggetti (Tabella 1.2).

Durante il test dell'intervallo 2510-2529 m (formazione V-3), è stato ottenuto un afflusso (soluzione, filtrato, olio, gas) nella quantità di 7,5 m 3 (di cui olio - 2,5 m 3).

Durante il test dell'intervallo 2501-2523 m, l'olio è stato ottenuto con una portata di 36 m 3 / giorno attraverso una strozzatura del diametro di 5 mm.

Durante i test sui serbatoi sovrastanti degli orizzonti Yaran e Dzhyer (strati Ia, Ib, B-4) (intervallo di prova 2410-2490 m), non è stata osservata alcuna presenza di petrolio. È stata ottenuta una soluzione in un volume di 0,1 m 3.

Per determinare la produttività della formazione V-2, è stato effettuato un test nell'intervallo di 2522-2549,3 m. Di conseguenza, sono stati ottenuti una soluzione, un filtrato, olio, gas e acqua di formazione nella quantità di 3,38 m 3, di cui 1,41 m3 dovuti alla perdita dell'utensile 3, afflusso dal serbatoio - 1,97 m3.

Durante lo studio dei depositi del Permiano inferiore (intervallo di prova 1050 - 1083,5 m), è stata ottenuta anche una soluzione nel volume di 0,16 m 3. Tuttavia, durante il processo di perforazione, secondo i dati di base, sono stati notati segni di saturazione di petrolio nei depositi intervallo indicato. Nell'intervallo 1066,3-1073,3 le arenarie sono inequigranulari, lenticolari. Sono state osservate effusioni di petrolio al centro dell'intervallo, 1,5 cm - uno strato di arenaria satura di petrolio. Negli intervalli 1073,3-1080,3 m e 1080,3-1085 m si notano anche interstrati di arenarie con effusioni oleose e sottili (nell'intervallo 1080,3-1085 m, rimozione del nucleo 2,7 m) interstrati di arenaria polimittica satura di olio.

Segni di saturazione del petrolio secondo i dati principali nel pozzo 1-Dinyu-Savinobor sono stati notati anche nella parte superiore del membro dell'orizzonte Zelenetsky dello stadio Famenniano (intervallo di campionamento 1244,6-1253,8 m) e nello strato Ib dell'orizzonte Dzhiersky dello stadio Frasniano (intervallo di campionamento 2464,8-2470 M).

Nel serbatoio V-2 (D3 jr) sono presenti arenarie con odore di idrocarburi (intervallo di carotaggio 2528,7-2536 m).

Le informazioni sui risultati dei test e sui risultati del petrolio nei pozzi sono fornite nelle tabelle 1.1 e 1.2.

Tabella 1.1 - Risultati dei test sui pozzi

			formazione.	Risultati del test.
				1 oggetto. Afflusso di acqua mineralizzata Q=38 m 3 /giorno secondo PU.
				2 oggetto. minimo acqua Q \u003d 0,75 m 3 / giorno secondo PU.
				3 oggetto. Nessun afflusso ricevuto.
				1 oggetto. minimo acqua Q \u003d 19,6 m 3 / giorno.
				2 oggetto. Afflusso minore min. acqua Q \u003d 0,5 m 3 / giorno.
				1 oggetto. Serbatoio IP min. acqua additivata con la soluzione filtrata Q=296 m 3 /giorno.
				2 oggetto. Serbatoio IP min. acqua con l'odore di idrogeno solforato, verde scuro.
				3 oggetto. minimo acqua Q \u003d 21,5 m 3 / giorno.
				4 oggetto. minimo acqua Q \u003d 13,5 m 3 / giorno.
				Nella colonna il flusso libero dell'olio è di 10 m 3 /giorno.
				Olio Q=21 t/giorno con strozzatura da 4 mm.
				1 oggetto. Afflusso di petrolio industriale Q=26 m 3 /giorno su strozzatura da 4 mm.
				1 oggetto. Sgorgatore di petrolio Q \u003d 36,8 m 3 / giorno su un raccordo da 4 mm.
				Afflusso di olio 5 m 3 /giorno secondo PU.
				3, 4, 5 oggetti. Debole afflusso di petrolio Q \u003d 0,1 m 3 / giorno.
				IP olio 25 m 3 in 45 min.
				La portata iniziale del petrolio è di 81,5 tonnellate/giorno.
				5,6 m 3 di olio in 50 minuti.
				La portata iniziale del petrolio è di 71,2 tonnellate/giorno.
				Olio Q implorare. =66,6 t/giorno.
				Afflusso di olio Q=6,5 m 3 /ora, P pl. =205 atm.
				La portata iniziale dell'olio è di 10,3 t/giorno.
				Olio Q \u003d 0,5 m 3 / ora, R pl. =160 atm.
				Acqua minerale con pellicole oleose.
				Soluzione, filtrato, olio, gas. Volume di afflusso 7,5 m 3 (di cui olio 2,5 m 3). R mq. =27,65MPa.
				Soluzione, filtrato, olio, gas, acqua di formazione. V pr.\u003d 3,38 m 3, R pl. =27,71MPa.
				Portata olio 36 m 3 /giorno, diam. computer. 5 mm.
				Nessun afflusso ricevuto.

Tabella 1.2 - Informazioni sulle manifestazioni petrolifere

		Intervallo		La natura delle manifestazioni.
				Calcari con macchie d'olio nelle caverne e nei pori.
				Film d'olio durante la perforazione.
				Secondo GIS, arenaria satura di petrolio.
				Calcare con giunti di sutura riempiti di argilla bituminosa.
				Nucleo saturo di olio.
				Alternanza di arenarie sature di oli, siltiti, sottili strati di argille.
				Nucleo saturo di olio.
				Arenarie polimitiche sature di olio.
				Arenarie sature d'acqua.
				Calcari saturi d'olio.
				Il calcare è criptocristallino, con rare fessurazioni contenenti materiale bituminoso.
				Argillite, calcare. Versamento di olio a medio intervallo; 1,5 cm - strato di arenaria satura di olio.
				L'arenaria è inequigranulare e a grana fine con essudati oleosi.
				Calcare e singoli strati di arenaria satura di olio.
				Alternanza di dolomie e calcari dolomitici con essudati oleosi.
				Argilliti con effusioni e pellicole d'olio lungo le fessure; siltite con odore di petrolio.
				Alternanza di arenarie con effusioni e macchie d'olio.
				Alternanza di arenarie con odore HC e argille con bitume intervallato.
				Arenarie a grana fine con odore di idrocarburo, bituminose lungo le fessure.
				Calcare con essudati oleosi e odore di idrocarburi; arenarie e argilliti con essudati oleosi.
				Arenaria densa e resistente con odore di idrocarburi.
				Alternanza di arenaria quarzifera con odore di idrocarburo, siltite e mudstone.
				Arenarie quarzifere a basso odore di idrocarburi.

2. Parte speciale

2.1 Lavori geofisici effettuati in quest'area

Il rapporto è stato redatto sulla base dei risultati della rielaborazione e reinterpretazione dei dati sismici ottenuti nel blocco settentrionale del campo Dinyu-Savinobor in diversi anni dalle squadre sismiche 8213 (1982), 8313 (1984), 41189 (1990), 40990 (1992) ), 40992 (1993) secondo l'accordo tra Kogel LLC e Dinyu LLC. La metodologia e la tecnica di lavoro sono mostrate nella Tabella 2.1.

Tabella 2.1 - Informazioni sulla metodologia del lavoro sul campo

			" Progresso"	"Progresso - 2"	"Progresso - 2"
Sistema di osservazione	Centrale	Centrale no	fianco	fianco	fianco
Opzioni della fonte
	Esplosivo	Esplosivo	non esplosivo"peso che cade" - SIM	"Peso di caduta" non esplosivo - SIM	"Yenisei - SAM" non esplosivo
Numero di pozzi in un gruppo
Importo addebitato
Distanza tra gli scatti
Opzioni di posizionamento
molteplicità
Raggruppamento di geofoni	26 joint venture sulla base di 78 milioni	26 joint venture sulla base di 78 milioni	12 joint venture su una base di 25 m	11 joint venture su una base di 25 m	11 joint venture su una base di 25 m
Distanza tra PP
Distanza minima dal dispositivo di esplosione
Dispositivo di esplosione a distanza massima

La struttura tettonico-limitata di Vostochno-Michayu identificata dai lavori s/p 40991 è stata trasferita alla perforazione sui depositi del Frasniano inferiore, del Famenniano inferiore e del Permiano inferiore nel 1993, s/p 40992. Le indagini sismiche sono state generalmente focalizzate sullo studio del Permiano parte della sezione, costruzioni strutturali nella parte inferiore della sezione eseguite solo sull'orizzonte riflettente III f 1 .

A ovest dell'area di lavoro si trovano i giacimenti petroliferi Michayuskoye e Yuzhno-Michayuskoye. Il potenziale commerciale di petrolio e gas del giacimento Michayuskoye è associato ai depositi del Permiano superiore, il giacimento petrolifero è contenuto nelle arenarie della formazione V-3 nella parte superiore dell'orizzonte Yaran.

A sud-est della struttura Vostochno-Michayu nel 2001, il pozzo 1-Dinyu-Savinobor ha scoperto un giacimento petrolifero nei giacimenti della Frasnia inferiore. Le strutture Dinyu-Savinobor e East Michayu si trovano nella stessa zona strutturale.

In relazione a queste circostanze, è diventato necessario rivedere tutti i materiali geologici e geofisici disponibili.

La rielaborazione dei dati sismici è stata effettuata nel 2001 da Tabrina V.A. nel sistema ProMAX il volume di ritrattamento è stato di 415,28 km.

La pre-elaborazione consisteva nel convertire i dati nel formato interno ProMAX, nell'assegnare la geometria e nel ripristinare le ampiezze.

L'interpretazione del materiale sismico è stata effettuata dal principale geofisico I.Kh. Mingaleeva, dal geologo E.V. Matyusheva, dal geofisico di categoria I N.S. L'interpretazione è stata effettuata nel sistema di esplorazione Geoframe sulla stazione di lavoro SUN 61. L'interpretazione ha compreso la correlazione degli orizzonti riflettenti, la costruzione di mappe isocrone, isoipse e isopachi. La stazione di lavoro era caricata con registri digitalizzati per i pozzi 14-Michayu, 24-Michayu. Per ricalcolare le curve di rilevamento alla scala temporale, sono state utilizzate le velocità ottenute dal rilevamento sismico dei pozzi corrispondenti.

La costruzione delle mappe isocrono, isoipse e isopaca è stata eseguita automaticamente. Se necessario, venivano corretti manualmente.

I modelli di velocità necessari per trasformare le mappe isocrone in mappe strutturali sono stati determinati da dati di perforazione e sismici.

La sezione trasversale dell'isoipse è stata determinata dall'errore di costruzione. Per preservare le caratteristiche dei piani strutturali e per una migliore visualizzazione, la sezione dell'isoipse è stata assunta pari a 10 m lungo tutti gli orizzonti riflettenti. Scala della mappa 1:25000. Il confinamento stratigrafico degli orizzonti riflettenti è stato effettuato secondo il rilevamento sismico dei pozzi 14-,24-Michayu.

Sull'area sono stati tracciati 6 orizzonti riflettenti. Sono state presentate le costruzioni strutturali per 4 orizzonti riflettenti.

OG Ik è confinato al benchmark 1, identificato per analogia con il pozzo Dinyu-Savinobor nel Kungurian superiore, 20-30 m al di sotto dei depositi Ufim (Figura 2.1). L'orizzonte è ben correlato nella fase positiva, l'intensità della riflessione è bassa, ma le caratteristiche dinamiche sono costanti su tutta l'area. Il successivo orizzonte riflettente II-III è identificato con il confine dei depositi Carbonifero e Devoniano. GO è abbastanza facilmente riconoscibile sui profili, anche se in alcuni punti c'è un'interferenza di due fasi. Alle estremità orientali dei profili latitudinali appare un'ulteriore riflessione sopra OG II-III, che si incunea verso ovest sotto forma di sovrapposizione plantare.

OG IIIfm 1 è confinato al benchmark 5, identificato nella parte inferiore dell'orizzonte Yeletsk del Famenniano inferiore. Nei pozzi 5-M., 14-M, il benchmark 5 coincide con il fondo dell'orizzonte Yelets identificato da TP NIC, negli altri pozzi (2,4,8,22,24,28-M) 3-10 m sopra il ripartizione ufficiale del fondo D 3 el. L'orizzonte riflettente è un orizzonte di riferimento, ha caratteristiche dinamiche pronunciate e di elevata intensità. Le costruzioni strutturali per l'OG IIIfm 1 non sono previste dal programma.

OG IIId è identificato con la base dei depositi di Domanik ed è correlato con sicurezza nelle sezioni temporali in fase negativa.

Il punto di riferimento 6 nella parte superiore dell'orizzonte del Franian Yaran inferiore è associato a OG IIIf 1 . Il benchmark 6 si distingue con sicurezza in tutti i pozzi 10-15 m sotto la base dei depositi Dzher. L'orizzonte riflettente IIIf 1 viene tracciato bene, nonostante abbia una bassa intensità.

Produttivo nei campi Michayuskoye, Dinyu-Savinoborskoye, il bacino sabbioso V-3 si trova 18-22 m sotto il IIIf 1 OG, solo nel pozzo 4-M. lo spessore dei depositi racchiusi tra la formazione OG IIIf 1 e V-3 è aumentato a 30 m.

Figura 2.1 - Confronto delle sezioni dei pozzi 1-C. Michayu, 24-Michayu, 14-Michayu e scatta orizzonti riflettenti

Il successivo orizzonte riflettente III 2-3 è debolmente espresso nel campo ondulatorio, tracciato in prossimità della sommità dei depositi terrigeni del Devoniano medio. OG III 2-3 è correlato in fase negativa come superficie di erosione. Nella parte sud-occidentale dell'area dichiarante si osserva una diminuzione dello spessore temporale tra OG IIIf 1 e III 2-3, particolarmente evidente sul profilo 8213-02 (Figura 2.2).

Sono state realizzate costruzioni strutturali (figure 2.3 e 2.4) lungo i riflettori Ik, IIId, IIIf 1 , III 2-3 , è stata costruita una mappa isopaca tra OG IIId e III 2-3 , è presentata una mappa strutturale lungo il tetto del V -3 letti di sabbia, per l'intero deposito Dinho - Savinoborskoye.

Figura 2.2 - Frammento della sezione temporale lungo il profilo 8213-02

2.2 Risultati delle indagini geofisiche

Come risultato della rielaborazione e reinterpretazione dei dati sismici sul blocco settentrionale del campo Dinyu-Savinobor.

Abbiamo studiato la struttura geologica del blocco settentrionale del campo Dinyu-Savinoborskoye sulla base dei depositi Permiano e Devoniano,

Figura 2.3 - Carta strutturale lungo l'orizzonte riflettente III2-3 (D2-3)

Figura 2.4 - Carta strutturale lungo l'orizzonte riflettente III d (D 3 dm)

- tracciati e collegati su tutta l'area 6 riflettori: Ik, II-III, IIIfm1 , IIId, IIIf1 , III2-3 ;

Eseguite costruzioni strutturali in scala 1:25000 per 4 OG: Ik, IIId, IIIf1, III2-3;

È stata costruita una mappa strutturale generale lungo la sommità della formazione B-3 per la struttura Dinyu-Savinobor e il blocco settentrionale del campo Dinyu-Savinobor, e una mappa isopaca tra OG IIId e III2-3;

Abbiamo realizzato sezioni sismiche profonde (scala orizzonte 1:12500, ver. 1:10000) e sezioni sismo-geologiche (scala orizzonte 1:25000, ver. 1:2000);

Abbiamo costruito uno schema di confronto per i depositi del Frasniano inferiore mediante pozzi nell'area di Michayuskaya, il pozzo n. 1-Dinyu-Savinobor e 1-Tripanyel in scala 1:500;

Chiarita la struttura geologica delle strutture East Michayu e Ivan-Shor;

Rivelate le strutture Middle Michayu, Central Michayu, East Trypanyol;

È stato tracciato un avvallamento simile a un graben con andamento NE, che è uno schermo per il blocco settentrionale della struttura Dinyu-Savinobor.

Per studiare le prospettive petrolifere dei giacimenti del Frasnian inferiore all'interno del blocco centrale della struttura East Michayu, perforare un pozzo di prospezione n. 3 sul profilo 40992-04 pk 29.00 con una profondità di 2500 m fino all'apertura del Devoniano medio depositi;

Nel blocco sud - pozzo esplorativo n. 7 all'incrocio dei profili 40990-07 e 40992 -21 con profondità di 2550 m;

Sul blocco nord - pozzo esplorativo n. 8 profilo 40992-03 pk 28,50 con profondità di 2450 m;

Esecuzione di rilievi sismici dettagliati all'interno della struttura Ivan-Shor;

Effettuare la rielaborazione e la reinterpretazione delle indagini sismiche sulle strutture South-Michayuskaya e Srednemichayuskaya.

2.3 Logica per la scelta della sismica 3D

Il motivo principale che giustifica la necessità di utilizzare una tecnologia sismica areale 3D piuttosto complessa e costosa nelle fasi di esplorazione e dettaglio è il passaggio nella maggior parte delle regioni allo studio di strutture e depositi con serbatoi sempre più complessi, che porta al rischio di perforare pozzi vuoti. È stato dimostrato che con un aumento della risoluzione spaziale di oltre un ordine di grandezza, il costo dei lavori 3D rispetto al rilievo 2D dettagliato (~2 km/km 2) aumenta solo di 1,5-2 volte. Allo stesso tempo, il dettaglio e la quantità totale di informazioni di ripresa 3D sono maggiori. Un campo sismico praticamente continuo fornirà:

· Maggiore dettaglio della descrizione delle superfici strutturali e precisione della mappatura rispetto al 2D (gli errori sono ridotti di 2-3 volte e non superano i 3-5 m);

· Univocità e affidabilità del tracciamento per area e volume delle faglie tettoniche;

· L'analisi della facies sismica consentirà l'identificazione e il tracciamento della facies sismica in volume;

· Possibilità di interpolazione nello spazio inter-pozzo dei parametri del giacimento (spessore dello strato, porosità, limiti di sviluppo del giacimento);

· Affinamento delle riserve di petrolio e gas dettagliando le caratteristiche strutturali e stimate.

Ciò indica la possibile fattibilità economica e geologica dell’utilizzo di un’indagine tridimensionale sulla struttura di East Michayu. Nella scelta della fattibilità economica occorre tenere presente che l’effetto economico dell’applicazione del 3D all’intero complesso di esplorazione e sviluppo dei giacimenti tiene conto anche:

· crescita delle riserve delle categorie C1 e C2;

· risparmi riducendo il numero di pozzi di esplorazione non informativi e di produzione a basso tasso;

· ottimizzazione della modalità di sviluppo attraverso l'affinamento del modello di giacimento;

· crescita delle risorse C3 grazie all'individuazione di nuovi oggetti;

· costo del rilievo 3D, elaborazione e interpretazione dei dati.

3. Parte di progettazione

3.1 Giustificazione della metodologia di lavoro CDP - 3D

La scelta di un sistema di osservazione si basa sui seguenti fattori: compiti da risolvere, caratteristiche delle condizioni sismogeologiche, capacità tecniche e vantaggi economici. La combinazione ottimale di questi fattori determina il sistema di osservazione.

Nell'area di Vostochno-Michayuskaya verranno effettuate indagini sismiche CDP-3D al fine di studiare in dettaglio le caratteristiche strutturale-tettoniche e litofacies della struttura della copertura sedimentaria nei sedimenti dal Permiano superiore al Siluriano; mappatura delle zone di sviluppo delle eterogeneità delle litofacies e del miglioramento delle proprietà dei giacimenti, disturbi tettonici discontinui; studio della storia geologica dello sviluppo basato sull'analisi paleostrutturale; identificazione e preparazione di oggetti promettenti di petrolio.

Per risolvere i compiti prefissati, tenendo conto della struttura geologica dell'area, del fattore di minimo impatto sull'ambiente naturale e del fattore economico, viene proposto un sistema di osservazione ortogonale con punti di eccitazione situati tra le linee di ricezione (cioè con ricezione sovrapposta linee). Come fonti di eccitazione verranno utilizzate le esplosioni nei pozzi.

3.2 Esempio di calcolo di un sistema osservativo “a croce”.

Il sistema di osservazione del tipo "a croce" è formato dalla successiva sovrapposizione di disposizioni, sorgenti e ricevitori tra loro ortogonali. Illustriamo il principio della formazione del sistema areale sul seguente esempio idealizzato. Ipotizziamo che i geofoni (un gruppo di geofoni) siano distribuiti uniformemente lungo la linea di osservazione coincidente con l'asse X.

Lungo l'asse che interseca la disposizione dei ricevitori sismici al centro, m è posto uniformemente e simmetricamente alle sorgenti. Il passaggio delle sorgenti di do e dei ricevitori sismici di dx è lo stesso. I segnali generati da ciascuna sorgente vengono ricevuti da tutti i geofoni della schiera. Come risultato di tale test, si forma un campo di m 2 punti medi di riflessione. Se spostiamo sequenzialmente di un passo dx la disposizione dei ricevitori sismici e della linea delle sorgenti ad essa ortogonali lungo l'asse X e ripetiamo la registrazione, allora il risultato sarà una sovrapposizione multipla della striscia, la cui larghezza è pari alla metà la base di eccitazione. Lo spostamento sequenziale della base di eccitazione e ricezione lungo l'asse Y di un passo du porta ad un'ulteriore sovrapposizione multipla e la sovrapposizione totale sarà. Naturalmente, in pratica, dovrebbero essere utilizzate varianti tecnologicamente più avanzate ed economicamente giustificate di un sistema con linee di sorgenti e ricevitori reciprocamente ortogonali. È anche ovvio che il rapporto di sovrapposizione deve essere scelto in accordo con i requisiti determinati dalla natura del campo d'onda e dagli algoritmi di elaborazione. Ad esempio, la Figura 3.1 mostra un sistema a diciotto aree, per la realizzazione del quale viene utilizzata una stazione sismica a 192 canali, che riceve sequenzialmente segnali da 18 picchetti di eccitazione. Considera i parametri di questo sistema. Tutti i 192 geofoni (gruppi di geofoni) sono distribuiti su quattro profili paralleli (48 ciascuno). Il passo dx tra i punti di ricezione è 0,05 km, la distanza d tra le linee di ricezione è 0,05 km. Il passo delle sorgenti Sy lungo l'asse Y è 0,05 km. Una distribuzione fissa di sorgenti e ricevitori sarà chiamata blocco. Dopo aver ricevuto le vibrazioni da tutte le 18 fonti, il blocco viene spostato di un passo Si realizza così una fascia lungo l'asse X dall'inizio alla fine dell'area di studio. La corsia successiva di quattro linee di ricezione è posizionata parallela alla precedente in modo che la distanza tra le linee di ricezione adiacenti (più vicine) della prima e della seconda corsia sia uguale alla distanza tra le linee di ricezione nel blocco (?y = 0,2 km) . In questo caso le linee di source della prima e della seconda banda si sovrappongono per metà alla base di eccitazione. Quando si elabora la terza banda, le linee sorgente della seconda e della terza banda si sovrappongono a metà, ecc. Di conseguenza, in questa versione del sistema, le linee di ricezione non sono duplicate, ed in ogni punto sorgente (esclusi quelli estremi) i segnali vengono eccitati due volte.

Scriviamo le principali relazioni che determinano i parametri del sistema e la sua molteplicità. Per fare ciò, seguendo la Figura 8, introduciamo una notazione aggiuntiva:

W - numero di linee riceventi,

m x - numero di punti di ricezione su ciascuna linea di ricezione del blocco dato;

my y - il numero di sorgenti su ciascuna linea di eccitazione del blocco dato,

P è la larghezza dell'intervallo al centro della linea di eccitazione, entro il quale non sono poste le sorgenti,

L - offset (spostamento) lungo l'asse X della linea sorgente dai punti di ricezione più vicini.

In tutti i casi, gli intervalli ?x, ?y e L sono multipli del passo dx. Ciò garantisce l'uniformità della rete di punti medi corrispondenti a ciascuna coppia sorgente-ricevitore, vale a dire fallo! requisito della condizione necessaria per la formazione dei sismogrammi dei punti medi comuni (CMP). In cui:

Ax=Ndx N=1, 2, 3…

tSy-MdyM=1, 2, 3…

L=qqxq=1, 2, 3…

Spieghiamo il significato del parametro P. Lo spostamento tra le linee dei punti medi è pari a metà passo? Se le sorgenti sono distribuite uniformemente (non c'è discontinuità), allora per sistemi simili il rapporto di sovrapposizione lungo l'asse Y è pari a W (il numero di linee di ricezione). Per ridurre la molteplicità di sovrapposizioni lungo l’asse Y e per ridurre i costi dovuti al minor numero di sorgenti, al centro della linea di eccitazione viene realizzato uno scarto di un valore P pari a:

Dove, k = 1,2,3 ...

Quando k=1,2, 3, rispettivamente, il rapporto di sovrapposizione diminuisce di 1, 2, 3, cioè diventa uguale a W-K.

La formula generale che mette in relazione la molteplicità delle sovrapposizioni n y con i parametri del sistema

quindi l'espressione per il numero di sorgenti m y su una linea di eccitazione può essere scritta come segue:

Per il sistema di osservazione (Figura 3.1), il numero di sorgenti sulla linea di eccitazione è 18.

Figura 3.1 - Sistema di osservazione del tipo “a croce”.

Dall'espressione (3.3) segue che poiché il passo dei profili?y è sempre multiplo del passo delle sorgenti dy, il numero di sorgenti my per questo tipo di sistema è un numero pari. Distribuiti su una retta parallela all'asse Y simmetricamente ai profili di ricezione inclusi in questo blocco, i punti di eccitazione coincidono con i punti di ricezione oppure sono spostati rispetto ai punti di ricezione di 1/2·dy. Se la molteplicità di sovrapposizione n y in un dato blocco è un numero dispari, le sorgenti non coincidono sempre con i punti riceventi. Se n y è un numero pari, sono possibili due situazioni: ?y/du è un numero dispari, le sorgenti coincidono con i punti di ricezione, ?y/du è un numero pari, le sorgenti sono spostate rispetto ai punti di ricezione di dy/ 2. Questo fatto dovrebbe essere tenuto in considerazione quando si sintetizza il sistema (scegliendo il numero di profili di ricezione W e il passo? y tra di loro), poiché dipende se nei punti di ricezione verranno registrati i tempi verticali necessari per determinare le correzioni statiche.

La formula che determina la molteplicità di sovrapposizioni n x lungo l'asse X può essere scritta in modo simile alla formula (3.2)

quindi, la molteplicità totale delle sovrapposizioni n xy per area è uguale al prodotto di n x e n y

In conformità con i valori accettati di m x, dx e? x, la molteplicità delle sovrapposizioni n x lungo l'asse X calcolata con la formula (3.4) è 6 e la molteplicità totale n xy = 13 (Figura 3.2).

Figura 3.2 - Molteplicità di sovrapposizioni nx = 6

Accanto al sistema di osservazione, che prevede la sovrapposizione delle sorgenti senza sovrapposizione delle linee riceventi, si utilizzano in pratica sistemi in cui le linee di eccitazione non si sovrappongono, ma parte delle linee riceventi viene duplicata. Consideriamo sei linee riceventi, su ciascuna delle quali sono distribuiti uniformemente i ricevitori sismici che ricevono i segnali eccitati in sequenza dalle sorgenti. Quando si elabora la seconda banda, tre linee di ricezione vengono duplicate dal blocco successivo, e le linee di sorgente vanno come continuazione dei profili ortogonali della prima banda. Pertanto, la tecnologia del lavoro applicata non prevede la duplicazione dei punti di eccitazione. Con doppia sovrapposizione delle linee riceventi, la molteplicità n y è pari al numero di linee riceventi sovrapposte. L'equivalente completo di un sistema di sei profili seguiti da una sovrapposizione di tre linee di ricezione è un sistema con sorgenti sovrapposte, il cui numero viene raddoppiato per ottenere la stessa piega. Pertanto, i sistemi con fonti sovrapposte sono economicamente non redditizi, perché. questa tecnica richiede una grande quantità di perforazione e sabbiatura.

Transizione alla sismica 3D.

La progettazione di un rilievo 3D si basa sulla conoscenza di alcune caratteristiche della sezione sismologica del cantiere.

Le informazioni sulla sezione geosismica includono:

Molteplicità di riprese 2D

profondità massime dei confini geologici target

confini geologici minimi

la dimensione orizzontale minima degli oggetti geologici locali

frequenze massime delle onde riflesse dagli orizzonti bersaglio

velocità media nello strato che giace sull'orizzonte del bersaglio

tempo di registrazione delle riflessioni dall'orizzonte target

la dimensione dell’area di studio

Per registrare il campo temporale in MOGT-3D, è razionale utilizzare le stazioni di telemetria. Il numero di profili viene selezionato in base alla molteplicità n y =u.

La distanza tra i punti medi comuni sulla superficie riflettente lungo gli assi X e Y determina la dimensione del contenitore:

L'offset minimo massimo consentito della linea sorgente viene selezionato in base alla profondità minima dei confini riflettenti:

Scostamento minimo.

Scostamento massimo.

Per garantire la molteplicità n x, si determina la distanza tra le linee di eccitazione?x:

Per l'unità di registrazione, la distanza tra le linee riceventi? y:

Tenendo conto della tecnologia di lavoro con doppia sovrapposizione della linea di ricezione, il numero di fonti m y in un blocco per garantire la molteplicità n y:

Figura 3.3 - Molteplicità ny =2

Sulla base dei risultati della pianificazione di un rilievo 3D si ottiene il seguente set di dati:

distanza tra i canali dx

il numero di canali attivi su una linea ricevente m x

numero totale di canali attivi m x u

spostamento minimo Lmin

dimensione del contenitore

molteplicità totale n xy

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È ovvio che i compiti principali dell’esplorazione sismica con il livello di attrezzatura esistente sono:
1. Aumentare la risoluzione del metodo;
2. Possibilità di prevedere la composizione litologica del mezzo.
Negli ultimi 3 decenni è stata creata la più potente industria di esplorazione sismica di giacimenti di petrolio e gas nel mondo, la cui base è il metodo Common Depth Point (CDP). Tuttavia, con il miglioramento e lo sviluppo della tecnologia CDP, l'inaccettabilità di questo metodo per risolvere problemi strutturali dettagliati e prevedere la composizione del mezzo diventa sempre più chiaramente manifesta. Le ragioni di questa situazione sono l'elevata integrità dei dati (sezioni) ottenuti (risultanti), la determinazione errata e, di conseguenza, errata nella maggior parte dei casi delle velocità effettive e medie.
L'introduzione dell'esplorazione sismica in ambienti complessi delle regioni minerarie e petrolifere richiede un approccio fondamentalmente nuovo, soprattutto nella fase di elaborazione e interpretazione meccanica. Tra i nuovi ambiti in via di sviluppo, uno dei più promettenti è l’idea di un’analisi locale controllata delle caratteristiche cinematiche e dinamiche di un campo di onde sismiche. Sulla base è in fase di sviluppo lo sviluppo di un metodo per la lavorazione differenziale di materiali in mezzi complessi. La base del metodo di indagine sismica differenziale (DMS) sono le trasformazioni locali dei dati sismici iniziali su basi piccole - differenziali in relazione alle trasformazioni integrali nel CDP. L'uso di basi piccole, che porta ad una descrizione più accurata della curva odografica, da un lato, la selezione delle onde nella direzione di arrivo, che consente l'elaborazione di campi d'onda che interferiscono in modo complesso, dall'altro crea i prerequisiti per l'utilizzo il metodo differenziale in condizioni sismogeologiche complesse, aumenta la sua risoluzione e accuratezza delle costruzioni strutturali ( Fig. 1, 3). Un vantaggio importante dell'MDS è la sua elevata attrezzatura parametrica, che consente di ottenere le caratteristiche petrofisiche della sezione, la base per determinare la composizione materiale del mezzo.
Ampi test condotti in varie regioni della Russia hanno dimostrato che MDS supera significativamente le capacità del CMP e rappresenta un'alternativa a quest'ultimo nello studio di ambienti complessi.
Il primo risultato dell'elaborazione differenziale dei dati sismici è una sezione strutturale profonda della MDS (S è una sezione), che riflette la natura della distribuzione degli elementi riflettenti (aree, confini, punti) nel mezzo studiato.
Oltre alle costruzioni strutturali, MDS ha la capacità di analizzare le caratteristiche cinematiche e dinamiche delle onde sismiche (parametri), che a loro volta consentono di procedere alla valutazione delle proprietà petrofisiche della sezione geologica.
Per costruire una sezione di rigidezza quasi acustica (sezione A), vengono utilizzati i valori delle ampiezze dei segnali riflessi sugli elementi sismici. Le sezioni A ottenute vengono utilizzate nel processo di interpretazione geologica per identificare oggetti geologici contrastanti (“punto luminoso”), zone di faglie tettoniche, confini di grandi blocchi geologici e altri fattori geologici.
Il parametro di quasi-attenuazione (F) è funzione della frequenza del segnale sismico ricevuto e viene utilizzato per individuare aree ad alto e basso consolidamento rocce, zone ad alto assorbimento ("macchia scura").
Le sezioni di velocità media e di intervallo (sezioni V, I), che caratterizzano la petrodensità e le differenze litologiche dei grandi blocchi regionali, portano il proprio carico petrofisico.

SCHEMA DI ELABORAZIONE DIFFERENZIALE:

DATI INIZIALI (Sovrapposizioni multiple)

LAVORAZIONE PRELIMINARE

PARAMETRIZZAZIONE DIFFERENZIALE DEI SISMOGRAMMI

MODIFICA DEI PARAMETRI (A, F, V, D)

SEZIONI SISMICHE PROFONDE

MAPPA DEI PARAMETRI PETROFISICI (S, A, F, V, I, P, L)

TRASFORMAZIONE E SINTESI DELLA MAPPA DEI PARAMETRI (FORMAZIONE DELL'IMMAGINE DI OGGETTI GEOLOGICI)

MODELLO FISICO E GEOLOGICO DELL'AMBIENTE

Parametri petrofisici
S - strutturale, A - quasi rigidità, F - quasi assorbimento, V - velocità media,
I - velocità dell'intervallo, P - quasi densità, L - parametri locali

Sezione temporale di CDP dopo la migrazione

Sezione profonda di MDS

Riso. 1 CONFRONTO TRA L'EFFICIENZA DI MOGT E MDS
Siberia occidentale, 1999

Sezione temporale di CDP dopo la migrazione

Sezione profonda di MDS

Riso. 3 CONFRONTO TRA L'EFFICIENZA DI MOGT E MDS
Carelia settentrionale, 1998

Le Figure 4-10 mostrano esempi tipici di elaborazione MDS in varie condizioni geologiche.

Sezione temporale del CDP

Sezione di quasi assorbimento Sezione profonda di MDS

Sezione delle velocità medie

Riso. 4 Elaborazione differenziale dei dati sismici in condizioni
dislocazioni complesse delle rocce. Profilo 10. Siberia occidentale

L'elaborazione differenziale ha permesso di decifrare il complesso campo d'onda nella parte occidentale della sezione sismica. Secondo i dati MDS è stato riscontrato un sovrascorrimento, nell'area del quale si verifica un “crollo” del complesso produttivo (PK PK 2400-5500). Come risultato di una complessa interpretazione delle sezioni con caratteristiche petrofisiche (S, A, F, V), sono state identificate zone di maggiore permeabilità.

Sezione profonda di MDS Sezione temporale del CDP

Sezione di rigidezza quasi-acustica Sezione di quasi assorbimento

Sezione delle velocità medie Sezione delle velocità di intervallo

Riso. 5 Elaborazioni particolari dei dati sismici nelle ricerche
idrocarburi. Regione di Kaliningrad

Particolari elaborazioni informatiche permettono di ottenere una serie di sezioni parametriche (mappe dei parametri). Ogni mappa parametrica ne caratterizza alcune Proprietà fisiche ambiente. La sintesi dei parametri serve come base per la formazione dell '"immagine" di un impianto petrolifero (gas). Il risultato di un'interpretazione complessiva è un modello fisico-geologico dell'ambiente con una previsione dei depositi di idrocarburi.

Riso. 6 Elaborazione differenziale dei dati sismici
alla ricerca di minerali di rame-nichel. Penisola di Kola

Come risultato di un'elaborazione speciale, sono state rivelate aree con valori anomali di vari parametri sismici. Un'interpretazione completa dei dati ha permesso di determinare la posizione più probabile dell'oggetto minerario (R) ai picchetti 3600-4800 m, dove si osservano le seguenti caratteristiche pertofisiche: elevata rigidità acustica sopra l'oggetto, forte assorbimento sotto l'oggetto, e una diminuzione delle velocità di intervallo nell'area dell'oggetto. Questa "immagine" corrisponde agli R-etalon precedentemente ottenuti nelle aree di perforazione profonda nell'area del pozzo super profondo di Kola.

Riso. 7 Elaborazione differenziale dei dati sismici
quando si cercano depositi di idrocarburi. Siberia occidentale

Particolari elaborazioni informatiche permettono di ottenere una serie di sezioni parametriche (mappe dei parametri). Ciascuna mappa parametrica caratterizza determinate proprietà fisiche del mezzo. La sintesi dei parametri serve come base per la formazione dell '"immagine" di un oggetto petrolifero (gas). Il risultato di un'interpretazione globale è un modello fisico-geologico dell'ambiente con una previsione dei depositi di idrocarburi.

Riso. 8 Modello geosismico della struttura Pechenga
Penisola di Kola.

Riso. 9 Modello geosismico della parte nordoccidentale dello Scudo Baltico
Penisola di Kola.

Riso. 10 Sezione quasi-densità lungo il profilo 031190 (37)
Siberia occidentale.

I bacini sedimentari petroliferi della Siberia occidentale dovrebbero essere attribuiti ad un tipo di sezione favorevole per l'introduzione di nuove tecnologie. La figura mostra un esempio di una sezione di quasi densità costruita utilizzando i programmi MDS su un PC R-5. Il modello interpretativo risultante è in buon accordo con i dati di perforazione. Il litotipo segnato in verde scuro alla profondità di 1900 m corrisponde alle argille della Formazione Bazhenov; I litotipi più densi della sezione. Le varietà gialle e rosse sono arenarie quarzifere e fangose, i litotipi verde chiaro corrispondono a siltiti. Nella parte di fondo pozzo del pozzo, sotto il contatto acqua-olio, è stata aperta una lente di arenarie quarzose con elevate proprietà di giacimento.

PREVISIONE DELLA SEZIONE GEOLOGICA BASATA SUI DATI MDS

Nella fase di prospezione ed esplorazione, MDS è parte integrante del processo esplorativo, sia nella mappatura strutturale che nella fase di previsione vera e propria.
Nella fig. 8 mostra un frammento del modello geosismico della struttura Pechenga. La base del carburante e dei lubrificanti sono i dati sismici degli esperimenti internazionali KOLA-SD e 1-EB nell'area del pozzo superprofondo di Kola SG-3 e i dati dei lavori di prospezione ed esplorazione.
La combinazione stereometrica delle sezioni geologiche superficiali e strutturali profonde (S) della MDS su scale geologiche reali consente di farsi un'idea corretta della struttura spaziale del sinclinorio di Pechenga. I principali complessi minerari sono rappresentati dalle rocce terrigene e tufacee; i loro confini con le rocce mafiche circostanti sono forti confini sismici, che forniscono una mappatura affidabile degli orizzonti minerari nella parte profonda della struttura Pechenga.
Il quadro sismico risultante viene utilizzato come base strutturale per il modello fisico-geologico della regione mineraria di Pechenga.
Nella fig. La Figura 9 mostra gli elementi del modello geosismico per la parte nordoccidentale dello Scudo Baltico. Frammento della geotraversata 1-EV lungo la linea SG-3 - Liinakha-mari. Oltre alla tradizionale sezione strutturale (S), sono state ottenute sezioni parametriche:
A - la sezione di quasi rigidezza caratterizza il contrasto di vari blocchi geologici. Il blocco Pechenga e il blocco Liinakhamari si distinguono per l'elevata rigidità acustica; la zona della sinclinale Pitkjarvin è la meno contrastante.
F - la sezione di quasi assorbimento riflette il grado di consolidamento della roccia
razze. Il blocco Liinakhamari è caratterizzato dal minor assorbimento, e il più grande si nota nella parte interna della struttura Pechenga.
V, I sono sezioni di velocità media e di intervallo. Le caratteristiche cinematiche sono notevolmente eterogenee nella parte alta del tratto e si stabilizzano al di sotto della quota di 4-5 km. Il blocco Pechenga e il blocco Liinakhamari sono caratterizzati da velocità aumentate. Nella parte settentrionale della sinclinale di Pitkyayarvin, nella sezione I, si osserva una struttura “a depressione” con valori consistenti di velocità intervallari Vi = 5000-5200 m/s, corrispondenti in termini di area di distribuzione del Tardivo Granitoidi archeani.
Un'interpretazione completa delle sezioni parametriche dell'MDS e dei materiali di altri metodi geologici e geofisici è la base per la creazione di un modello fisico e geologico della regione di Kola occidentale dello Scudo Baltico.

PREVISIONE DELLA LITOLOGIA DELL'AMBIENTE

L'identificazione di nuove capacità parametriche dell'MDS è associata allo studio della relazione di diversi parametri sismici con le caratteristiche geologiche dell'ambiente. Uno dei nuovi parametri MDS (masterizzati) è la quasi-densità. Questo parametro può essere individuato sulla base dello studio del segno del coefficiente di riflessione del segnale sismico al confine di due complessi litofisici. Con cambiamenti insignificanti nella velocità delle onde sismiche, il segno caratteristico dell'onda è determinato principalmente dal cambiamento nella densità delle rocce, che consente in alcuni tipi di sezioni di studiare la composizione materiale del mezzo utilizzando un nuovo parametro.
I bacini sedimentari petroliferi della Siberia occidentale dovrebbero essere attribuiti ad un tipo di sezione favorevole per l'introduzione di nuove tecnologie. Di seguito nella fig. La Figura 10 mostra un esempio di una sezione di quasi densità costruita utilizzando i programmi MDS su un PC R-5. Il modello interpretativo risultante è in buon accordo con i dati di perforazione. Il litotipo segnato in verde scuro alla profondità di 1900 m corrisponde alle argille della Formazione Bazhenov; i litotipi più densi della sezione. Le varietà gialle e rosse sono arenarie quarzifere e fangose, i litotipi verde chiaro corrispondono a siltiti. Una lente di arenarie quarzose è stata aperta nella parte di fondo pozzo del pozzo sotto il contatto acqua-olio
con elevate proprietà di raccolta.

COMPLESSANDO I DATI DELLA CDP E DEL Piccolo Idroelettrico

Quando si conducono prospezioni ed esplorazioni regionali e CDP, non è sempre possibile ottenere dati sulla struttura della parte vicina alla superficie della sezione, il che rende difficile collegare i materiali di cartografia geologica ai dati sismici profondi (Fig. 11). In una situazione del genere, è consigliabile utilizzare la profilazione della rifrazione nella variante GCP o l'elaborazione dei materiali CDP disponibili utilizzando la speciale tecnologia PMA-OGP. Il disegno in basso mostra un esempio di combinazione di dati di rifrazione e CDP per uno dei profili sismici CDP elaborati nella Carelia centrale. I materiali ottenuti hanno permesso di collegare la struttura profonda con la mappa geologica e di chiarire la posizione delle paleodepressioni del Proterozoico inferiore, che sono promettenti per giacimenti di vari minerali.

Viene presa in considerazione l'esperienza di conduzione di indagini sismiche sul campo utilizzando il metodo classico e il metodo Slip-Sweep ad alte prestazioni da parte delle forze di Samaraneftegeofizika.

Viene presa in considerazione l'esperienza di conduzione di indagini sismiche sul campo utilizzando il metodo classico e il metodo Slip-Sweep ad alte prestazioni di Samaraneftegeofizika.

Vengono rivelati i vantaggi e gli svantaggi della nuova tecnica. Vengono calcolati gli indicatori economici di ciascuno dei metodi.

Allo stato attuale, la produttività delle indagini sismiche sul campo dipende da molti fattori:

Intensità dell'uso del suolo;

Circolazione automobilistica e ferroviaria Veicolo, attraverso l'area oggetto di studio;

Attività sul territorio degli insediamenti ubicati nell'area di studio; influenza dei fattori meteorologici;

Terreni accidentati (burroni, foreste, fiumi).

Tutti i fattori sopra elencati riducono significativamente la velocità delle indagini sismiche.

Durante il giorno, infatti, ci sono 5-6 ore notturne per le osservazioni sismiche. Ciò è fondamentale e insufficiente per soddisfare i volumi entro i tempi stabiliti e aumenta anche in modo significativo il costo del lavoro.

Il tempo di lavoro, nella 1° fase, dipende dalle seguenti fasi:

Preparazione topogeodetica del sistema di osservazione - installazione di picchetti di profili sul terreno;

Installazione, adeguamento di apparecchiature sismiche;

Eccitazione di vibrazioni elastiche, registrazione di dati sismici.

Un modo per ridurre il tempo impiegato è utilizzare la tecnica Slip-Sweep.

Questa tecnica consente di accelerare notevolmente la produzione della fase di eccitazione - registrazione dei dati sismici.

Slip-sweep è un sistema sismico ad alte prestazioni basato sul metodo di scansione sovrapposta, in cui i vibratori lavorano simultaneamente.

Oltre ad aumentare la velocità del lavoro sul campo, questa tecnica permette di compattare i punti dell'esplosione, aumentando così la densità delle osservazioni.

Ciò migliora la qualità del lavoro e aumenta la produttività.

La tecnica Slip-Sweep è relativamente nuova.

La prima esperienza di esplorazione sismica CDP-3D utilizzando il metodo Slip-Sweep è stata ottenuta in un'area di soli 40 km 2 in Oman (1996).

Come puoi vedere, la tecnica Slip-Sweep è stata utilizzata principalmente nell'area desertica, ad eccezione del lavoro in Alaska.

In Russia, in modalità sperimentale (16 km2), la tecnologia Slip-Sweep è stata testata nel 2010 da Bashneftegeofizika.

L'articolo presenta l'esperienza di conduzione del lavoro sul campo utilizzando il metodo Slip-Sweep e confrontando gli indicatori con il metodo standard.

Vengono mostrati i fondamenti fisici del metodo e la possibilità di compattare il sistema di osservazione contemporaneamente all'utilizzo della tecnologia Slip-Sweep.

Vengono forniti i risultati principali del lavoro, vengono indicate le carenze del metodo.

Nel 2012, utilizzando il metodo Slip-Sweep, Samaraneftegeofizika ha eseguito lavori 3D nelle aree autorizzate Zimarny e Mozharovsky di Samaraneftegaz per un totale di 455 km2.

L'aumento della produttività dovuto alla tecnica Slip-Sweep nella fase di registrazione dell'eccitazione nelle condizioni della regione di Samara avviene grazie all'utilizzo di periodi di tempo a breve termine assegnati per la registrazione dei dati sismici durante il ciclo di lavoro quotidiano.

Cioè, il compito di eseguire il maggior numero di osservazioni fisiche in breve tempo viene eseguito dalla tecnica Slip-Sweep nel modo più efficiente aumentando le prestazioni di registrazione delle osservazioni fisiche di 3-4 volte.

La tecnica Slip-Sweep è un sistema di rilevamento sismico ad alte prestazioni basato sul metodo di sovrapposizione dei segnali di scansione vibrante, in cui i vibratori su diversi SP operano simultaneamente, la registrazione è continua (Fig. 1).

Il segnale di scansione emesso è uno degli operatori della funzione di correlazione incrociata nel processo di ottenimento di un corelogramma da un vibrogramma.

Allo stesso tempo, nel processo di correlazione, funge anche da operatore di filtro che sopprime l'influenza di frequenze diverse dalla frequenza emessa in un dato momento, che può essere applicato per sopprimere la radiazione proveniente da vibratori funzionanti contemporaneamente.

Con un tempo di risposta sufficiente delle unità vibranti, le loro frequenze emesse saranno diverse, quindi è possibile eliminare completamente l'influenza delle radiazioni vibranti vicine (Fig. 2).

Pertanto, con un tempo di scorrimento selezionato correttamente, l'influenza delle unità di vibrazione che funzionano simultaneamente viene eliminata nel processo di conversione del vibrogramma in un corelogramma.

Riso. 1. Ritardo del tempo di scorrimento. Emissione simultanea di frequenze diverse.

Riso. 2. Valutazione dell'uso di un filtro aggiuntivo per l'influenza delle vibrazioni vicine: A) correlogramma senza filtraggio; B) corelogramma con filtraggio per vibrogramma; C) spettro di frequenza-ampiezza di corelogrammi filtrati (luce verde) e non filtrati (rossi).

L'uso di un vibratore invece di un gruppo di 4 vibratori si basa sulla sufficienza dell'energia di radiazione di vibrazione di un vibratore per la formazione di onde riflesse dagli orizzonti target (Fig. 3).

Riso. 3. Sufficienza dell'energia di vibrazione di un'unità di vibrazione. A) 1 unità di vibrazione; B) 4 unità di vibrazione.

La tecnica Slip-Sweep è più efficiente quando si applica la compattazione del sistema di sorveglianza.

Per le condizioni della regione di Samara è stata applicata una compattazione quadrupla del sistema di osservazione. Divisione quadrupla di un'osservazione fisica (f.n.) in 4 f.n. separate si basa sull'uguaglianza della distanza tra le piastre vibranti (12,5 m) con un gruppo di 4 vibratori, passo 50 m PV e l'utilizzo di un vibratore con passo 12,5 m PV (Fig. 4).

Riso. 4. Sigillatura del sistema di sorveglianza con quadrupla separazione fisicaosservazioni.

Per combinare i risultati dell'osservazione con la tecnica standard e la tecnica sleep-sweep con compattazione quadrupla, viene considerato il principio di parità delle energie vibro-radianti totali.

La parità dell'energia dell'azione di vibrazione può essere stimata dal tempo totale dell'azione di vibrazione.

Tempo totale di esposizione alle vibrazioni:

St = Nv *Nn * Tsw * dSP,

dove Nv è il numero di unità di vibrazione del gruppo, Nn è il numero di accumuli, Tsw è la durata del segnale di scansione, dSP è il numero di f.n. all'interno del gradino base PV=50m.

Per la tecnica tradizionale (passo ST = 50m, un gruppo di 4 sorgenti):

P = 4 * 4 * 10 * 1 = 160 secondi.

Per il metodo slip-sweep:

P = 1 * 1 * 40 * 4 = 160 secondi.

Il risultato della parità delle energie per l'uguaglianza del tempo totale mostra lo stesso risultato nel contenitore totale 12,5 x 25 m.

Per confrontare i metodi, i geofisici di Samara hanno ricevuto due serie di sismogrammi: 1a serie - 4 sismogrammi elaborati da un vibratore (metodo Slip-Sweep), 2a serie - 1 sismogramma elaborato da 4 vibratori (metodo standard). Ciascuno dei 4 sismogrammi della prima serie è circa 2-3 volte più debole del sismogramma della seconda serie (Fig. 3). Di conseguenza, il rapporto segnale-microsismo è 2-3 volte inferiore. Tuttavia, un risultato più qualitativo è l'uso di 4 sismogrammi individuali compattati relativamente deboli in termini di energia (Fig. 5).

Nel caso di giunzione di aree lavorate con metodi diversi, utilizzando procedure di elaborazione orientate al campo d'onda del metodo standard, il risultato è risultato praticamente equivalente (Fig. 6, Fig. 7). Tuttavia, se si applicano parametri di elaborazione adattati alla tecnica Slip-Sweep, il risultato saranno sezioni di tempo con una maggiore risoluzione temporale.

Riso. Fig. 5. Un frammento della sezione temporale totale primaria mediante INLINE (senza procedure di filtraggio) all'incrocio di due aree elaborato con il metodo slip-sweep (a sinistra) e tecnica standard (a destra).

Il confronto delle sezioni temporali e delle caratteristiche spettrali del metodo standard e del metodo Slip-Sweep mostra un'elevata comparabilità dei dati risultanti (Fig. 8). La differenza sta nella presenza di energie più elevate della componente ad alta frequenza del segnale dei dati sismici Slip-Sweep (Fig. 7).

Questa differenza è spiegata dall'elevata immunità al rumore del sistema di osservazione compattato, dall'elevata molteplicità di dati sismici (Fig. 6).

Anche punto importanteè l'effetto puntuale di un vibratore invece che di un gruppo di vibratori e il suo effetto singolo invece della somma degli effetti di vibrazione (accumulo).

L'uso di una sorgente puntiforme di eccitazione delle vibrazioni elastiche invece di un gruppo di sorgenti amplia lo spettro dei segnali registrati nella regione alte frequenze, riduce l'energia delle onde di interferenza in prossimità della superficie, che influisce sull'aumento della qualità dei dati registrati e sull'affidabilità delle costruzioni geologiche.

Riso. Fig. 6. Spettri di ampiezza-frequenza da sismogrammi elaborati secondo diversimetodi (a seconda dei risultati dell'elaborazione): A) Tecnica slip-sweep; B) Metodo standard.

Riso. 7. Confronto di sezioni temporali elaborate con metodi diversi(a seconda dei risultati dell'elaborazione): A) Tecnica slip-sweep; B) Metodo standard.

Vantaggi della tecnica Slip-Sweep:

1. Elevata produttività del lavoro, espressa in un aumento della produttività di registrazione del f.n. 3-4 volte, un aumento della produttività complessiva del 60%.

2. Miglioramento della qualità dei dati sismici sul campo grazie alla compressione dei colpi:

Elevata immunità al rumore del sistema di sorveglianza;

Alta frequenza di osservazioni;

Possibilità di aumentare lo spazio;

Aumento della quota della componente ad alta frequenza del segnale sismico del 30% a causa dell'eccitazione del punto (impatto delle vibrazioni).

Svantaggi dell'utilizzo della tecnica.

Il funzionamento nella modalità tecnica Slip-Sweep è il funzionamento in modalità "trasportatore" in un ambiente di informazioni in streaming con registrazione continua dei dati sismici. Con la registrazione continua, il controllo visivo dell'operatore del complesso sismico sulla qualità dei dati sismici è notevolmente limitato. Qualsiasi fallimento può portare a un matrimonio di massa o all'interruzione del lavoro. Inoltre, nella fase del successivo controllo dei dati sismici presso il centro di calcolo sul campo, è richiesto l'uso di sistemi informatici più potenti per il supporto sul campo della preparazione dei dati e dell'elaborazione preliminare sul campo. Tuttavia, i costi per l'acquisizione di apparecchiature informatiche, nonché le apparecchiature per l'adeguamento del complesso di registrazione, vengono ripagati nell'ambito del profitto del contraente riducendo i tempi di implementazione. Tra le altre cose, sono necessarie procedure logistiche più efficienti per la preparazione dei profili per lo sviluppo delle osservazioni fisiche.

Durante il lavoro di Samaraneftegeofizika utilizzando il metodo Slip-Sweep nel 2012, sono stati ottenuti i seguenti indicatori economici (tabella 1).

Tabella 1.

Indicatori economici di confronto dei metodi di lavoro.

Questi dati ci permettono di trarre le seguenti conclusioni:

1. Con la stessa quantità di lavoro, la produttività complessiva di Slip-Sweep è superiore del 63,6% rispetto a quando si esegue il lavoro con il metodo "standard".

2. La crescita della produttività influisce direttamente sulla durata del lavoro (diminuzione del 38,9%).

3. Quando si utilizza la tecnica Slip-Sweep, il costo delle indagini sismiche sul campo è inferiore del 4,5%.

Letteratura

1. Patsev V.P., 2012. Rapporto sull'esecuzione dei lavori sull'oggetto delle indagini sismiche sul campo MOGT-3D all'interno dell'area autorizzata Zimarny di JSC Samaraneftegaz. 102 pag.

2. Patsev V.P., Shkokov O.E., 2012. Rapporto sull'esecuzione dei lavori sull'oggetto delle indagini sismiche sul campo MOGT-3D all'interno dell'area autorizzata Mozharovsky di JSC Samaraneftegaz. 112 pag.

3. Gilaev G.G., Manasyan A.E., Ismagilov A.F., Khamitov I.G., Zhuzhel V.S., Kozhin V.N., Efimov V.I., 2013. Esperienza nella conduzione di indagini sismiche MOGT-3D secondo il metodo Slip-Sweep. 15 secondi.

(fondamenti di teoria dell'elasticità, sismica geometrica, fenomeni sismoelettrici; proprietà sismiche delle rocce (energia, attenuazione, velocità delle onde)

L'esplorazione sismica applicata ha origine da sismologia, cioè. scienza che si occupa della registrazione e dell'interpretazione delle onde derivanti dai terremoti. Viene anche chiamata Sismologia esplosiva- le onde sismiche vengono eccitate in luoghi separati mediante esplosioni artificiali per ottenere informazioni sulla struttura geologica regionale e locale.

Quello. esplorazione sismica- si tratta di un metodo geofisico per lo studio della crosta terrestre e del mantello superiore, nonché per l'esplorazione dei giacimenti minerari, basato sullo studio della propagazione di onde elastiche eccitate artificialmente, mediante esplosioni o impatti.

Le rocce, a causa della diversa natura della formazione, hanno diverse velocità di propagazione delle onde elastiche. Ciò porta al fatto che ai confini degli strati di diversi mezzi geologici si formano onde riflesse e rifratte con velocità diverse, la cui registrazione viene effettuata sulla superficie della terra. Dopo aver interpretato ed elaborato i dati ottenuti, possiamo ottenere informazioni sulla struttura geologica dell'area.

Enormi successi nell'esplorazione sismica, soprattutto nel campo dei metodi di osservazione, iniziarono ad essere riscontrati dopo gli anni '20 del secolo uscente. Circa il 90% dei fondi spesi per l’esplorazione geofisica nel mondo ricade sull’esplorazione sismica.

Tecnica di esplorazione sismica si basa sullo studio della cinematica delle onde, cioè sullo studio tempi di percorrenza delle varie onde dal punto di eccitazione ai ricevitori sismici, che amplificano le oscillazioni in più punti del profilo di osservazione. Successivamente le vibrazioni vengono convertite in segnali elettrici, amplificati e registrati automaticamente su magnetogrammi.

Come risultato dell'elaborazione dei magnetogrammi, è possibile determinare la velocità delle onde, la profondità dei confini sismogeologici, la loro immersione, il colpo. Utilizzando i dati geologici, è possibile stabilire la natura di questi confini.

Esistono tre metodi principali nell’esplorazione sismica:

metodo delle onde riflesse (MOW);

metodo dell'onda rifratta (MPV o CMPV - correlazione) (questa parola è omessa per abbreviazione).

metodo delle onde trasmesse.

In questi tre metodi si possono distinguere una serie di modifiche che, in considerazione dei metodi speciali di esecuzione del lavoro e di interpretazione dei materiali, sono talvolta considerate metodi indipendenti.

Questi sono i seguenti metodi: MRNP - un metodo di ricezione diretta controllata;

Metodo di ricezione direzionale variabile

Si basa sull'idea che in condizioni in cui i confini tra gli strati sono irregolari o formati da eterogeneità distribuite nell'area, da essi vengono riflesse onde di interferenza. Su basi riceventi corte, tali oscillazioni possono essere suddivise in onde piane elementari, i cui parametri determinano più accuratamente la posizione delle disomogeneità, le fonti del loro verificarsi, rispetto alle onde di interferenza. Inoltre, il MIS viene utilizzato per risolvere onde regolari che arrivano simultaneamente al profilo in direzioni diverse. I mezzi per risolvere e dividere le onde in MRTD sono la somma rettilinea multitemporale regolabile e il filtraggio di frequenza variabile con enfasi sulle alte frequenze.

Il metodo era destinato alla ricognizione di aree con strutture complesse. Il suo utilizzo per la ricognizione di strutture di piattaforme in leggera pendenza ha richiesto lo sviluppo di una tecnica speciale.

Le aree di applicazione del metodo nella geologia del petrolio e del gas, dove è stato ampiamente utilizzato, sono le aree con la struttura geologica più complessa, lo sviluppo di pieghe complesse di avanfosse, tettonica salina e strutture di barriera corallina.

RTM - metodo delle onde rifratte;

CDP - metodo del punto di profondità comune;

MPOV - metodo delle onde riflesse trasversali;

MOBV - metodo delle onde convertite;

MOG - il metodo degli odografi invertiti, ecc.

Metodo dell'odografo invertito. La particolarità di questo metodo risiede nell'immersione del ricevitore sismico in pozzi appositamente perforati (fino a 200 m) o già esistenti (fino a 2000 m). sotto la zona (ZMS) e confini multipli. Le oscillazioni vengono eccitate in prossimità della superficie di luce diurna lungo profili disposti longitudinalmente (rispetto ai pozzetti), non longitudinalmente o lungo l'area. Gli odogrammi superficiali delle onde lineari e invertiti si distinguono dal modello ondulatorio generale.

IN CDP applicare osservazioni lineari e areali. I sistemi areali vengono utilizzati in pozzi separati per determinare la posizione spaziale degli orizzonti riflettenti. Viene determinata la lunghezza degli odografi invertiti per ciascun pozzo di osservazione empiricamente. Di solito la lunghezza dell'odografo è di 1,2 - 2,0 km.

Per un quadro completo è necessario che gli odografi si sovrappongano e tale sovrapposizione dipenderà dalla profondità del livello di registrazione (solitamente 300 - 400 m). La distanza tra i fucili è di 100 - 200 m, in condizioni sfavorevoli - fino a 50 m.

I metodi dei pozzi trivellati vengono utilizzati anche nella ricerca di giacimenti di petrolio e gas. I metodi di sondaggio sono molto efficaci nello studio dei confini profondi, quando, a causa delle intense onde multiple, del rumore superficiale e della complessa struttura profonda della sezione geologica, i risultati sismici terrestri non sono sufficientemente affidabili.

Profilazione sismica verticale - si tratta di una registrazione sismica integrale eseguita da una sonda multicanale con speciali dispositivi di bloccaggio che fissano la posizione dei ricevitori sismici vicino alla parete del foro; ti permettono di eliminare le interferenze e correlare le onde. VSP è un metodo efficace per studiare i campi d'onda e il processo di propagazione delle onde sismiche nei punti interni dei mezzi reali.

La qualità dei dati studiati dipende dalla corretta scelta delle condizioni di eccitazione e dalla loro costanza nel processo di conduzione della ricerca. Le osservazioni VSP (profilo verticale) sono determinate dalla profondità e dalle condizioni tecniche del pozzo. I dati VSP vengono utilizzati per valutare le proprietà riflettenti dei confini sismici. Dal rapporto tra gli spettri ampiezza-frequenza delle onde dirette e riflesse si ottiene la dipendenza del coefficiente di riflessione del confine sismico.

Metodo di esplorazione piezoelettrica si basa sull'utilizzo di campi elettromagnetici derivanti dall'elettrificazione delle rocce mediante onde elastiche eccitate da esplosioni, impatti e altre fonti di impulso.

Volarovich e Parkhomenko (1953) stabilirono l'effetto piezoelettrico delle rocce contenenti minerali piezoelettrici con assi elettrici orientati in un certo modo. L'effetto piezoelettrico delle rocce dipende dai minerali piezoelettrici, dai modelli di distribuzione spaziale e dall'orientamento di questi assi elettrici nelle strutture; dimensioni, forme e struttura di queste rocce.

Il metodo viene utilizzato nelle varianti di terreno, pozzo e miniera nella ricerca ed esplorazione di depositi di minerali di quarzo (oro, tungsteno, molibdeno, stagno, cristallo di rocca, mica).

Uno dei compiti principali nello studio di questo metodo è la scelta di un sistema di osservazione, ad es. la posizione relativa dei punti di esplosione e dei ricevitori. In condizioni terrestri, un sistema di osservazione razionale è costituito da tre profili, in cui il profilo centrale è il profilo delle esplosioni, e i due profili estremi sono i profili della disposizione dei ricevitori.

Secondo i compiti da risolvere l'esplorazione sismica suddiviso in:

esplorazione sismica profonda;

strutturale;

olio e gas;

minerale; carbone;

ingegneria sismica idrogeologica.

Secondo il metodo di lavoro, ci sono:

terra,

tipi di esplorazione sismica.