Liste over forkortelser

Introduksjon

1. Generell del

1.3 Tektonisk struktur

1.4 Innhold av olje og gass

2.Spesiell del

3. Design del

3.3 Apparater og utstyr

3.4 Metodikk for bearbeiding og tolkning av feltdata

4.Spesiell oppgave

4.1 AVO-analyse

4.1.1 Teoretiske aspekter ved AVO-analyse

4.1.2 AVO-klassifisering av gassand

4.1.3 AVO kryssplotting

4.1.4 Elastisk inversjon i AVO-analyse

4.1.5 AVO-analyse i et anisotropt miljø

4.1.6 Eksempler på praktisk anvendelse av AVO-analyse

Konklusjon

Liste over kilder som er brukt

stratigrafisk seismisk felt anisotropisk

Liste over forkortelser

GIS-geofysiske undersøkelser av brønner

MOB-metode for den reflekterte bølgen

CDP metode total punktdybde

Olje- og gasskompleks

Olje- og gassregionen

NGR-gassførende region

OG-reflekterende horisont

CDP-felles dybdepunkt

PV element eksplosjon

PP-mottakspunkt

s/n-seismisk parti

hydrokarboner

Introduksjon

Denne bacheloroppgaven gir grunnlag for å underbygge CDP-3D seismiske undersøkelser i Vostochno-Michayuskaya-området og vurdere AVO-analyse som en spesiell problemstilling.

Seismiske undersøkelser og boredata utført de siste årene har etablert den komplekse geologiske strukturen til arbeidsområdet. Ytterligere systematisk studie av East Michayu-strukturen er nødvendig.

Arbeidet legger opp til studier av området for å klargjøre den geologiske strukturen til CDP-3D seismikkundersøkelsen.

Bacheloroppgaven består av fire kapitler, innledning, konklusjon, satt opp på sider med tekst, inneholder 22 figurer, 4 tabeller. Den bibliografiske listen inneholder 10 titler.

1. Generell del

1.1 Fysiske og geografiske omriss

Vostochno-Michayuskaya-området (Figur 1.1) ligger administrativt i Vuktyl-regionen.

Figur 1.1 - Kart over området i East Michayu-området

Ikke langt fra studieområdet ligger byen Vuktyl og landsbyen Dutovo. Arbeidsområdet ligger i Pechora-elvebassenget. Området er en kupert, svakt bølgende slette, med utpregede daler av elver og bekker. Arbeidsområdet er myrlendt. Klimaet i regionen er sterkt kontinentalt. Somrene er korte og kjølige, vintrene er harde med sterke vinder. Snødekke etableres i oktober og forsvinner i slutten av mai. Når det gjelder seismisk arbeid, tilhører dette området 4. vanskelighetskategori.

1.2 Litologiske og stratigrafiske egenskaper

De litologiske og stratigrafiske egenskapene til seksjonen (Figur 1.2) av sedimentdekket og fundamentet er gitt basert på resultatene av boring og seismisk logging av brønner 2-, 4-, 8-, 14-, 22-, 24-, 28 -Michayu, 1 - S. Savinobor, 1 - Dinyu-Savinobor.

Figur 1.2 - Litologisk og stratigrafisk utsnitt av Vostochno-Michayuskaya-området

Paleozoisk erathema - PZ

Devon - D

Mellomdevon – D 2

Terrigenøse formasjoner av det midtre devonske, Givetian-stadiet ligger ukonformt over karbonatbergartene i den siluriske sekvensen.

Forekomster av Givetian-stadiet med en tykkelse på brønner 1-Dinyu-Savinobor 233 m er representert av leire og sandsteiner i volumet av Stary Oskol-superhorisonten (I - i reservoaret).

Øvre devon – D 3

Den øvre devon utmerker seg i volumet av de frasniske og famennske stadiene. Fran er representert med tre underlag.

Forekomstene til Nedre Frasnian er dannet av Yaran-, Dzhier- og Timan-horisontene.

Fransk - D 3 f

Øvre fransiske undertrinn - D 3 f 1

Yaransky horisont - D 3 jr

Seksjonen av Yaran-horisonten (88 m tykk i Q. 28-Mich.) er sammensatt av sandlag (fra bunn til topp) V-1, V-2, V-3 og interstratale leire. Alle lag er ikke konsistente i sammensetning, tykkelse og antall sandmellomlag.

Jyers skyline - D 3 dzr

Leirholdige bergarter forekommer ved bunnen av Dzhyer-horisonten, og sandlag Ib og Ia skilles høyere langs seksjonen, atskilt av en leireenhet. Årets tykkelse varierer fra 15 m (KV. 60 - Yu.M.) til 31 m (KV. 28 - M.).

Timan horisont - D 3 tm

Forekomster av Timan-horisonten, 24 m tykke, er sammensatt av leirholdige siltsteinsbergarter.

Mellomfransk deltrinn - D 3 f 2

Det mellomfranske understadiet er representert i volumet av Sargaev- og Domanik-horisontene, som er sammensatt av tette, silisifiserte, bituminøse kalksteiner med mellomlag av svarte skifer. Tykkelsen på sargayen er 13 m (borehull 22-M) - 25 m (borehull 1-Tr.), domanik - 6 m i brønnen. 28-M. og 38 m i brønn 4-M.

øvre fransk - D 3 f 3

De udelte Vetlasyan og Sirachoi (23 m), Evlanovsk og Liven (30 m) avsetninger danner delen av den øvre frasniske underfasen. De er dannet av brune og svarte kalksteiner mellomliggende med skifer.

Famennian - D 3 fm

Den famennske scenen er representert ved horisontene Volgograd, Zadonsk, Yelets og Ust-Pechora.

Volgograd horisont - D 3 vlg

Zadonsky horisont - D 3 zd

Volgograd- og Zadonsk-horisontene er sammensatt av leirekarbonatbergarter som er 22 m tykke.

Yelets horisont - D 3 el

Avsetningene til Yelets-horisonten er dannet av organogene-detritelle kalksteinsområder, i den nedre delen av sterkt leirholdige dolomitter, ved bunnen av horisonten er det mergel og kalkholdige, tette leire. Tykkelsen på avsetningene varierer fra 740 m (brønn 14-, 22-M) til 918 m (brønn 1-Tr.).

Ust-Pechora horisont - D 3 opp

Ust-Pechora-horisonten er representert av tette dolomitter, svart argillitt-lignende leire og kalkstein. Tykkelsen er 190m.

Karbonsystem - C

Over uoverensstemmelser avleiringer av karbonsystemet forekommer i volumet av nedre og midtre seksjoner.

Nedre karbon - C 1

Visean - C 1 v

Serpukhovian - C 1 s

Den nedre delen er sammensatt av de Visean og Serpukhovian-stadiene, dannet av kalksteiner med leiremellomlag, med en total tykkelse på 76 m.

Øvre karbonavdeling - C 2

Basjkirian - C 2 b

Moskva-scenen - C 2 m

Stadiene i Bashkiria og Moskva er representert av bergarter av leirekarbonat. Tykkelsen på Bashkir-avsetningene er 8 m (borehull 22-M.) - 14 m (borehull 8-M.), og i brønnen. 4-, 14-M. de mangler.

Tykkelsen på Moskva-scenen varierer fra 24 m (borehull 1-Tr) til 82 m (borehull 14-M).

Perm-system - R

Moskva-avsetninger er ukonforme dekket av perm-avsetninger i volumet av nedre og øvre seksjoner.

Nizhnepermsky-avdelingen - R 1

Den nedre delen er presentert i sin helhet og er sammensatt av kalkstein og leirholdige mergel, og i den øvre delen - leire. Tykkelsen er 112m.

Øvre Perm-avdeling - R 2

Den øvre delen er dannet av Ufa-, Kazan- og Tatar-stadiene.

Ufimian - P 2 u

Ufim-avsetningene med en tykkelse på 275 m er representert ved interkalering av leire og sandsteiner, kalksteiner og mergel.

Kazanian - P 2 kz

Den kazanske scenen er sammensatt av tette og viskøse leire og kvartssandsteiner; det er også sjeldne mellomlag av kalkstein og mergel. Lagtykkelsen er 325 m.

Tatarisk - P 2 t

Den tatariske scenen er dannet av forferdelige bergarter 40 m tykke.

Mesozoisk erathema - MZ

Triassystem - T

Triasavsetningene i volumet av den nedre seksjonen er sammensatt av vekslende leire og sandsteiner med en tykkelse på 118 m (brønn 107) - 175 m (brønn 28-M.).

Jurassic - J

Jurassic-systemet er representert av terrigene formasjoner med en tykkelse på 55 m.

Kenozoisk erathema - KZ

Kvartær – Q

Seksjonen kompletteres av leirjord, sandjord og sand av kvartær alder 65 m tykk i brønn 22-M. og 100 m i brønn 4-M.

1.3 Tektonisk struktur

I tektoniske termer (figur 1.3) er arbeidsområdet lokalisert i den sentrale delen av Michayu-Pashninsky-svulmen, som tilsvarer Ilych-Chiksha-feilsystemet langs fundamentet. Forkastningssystemet gjenspeiles også i sedimentdekket. Tektoniske forstyrrelser i arbeidsområdet er en av de viktigste strukturdannende faktorene.

Figur 1.3 - Kopi fra det tektoniske kartet over Timano-Pechora-provinsen

Tre soner med tektoniske feil ble identifisert på arbeidsområdet: vestlig og østlig submeridional streik, og, i sørøst, området for nordøst streik.

Tektoniske forstyrrelser observert vest i dette området kan spores langs alle reflektorer, og forstyrrelser i henholdsvis øst og sørøst blekner i Famennian og Frasnian tid.

De tektoniske forkastningene i den vestlige delen er et grabenlignende trau. Horisontens henging er tydeligst sett på profilene 40990-02, 40992-02, -03, -04, -05.

Amplituden til den vertikale forskyvningen langs horisontene varierer fra 12 til 85 m. I planriss er forkastningene orientert nordvest. De strekker seg i sørøstlig retning fra rapporteringsområdet, og begrenser Dinya-Savinobor-strukturen fra vest.

Forkastninger skiller sannsynligvis den aksiale delen av Michayu-Pashninskii-svulmen fra dens østlige skråning, som er preget av kontinuerlig østoversynking av sedimenter.

I geofysiske felt g tilsvarer forstyrrelser intense soner med gradienter, hvis tolkning gjorde det mulig å skille ut en dyp forkastning her, som skilte Michayu-Pashninskaya-sonen med løft langs kjelleren fra det relativt senkede Lemyu-trinnet og var sannsynligvis, den viktigste strukturdannende feilen (Krivtsov K.A., 1967, Repin E.M., 1986).

Den vestlige sonen av tektoniske forkastninger er komplisert av nordøst-trendende fjærforkastninger, på grunn av hvilke separate oppløftede blokker dannes, som på profilene 40992-03, -10, -21.

Amplituden til den vertikale forskyvningen langs horisonten til den østlige forkastningssonen er 9-45 m (prosjekt 40990-05, stasjon 120-130).

Den sørøstlige forkastningssonen er representert av et grabenlignende trau, hvis amplitude er 17-55 m (prosjekt 40992-12, sted 50-60).

Den vestlige tektoniske sonen danner en forhøyet strukturell sone med nesten forkastning, bestående av flere tektonisk begrensede folder - Srednemichayuskaya, East Michayuskaya, Ivan-Shorskaya, Dinyu-Savinoborskaya-strukturer.

Den dypeste horisonten OG III 2-3 (D 2-3), som strukturelle konstruksjoner ble laget på, er begrenset til grensen mellom øvre devon og mellomdevon.

Basert på strukturelle konstruksjoner, analyse av tidsseksjoner og boredata har det sedimentære dekket en ganske kompleks geologisk struktur. På bakgrunn av den submonokline innsynkningen av lagene i østlig retning, skilles øst-Michayu-strukturen ut. Det ble først identifisert som en åpen komplikasjon av typen "strukturell nese" med materialer s\n 8213 (Shmelevskaya I.I., 1983). Basert på arbeidet fra sesongen 1989-90. (S\n 40990) strukturen presenteres som en forkastningsfold, konturert langs et sparsomt nettverk av profiler.

Rapporteringsdata etablerte den komplekse strukturen til East Michayu-strukturen. I følge OG III 2-3 er den representert av en trekuppel, lineært langstrakt, nordvestlig trendende antiklinalfold, hvis dimensjoner er 9,75 × 1,5 km. Den nordlige kuppelen har en amplitude på 55 m, den sentrale - 95 m, og den sørlige - 65 m. Fra vest er East Michayu-strukturen begrenset av et graben-lignende trau med nordvestlig streik, fra sør - av en tektonisk forkastning med en amplitude på 40 m. I nord er den østlige Michayu antikliniske folden komplisert av en oppløftet blokk (prosjekt nr. 40992-03), og i sør - en senket blokk (prosjekter 40990-07, 40992- 11), på grunn av fjærforstyrrelser fra nordøststreiken.

Nord for Øst-Michayu-hevningen ble den midtre Michayu-strukturen avslørt. Vi antar at den nærmer seg nord for rapporteringsområdet, hvor det tidligere ble utført arbeid med / p 40991 og strukturelle konstruksjoner ble laget langs reflekterende horisonter i permiske avsetninger. Midt-Michayu-strukturen ble vurdert innenfor East Michayu-hevingen. I følge arbeidet med \ n 40992 ble tilstedeværelsen av en avbøyning mellom strukturene Øst-Michayu og Srednemichayu på prosjektet 40990-03, 40992-02 avslørt, noe som også bekreftes av rapporteringsarbeidene.

I den samme strukturelle sonen med løftene som er diskutert ovenfor, er det Ivan-Shorskaya-antiklinstrukturen, identifisert av verk s\n 40992 (Misyukevich N.V., 1993). Fra vest og sør er det innrammet av tektoniske forkastninger. Dimensjonene på konstruksjonen etter OG III 2-3 er 1,75×1 km.

Vest for Srednemichayuskaya-, Vostochno-Michayuskaya- og Ivan-Shorskaya-strukturene er South-Lemyuskaya- og Yuzhno-Michayuskaya-strukturene, som bare påvirkes av de vestlige endene av de rapporterte profilene.

Sørøst for Sør-Michayu-strukturen ble en øst-Tripanyel-struktur med lav amplitude avslørt. Den er representert av en antiklinisk fold, hvis dimensjoner ifølge OG III 2-3 er 1,5×1 km.

I den vestlige marginale delen av den submeridionaltrendende graben nord i rapporteringsområdet er små nærforkastningsstrukturer isolert. Mot sør dannes lignende strukturelle former på grunn av små tektoniske forkastninger av forskjellige streik, som kompliserer grabensonen. Alle disse små strukturene i blokkene som er senket i forhold til Øst-Michayu-løftet er forent av oss under det generelle navnet Central Michayu-strukturen og krever ytterligere seismisk leting.

Referansepunkt 6 er assosiert med OG IIIf 1 på toppen av Yaran-horisonten. Strukturplan for reflekterende horisont IIIf 1, arvet fra OG III 2-3. Dimensjonene til East Michayu nær-forkastningsstrukturen er 9,1 × 1,2 km, i konturen av isohypsen - 2260 m, skilles de nordlige og sørlige kuplene med en amplitude på henholdsvis 35 og 60 m.

Dimensjonene til Ivan-Shorskaya nær-feilfolden er 1,7 × 0,9 km.

Det strukturelle kartet til OG IIId gjenspeiler oppførselen til bunnen av Domanik-horisonten til den midtfrasniske underscenen. Generelt er det en oppheving av strukturplanen mot nord. Nord for rapporteringsområdet ble bunnen av domanikken eksponert av brønn nr. 2-Sev.Michayu, 1-Sev.Michayu ved absolutte høyder - henholdsvis 2140 og - 2109 m mot sør - i borehullet. 1-Dinyu-Savinobor ved merket - 2257 m. Øst-Michayu- og Ivan-Shor-strukturene inntar en mellomliggende hypsometrisk posisjon mellom Nord-Michayu og Dinyu-Savinobor-strukturene.

På nivå med Domanik-horisonten forsvinner fjærforstyrrelsen ved prosjekt 40992-03; i stedet for den løftede blokken har det dannet seg en kuppel som dekker de tilstøtende profilene 40990-03, -04, 40992-02. Dens dimensjoner er 1,9 × 0,4 km, amplituden er 15 m. Sør for hovedstrukturen, til en annen fjærfeil på prosjekt 40992-10, lukkes en liten kuppel med en isohypse på -2180 m. Dens dimensjoner er 0,5 × 0,9, amplituden er 35 m. Ivan-Shor-strukturen ligger 60 m under East Michayu-strukturen.

Strukturplanen til OG Ik begrenset til toppen av karbonatene på Kungurian-stadiet skiller seg betydelig fra strukturplanen for de underliggende horisontene.

Den grabenlignende trauet til den vestlige forkastningssonen på tidsseksjonene har en kopplignende form, i forbindelse med dette ble strukturplanen til OG Ik omstrukturert. De skjermende tektoniske forkastningene og buen til East Michayu-strukturen skifter mot øst. Størrelsen på East Michayu-strukturen er mye mindre enn i de underliggende forekomstene.

Den tektoniske forstyrrelsen av den nordøstlige streiken bryter East Michayu-strukturen i to deler. To kupler skiller seg ut i konturen av strukturen, og amplituden til den sørlige er større enn den nordlige og er 35 m.

I sør er Ivan-Shorsky-forkastningen, som nå er en strukturell nese, i nord som en liten kuppel skiller seg ut. Forkastningen blekner, og skjermer Ivan-Shor-antiklinen i sør langs de nedre horisontene.

Den østlige flanken av South Lemew-strukturen er komplisert av en liten tektonisk forstyrrelse av submeridional streiken.

I hele området er det små rotløse tektoniske forstyrrelser, med en amplitude på 10-15 m, som ikke passer inn i noe system.

Produktivt ved Severo-Savinoborsky, Dinyu-Savinoborsky, Michayusky-avsetningene, er det sandholdige reservoaret V-3 plassert under benchmark 6, som er identifisert med OG IIIf1, med 18-22 m, og i brønnen. 4-Mich. på 30 m.

På strukturplanen til toppen av V-3-formasjonen er den høyeste hypsometriske posisjonen okkupert av Michayuskoye-feltet, hvor den nordøstlige delen er begrenset til South Lemyu-strukturen. WOC for Michayuskoye-feltet går på et nivå på - 2160 m (Kolosov V.I., 1990). East Michayu-strukturen lukkes med en isohypse - 2280 m, en oppløftet blokk på et nivå på - 2270 m, en senket blokk i den sørlige enden på et nivå på - 2300 m.

På nivået til Vostochno-Michayu-strukturen, i sør er det Severo-Savinoborskoye-feltet med OWC på et nivå på - 2270 moh. 1-Dinyu-Savinobor er definert på nivået - 2373 m.

Dermed er East Michayu-strukturen, som ligger i samme strukturelle sone som Dinya-Savinobor, mye høyere enn den og kan godt være en god felle for hydrokarboner. Skjermen er et grabenformet trau med nordvestlig streik med en asymmetrisk form.

Den vestlige siden av graben går langs normalforkastninger med lav amplitude, bortsett fra enkelte profiler (prosjekt 40992-01, -05, 40990-02). Brudd på østsiden av graben, hvorav den mest senkede delen ligger på pr. 40990-02, 40992-03, er høyamplitude. Ifølge dem er de påståtte permeable formasjonene i kontakt med Sargaev- eller Timan-formasjonene.

Mot sør avtar forstyrrelsesamplituden og på nivå med profil 40992-08 lukkes graben i sør. Dermed er den sørlige periklinalen til Vostochno-Michayuskaya-strukturen i den senkede blokken. I dette tilfellet kan V-3-formasjonen komme i kontakt, ved forstyrrelse, med interstratale leire i Yaran-horisonten.

Mot sør i denne sonen er Ivan-Shorskaya nær-forkastningsstrukturen, som krysses av to meridionale profiler 13291-09, 40992-21. Fraværet av seismiske profiler på tvers av strukturen tillater oss ikke å bedømme påliteligheten til objektet identifisert av s\n 40992.

Det grabenlignende trauet blir på sin side ødelagt av tektoniske forkastninger, på grunn av hvilke isolerte oppløftede blokker dannes i det. De er navngitt av oss som den sentrale Michayu-strukturen. På profilene 40992-04, -05 ble fragmenter av East Michayu-strukturen reflektert i den senkede blokken. Det er en liten struktur med lav amplitude i skjæringspunktet mellom profilene 40992-20 og 40992-12, som vi kalte East Trypanyelskaya.

1.4 Innhold av olje og gass

Arbeidsområdet ligger i olje- og gassregionen Izhma-Pechora innenfor olje- og gassregionen Michayu-Pashninsky.

Ved feltene i Michayu-Pashninsky-regionen er et bredt kompleks av forferdelige karbonatavsetninger fra Midt-Devon til Øvre Perm, inkludert, oljebærende.

I nærheten av området som vurderes er Michayuskoye- og Yuzhno-Michayuskoye-forekomstene.

Dypprospektering og leteboring, utført i 1961 - 1968. ved Michayuskoye-feltet, brønner nr. 1-Yu.-lag. Avsetningen er lagdelt, buet, delvis vannfugl. Høyden på innskuddet er omtrent 25 m, dimensjonene er 14 × 3,2 km.

Ved Michayuskoye-feltet er kommersiell oljebærende kapasitet assosiert med sandformasjoner ved bunnen av den kazanske scenen. For første gang ble olje fra de øvre permiske forekomstene på dette feltet hentet i 1982 fra brønn 582. Den oljebærende kapasiteten til R 2 -23- og R 2 -26-formasjonene ble etablert ved testing i den. Oljeforekomster i P 2 -23-formasjonen er begrenset til sandsteiner, antagelig av kanalgenese, som strekker seg i form av flere striper med submeridional streik gjennom hele Michayuskoye-feltet. Oljebæreevne er etablert i brønnen. 582, 30, 106. Lett olje, med høyt innhold av asfaltener og parafin. Avsetningene er begrenset til en felle av en strukturell-litologisk type.

Oljeavsetninger i lagene P 2 -24, P 2 -25, P 2 -26 er begrenset til sandsteiner, antagelig av kanalgenese, som strekker seg i form av strimler gjennom Michayuskoye-feltet. Bredden på strimlene varierer fra 200 m til 480 m, den maksimale tykkelsen på sømmen er fra 8 til 11 m.

Reservoarpermeabiliteten er 43 mD og 58 mD, porøsiteten er 23 % og 13,8 %. Startaksjer kat. A + B + C 1 (geol. / izv.) er lik 12176/5923 tusen tonn, kategori C 2 (geol. / izv.) 1311/244 tusen tonn. Gjenværende reserver fra 01.01.2000 i kategoriene А+В+С 1 er 7048/795 tusen tonn, i kategori С 2 1311/244 tusen tonn, kumulativ produksjon er 5128 tusen tonn.

Oljefeltet Yuzhno-Michayuskoye ligger 68 km nordvest for byen Vuktyl, 7 km fra Michayuskoye-feltet. Den ble oppdaget i 1997 av brønn 60 - Yu.M., hvor det ble oppnådd et oljetilsig på 5 m 3 /dag fra intervallet 602 - 614 m ifølge PU.

Reservoaroljeforekomsten, litologisk skjermet, begrenset til sandsteinene i P 2 -23-formasjonen i det kazanske stadiet i Øvre Perm.

Dybden på formasjonstaket i toppen er 602 m, reservoarpermeabiliteten er 25,4 mD, og ​​porøsiteten er 23 %. Oljetettheten er 0,843 g/cm 3, viskositeten under reservoarforhold er 13,9 MPa. s, innholdet av harpikser og asfaltener 12,3 %, parafiner 2,97 %, svovel 0,72 %.

Startbeholdning er lik restbeholdning 01.01.2000. og utgjør 1.742/112 tusen tonn for kategori A+B+C, og 2.254/338 tusen tonn for kategori C.

Ved Dinyu-Savinoborskoye-feltet ble det oppdaget en oljeforekomst i de fryktelige forekomstene til V-3-formasjonen i Yaran-horisonten i Frasnian-stadiet i Upper Devonian i 2001. vel 1-Dinyu-Savinobor. I brønndelen ble 4 objekter testet (tabell 1.2).

Ved testing av intervallet 2510-2529 m (formasjon V-3) ble det oppnådd en tilstrømning (løsning, filtrat, olje, gass) i mengden 7,5 m 3 (hvorav olje - 2,5 m 3).

Ved testing av intervallet 2501-2523 m ble det oppnådd olje med en strømningshastighet på 36 m 3 / dag gjennom en choke med en diameter på 5 mm.

Ved testing av de overliggende reservoarene i Yaran- og Dzhier-horisontene (lag Ia, Ib, B-4) (testintervall 2410-2490 m), ble det ikke observert noen oljeshow. En løsning ble oppnådd i et volum på 0,1 m 3.

For å bestemme produktiviteten til V-2 formasjonen ble det utført en test i intervallet 2522-2549,3 m. Som et resultat ble det oppnådd en løsning, filtrat, olje, gass og formasjonsvann i mengden 3,38 m 3, hvorav 1,41 m3 skyldtes lekkasjer i verktøy 3, tilsig fra reservoaret - 1,97 m 3.

Ved studering av de nedre permiske avsetningene (testintervall 1050 - 1083,5 m) ble det også oppnådd en løsning i volumet på 0,16 m 3. Under boreprosessen ble det imidlertid i følge kjernedataene notert tegn på oljemetning i angitt intervall. I intervallet 1066,3-1073,3 er sandsteiner ulikgranulære, linseformede. Oljeutstrømninger ble observert i midten av intervallet, 1,5 cm - et lag med oljemettet sandstein. I intervallene 1073,3-1080,3 m og 1080,3-1085 m er også mellomlag av sandstein med oljeutstrømninger og tynne (i intervallet 1080,3-1085 m, kjernefjerning 2,7 m) mellomlag av polymiktisk oljemettet sandstein.

Tegn på oljemetning i henhold til kjernedataene i brønnen 1-Dinyu-Savinobor ble også notert i toppen av medlemmet av Zelenetsky-horisonten på Famennian-stadiet (kjerneprøveintervall 1244,6-1253,8 m) og i lag Ib av Dzhiersky-horisonten på Frasnian-stadiet (kjerneprøvetakingsintervall 2460,8-2477. m).

I reservoar V-2 (D3 jr) er det sandstein med hydrokarbonlukt (kjerneprøveintervall 2528,7-2536 m).

Informasjon om resultatene av testing og oljevisninger i brønnene er gitt i tabell 1.1 og 1.2.

Tabell 1.1 - Resultat av brønntesting

			formasjon.	Testresultater.
				1 objekt. Innstrømning av mineralisert vann Q=38 m 3 /døgn ifølge PU.
				2 objekt. Min. vann Q \u003d 0,75 m 3 / dag i henhold til PU.
				3 objekt. Ingen tilsig mottatt.
				1 objekt. Min. vann Q \u003d 19,6 m 3 / dag.
				2 objekt. Mindre tilsig min. vann Q \u003d 0,5 m 3 / dag.
				1 objekt. IP reservoar min. vann med en blanding av filtratløsningen Q=296 m 3 /dag.
				2 objekt. IP reservoar min. vann med lukten av hydrogensulfid, mørkegrønn.
				3 objekt. Min. vann Q \u003d 21,5 m 3 / dag.
				4 objekt. Min. vann Q \u003d 13,5 m 3 / dag.
				I kolonnen er fri flyt av olje 10 m 3 /døgn.
				Olje Q=21 t/dag ved 4 mm choke.
				1 objekt. Industriell oljetilførsel Q=26 m 3 /dag på en 4 mm choke.
				1 objekt. Oljesprengning Q \u003d 36,8 m 3 / dag på en 4 mm beslag.
				Oljetilsig 5 m 3 /døgn iht PU.
				3, 4, 5 objekter. Svak oljetilsig Q \u003d 0,1 m 3 / dag.
				IP olje 25 m 3 på 45 min.
				Den opprinnelige oljestrømningshastigheten er 81,5 tonn/dag.
				5,6 m 3 olje på 50 minutter.
				Den opprinnelige oljestrømningshastigheten er 71,2 tonn/dag.
				Olje Q beg. =66,6 t/dag.
				Oljetilsig Q=6,5 m 3 /time, P pl. =205 atm.
				Den opprinnelige oljestrømningshastigheten er 10,3 t/dag.
				Olje Q \u003d 0,5 m 3 / time, R pl. =160 atm.
				Mineralvann med oljefilm.
				Løsning, filtrat, olje, gass. Tilløpsvolum 7,5 m 3 (hvorav olje 2,5 m 3). R sq. =27,65 MPa.
				Løsning, filtrat, olje, gass, produsert vann. V pr. \u003d 3,38 m 3, R pl. =27,71 MPa.
				Oljestrømningshastighet 36 m 3 /døgn, diam. PCS. 5 mm.
				Ingen tilsig mottatt.

Tabell 1.2 - Informasjon om oljeshow

		Intervall		Naturen til manifestasjoner.
				Kalkstein med oljeutstryk i huler og porer.
				Filmer av olje under boring.
				I følge GIS, oljemettet sandstein.
				Kalkstein med suturfuger fylt med bituminøs leire.
				Oljemettet kjerne.
				Veksling av oljemettede sandsteiner, siltsteiner, tynne lag med leire.
				Oljemettet kjerne.
				Oljemettede polymiktiske sandsteiner.
				Vannmettede sandsteiner.
				Oljemettede kalksteiner.
				Kalksteinen er kryptokrystallinsk, med sjeldne sprekker som inneholder bituminøst materiale.
				Argillitt, kalkstein. Midt-intervall oljeeffusjon; 1,5 cm - lag av oljemettet sandstein.
				Sandsteinen er inequigranulær og finkornet med oljeeksudater.
				Kalkstein og enkeltlag av oljemettet sandstein.
				Veksling av dolomitt og dolomittkalkstein med oljeeksudater.
				Argillitt med utstrømninger og filmer av olje langs sprekker; siltstein med lukt av olje.
				Veksling av sandstein med effusjoner og oljeflekker.
				Veksling av sandstein med HC-lukt og gjørmestein med bitumen ispedd.
				Finkornet sandstein med hydrokarbonlukt, bituminøs langs sprekker.
				Kalkstein med oljeeksudater og lukt av hydrokarboner; sandstein og slamstein med oljeeksudater.
				Tett og sterk sandstein med lukt av hydrokarboner.
				Veksling av kvartssandstein med hydrokarbonlukt, siltstein og gjørmestein.
				Kvartssandsteiner med lav hydrokarbonlukt.

2. Spesiell del

2.1 Geofysisk arbeid utført i dette området

Rapporten ble satt sammen basert på resultatene av reprosessering og nytolkning av seismiske data oppnådd i den nordlige blokken av Dinyu-Savinobor-feltet i forskjellige år av seismiske mannskaper 8213 (1982), 8313 (1984), 41189 (1990), 40920 (1992) ), 40992 (1993) i henhold til avtalen mellom Kogel LLC og Dinyu LLC. Metodikken og arbeidsteknikken er vist i tabell 2.1.

Tabell 2.1 - Informasjon om metodikken for feltarbeid

			" Framgang"	"Fremgang - 2"	"Fremgang - 2"
Observasjonssystem	Sentral	Sentral naya	flanke	flanke	flanke
Kildealternativer
	Eksplosiv	Eksplosiv	ikke-eksplosiv"fallende vekt" - SIM	Ikke-eksplosiv "dråpevekt" - SIM	Ikke-eksplosiv "Yenisei - SAM"
Antall brønner i en gruppe
Beløpsbeløp
Avstand mellom skudd
Plasseringsalternativer
mangfold
Geofongruppering	26 joint ventures basert på 78 millioner kroner	26 joint ventures basert på 78 millioner kroner	12 joint ventures på en base på 25 m	11 joint ventures på basis av 25 m	11 joint ventures på basis av 25 m
Avstand mellom PP
Minimum eksplosjonsenhetsavstand
Maksimal avstand eksplosjon-enhet

Den tektoniske begrensede strukturen i Vostochno-Michayu identifisert av verkene s / p 40991 ble overført til boring på Nedre Frasnian, Lower Famennian og Lower Permian forekomster i 1993 s / p 40992. Seismiske undersøkelser var generelt fokusert på studiet av den permiske delen av seksjonen, strukturelle konstruksjoner i nedre del av seksjonen utført kun på den reflekterende horisonten III f 1 .

Vest for arbeidsområdet ligger oljefeltene Michayuskoye og Yuzhno-Michayuskoye. Det kommersielle olje- og gasspotensialet til Michayuskoye-feltet er assosiert med de øvre permiske forekomstene, oljeforekomsten er inneholdt i sandsteinene til V-3-formasjonen på toppen av Yaran-horisonten.

Sør-øst for Vostochno-Michayu-strukturen i 2001 oppdaget 1-Dinyu-Savinobor-brønnen en oljeforekomst i Nedre Frasnian-forekomstene. Dinyu-Savinobor og East Michayu-strukturene ligger i samme strukturelle sone.

I forbindelse med disse omstendighetene ble det nødvendig å revidere alt tilgjengelig geologisk og geofysisk materiale.

Reprosesseringen av seismiske data ble utført i 2001 av Tabrina V.A. i ProMAX-systemet var opparbeidingsvolumet 415,28 km.

Forbehandling besto av å konvertere dataene til det interne ProMAX-formatet, tilordne geometrien og gjenopprette amplitudene.

Tolkning av det seismiske materialet ble utført av den ledende geofysikeren I.Kh. Mingaleeva, geolog E.V. Matyusheva, kategori I geofysiker N.S. Tolkningen ble utført i letesystemet Geoframe på arbeidsstasjonen SUN 61. Tolkningen inkluderte korrelasjon av reflekterende horisonter, konstruksjon av isokron-, isohyp- og isopachkart. Arbeidsstasjonen ble lastet med digitaliserte logger for brønnene 14-Michayu, 24-Michayu. For å rekalkulere loggingskurvene til tidsskalaen ble hastighetene oppnådd fra den seismiske loggingen av de tilsvarende brønnene brukt.

Konstruksjonen av isochron-, isohyp- og isopach-kart ble utført automatisk. Om nødvendig ble de korrigert manuelt.

Hastighetsmodeller som trengs for å transformere isokrone kart til strukturelle kart, ble bestemt fra bore- og seismiske data.

Isohypsetverrsnittet ble bestemt av konstruksjonsfeilen. For å bevare trekkene i strukturplanene og for bedre visualisering ble isohypsedelen tatt til å være 10 m langs alle reflekterende horisonter. Kartmålestokk 1:25000. Stratigrafisk inneslutning av reflekterende horisonter ble utført i henhold til seismisk logging av brønnene 14-,24-Michayu.

6 reflekterende horisonter ble sporet på området. Strukturelle konstruksjoner ble presentert for 4 reflekterende horisonter.

OG Ik er begrenset til benchmark 1, identifisert analogt med Dinyu-Savinobor-brønnen i øvre Kungurian, 20-30 m under Ufim-avsetningene (Figur 2.1). Horisonten er godt korrelert i den positive fasen, refleksjonsintensiteten er lav, men de dynamiske trekkene er konsistente over området. Den neste reflekterende horisonten II-III er identifisert med grensen til karbon- og devonavsetningene. GO gjenkjennes ganske lett på profilene, selv om det enkelte steder er interferens av to faser. I de østlige endene av breddeprofilene vises en ekstra refleksjon over OG II-III, som kiler ut mot vest i form av en plantar overlapping.

OG IIIfm 1 er begrenset til benchmark 5, identifisert i den nedre delen av Yeletsk Horizon of the Lower Famennian. I brønner 5-M., 14-M sammenfaller benchmark 5 med bunnen av Yelets-horisonten identifisert av TP NIC, i andre brønner (2,4,8,22,24,28-M) 3-10 m over den offisielle fordelingen av bunnen D 3 el. Den reflekterende horisonten er en referansehorisont, har utpregede dynamiske trekk og høy intensitet. Strukturelle konstruksjoner for OG IIIfm 1 er ikke gitt av programmet.

OG IIId er identifisert med bunnen av Domanik-avsetningene og er trygt korrelert i tidsseksjoner i den negative fasen.

Referansepunkt 6 på toppen av Nedre Franian Yaran-horisonten er assosiert med OG IIIf 1 . Benchmark 6 skiller seg ut ganske sikkert i alle brønner 10-15m under bunnen av Dzher-forekomstene. Reflekterende horisont IIIf 1 spores godt, til tross for at den har lav intensitet.

Produktivt ved Michayuskoye, Dinyu-Savinoborskoye-feltene, ligger V-3 sandreservoaret 18-22 m under IIIf 1 OG, bare i 4-M brønnen. tykkelsen på avsetningene innelukket mellom OG IIIf 1 og V-3-formasjonen økes til 30 m.

Figur 2.1 - Sammenligning av seksjoner av brønn 1-C. Michayu, 24-Michayu, 14-Michayu og snap reflekterende horisonter

Den neste reflekterende horisonten III 2-3 er svakt uttrykt i bølgefeltet, sporet nær toppen av de midt-devonske terrigene avsetningene. OG III 2-3 er korrelert i negativ fase som erosjonsoverflate. I sørvest for rapporteringsområdet er det en nedgang i den tidsmessige tykkelsen mellom OG IIIf 1 og III 2-3, noe som spesielt tydelig sees på profil 8213-02 (Figur 2.2).

Strukturelle konstruksjoner (figur 2.3 og 2.4) ble laget langs reflektorene Ik, IIId, IIIf 1 , III 2-3, det ble bygget et isopach-kart mellom OG IIId og III 2-3, et strukturkart er presentert langs toppen av B-en. -3 sandseng, for hele Dinho - Savinoborskoye innskudd.

Figur 2.2 - Fragment av tidsseksjonen langs profilen 8213-02

2.2 Resultater av geofysiske undersøkelser

Som et resultat av reprosessering og nytolkning av seismiske data på den nordlige blokken av Dinyu-Savinobor-feltet.

Vi studerte den geologiske strukturen til den nordlige blokken av Dinyu-Savinoborskoye-feltet basert på perm- og devonavsetningene,

Figur 2.3 - Strukturkart langs den reflekterende horisonten III2-3 (D2-3)

Figur 2.4 - Strukturkart langs den reflekterende horisonten III d (D 3 dm)

- sporet og koblet over området 6 reflektorer: Ik, II-III, IIIfm1, IIId, IIIf1, III2-3;

Utførte strukturelle konstruksjoner i målestokk 1:25000 for 4 OG: Ik, IIId, IIIf1, III2-3;

Et generelt strukturelt kart ble bygget langs toppen av V-3-formasjonen for Dinyu-Savinobor-strukturen og den nordlige blokken av Dinyu-Savinobor-feltet, og et isopach-kart mellom OG IIId og III2-3;

Vi bygget dype seismiske seksjoner (horisontskala 1:12500, ver. 1:10000) og seismo-geologiske seksjoner (horisontskala 1:25000, ver. 1:2000);

Vi bygde et sammenligningssystem for de nedre fransiske forekomstene ved brønner i Michayuskaya-området, brønn nr. 1-Dinyu-Savinobor og 1-Tripanyel i skala 1:500;

Klargjorde den geologiske strukturen til East Michayu- og Ivan-Shor-strukturene;

Avslørte strukturene i Midt-Michayu, Central Michayu, Øst-Trypanyol;

Et NE-trendende graben-lignende trau ble sporet, som er en skjerm for den nordlige blokken av Dinyu-Savinobor-strukturen.

For å studere oljepotensialet til Nedre Frasnian-forekomstene innenfor den sentrale blokken av East Michayu-strukturen, bore en prospekteringsbrønn nr. 3 på profilen 40992-04 pk 29.00 med en dybde på 2500 m til åpningen av Midt-devon. innskudd;

På den sørlige blokken - undersøkelsesbrønn nr. 7 på kryss av profilene 40990-07 og 40992 -21 med en dybde på 2550 m;

På nordre blokk - letebrønn nr. 8 profil 40992-03 pk 28,50 med dybde 2450 m;

Gjennomføring av detaljerte seismiske undersøkelser innenfor Ivan-Shor-strukturen;

Å utføre reprosessering og nytolkning av seismiske undersøkelser på strukturene Sør-Michayuskaya og Srednemichayuskaya.

2.3 Begrunnelse for valg av 3D-seismikk

Hovedårsaken som rettferdiggjør behovet for å bruke en ganske kompleks og ganske kostbar 3D-arealseismisk teknologi i lete- og detaljeringsstadiene er overgangen i de fleste regioner til studiet av strukturer og forekomster med stadig mer komplekse reservoarer, noe som fører til risikoen. boring av tomme brønner. Det er bevist at med en økning i romlig oppløsning med mer enn en størrelsesorden, øker kostnaden for 3D-arbeid sammenlignet med detaljert 2D-undersøkelse (~ 2 km/km 2) bare 1,5-2 ganger. Samtidig er detaljene og den totale mengden 3D-opptaksinformasjon høyere. Et praktisk talt kontinuerlig seismisk felt vil gi:

· Høyere detaljert beskrivelse av strukturelle overflater og kartleggingsnøyaktighet sammenlignet med 2D (feil reduseres med 2-3 ganger og overstiger ikke 3-5 m);

· Entydighet og pålitelighet av sporing etter område og volum av tektoniske feil;

· Seismisk faciesanalyse vil gi identifikasjon og sporing av seismiske facies i volum;

· Mulighet for interpolering inn i mellombrønnrommet av reservoarparametere (lagtykkelse, porøsitet, grenser for reservoarutvikling);

· Foredling av olje- og gassreserver ved å detaljere strukturelle og estimerte egenskaper.

Dette indikerer den mulige økonomiske og geologiske gjennomførbarheten av å bruke en tredimensjonal undersøkelse av East Michayu-strukturen. Når du velger økonomisk gjennomførbarhet, må det tas i betraktning at den økonomiske effekten av å bruke 3D på hele komplekset med leting og utvikling av forekomster også tar hensyn til:

· vekst av reserver i kategoriene C1 og C2;

· besparelser ved å redusere antall uinformative lete- og produksjonsbrønner med lav hastighet;

· Optimalisering av utviklingsmodus ved å foredle reservoarmodellen;

· vekst av C3-ressurser på grunn av identifisering av nye objekter;

· kostnad for 3D-undersøkelse, databehandling og tolkning.

3. Designdel

3.1 Begrunnelse for arbeidsmetodikken CDP - 3D

Valget av et observasjonssystem er basert på følgende faktorer: oppgaver som skal løses, trekk ved sesmogeologiske forhold, tekniske muligheter og økonomiske fordeler. Den optimale kombinasjonen av disse faktorene bestemmer observasjonssystemet.

I Vostochno-Michayuskaya-området vil CDP-3D seismiske undersøkelser bli utført for å studere i detalj de strukturelle-tektoniske og litofasiske trekk ved strukturen til det sedimentære dekket i sedimenter fra øvre perm til silur; kartlegging av soner for utvikling av litofacies heterogeniteter og forbedrede reservoaregenskaper, diskontinuerlige tektoniske forstyrrelser; studie av den geologiske utviklingshistorien basert på paleostrukturell analyse; identifisering og klargjøring av oljelovende objekter.

For å løse oppgavene, tatt i betraktning den geologiske strukturen i regionen, faktoren med minimal innvirkning på naturmiljøet og den økonomiske faktoren, foreslås et ortogonalt observasjonssystem med eksitasjonspunkter plassert mellom mottakslinjene (dvs. med overlappende mottakslinjer) ). Eksplosjoner i brønner vil bli brukt som eksitasjonskilder.

3.2 Eksempel på beregning av et "kryss" observasjonssystem

Observasjonssystemet av "kryss"-typen er dannet ved suksessiv overlapping av gjensidig ortogonale arrangementer, kilder og mottakere. La oss illustrere prinsippet for arealsystemdannelse på følgende idealiserte eksempel. La oss anta at geofonene (en gruppe geofoner) er jevnt fordelt langs observasjonslinjen som faller sammen med X-aksen.

Langs aksen som skjærer arrangementet av seismiske mottakere i sentrum, er m plassert jevnt og symmetrisk ved kildene. Trinnet for kildene til do og de seismiske mottakerne til dx er det samme. Signalene som genereres av hver kilde mottas av alle geofoner i gruppen. Som et resultat av slik testing dannes et felt med m 2 midtpunkter for refleksjon. Hvis vi sekvensielt forskyver arrangementet av seismiske mottakere og kildelinjen ortogonalt til den langs X-aksen med et trinn dx og gjentar registreringen, vil resultatet være en multippel overlapping av båndet, hvis bredde er lik halvparten eksitasjonsbasen. Sekvensiell forskyvning av eksitasjons- og mottaksbasen langs Y-aksen med et trinn du fører til en ekstra - multippel overlapping, og den totale overlappingen vil være. Naturligvis bør det i praksis brukes mer teknologisk avanserte og økonomisk forsvarlige varianter av et system med innbyrdes ortogonale linjer av kilder og mottakere. Det er også åpenbart at overlappingsforholdet må velges i samsvar med kravene bestemt av bølgefeltets natur og prosesseringsalgoritmer. Som et eksempel viser figur 3.1 et atten-dobbelt arealsystem, for implementeringen av dette benyttes en 192-kanals seismisk stasjon, som sekvensielt mottar signaler fra 18 eksitasjonspiketter. Vurder parametrene til dette systemet. Alle 192 geofoner (grupper av geofoner) er fordelt på fire parallelle profiler (48 på hver). Trinn dx mellom mottakspunktene er 0,05 km, avstanden d mellom mottakslinjene er 0,05 km. Trinnet til Sy-kilder langs Y-aksen er 0,05 km. En fast fordeling av kilder og mottakere vil bli kalt en blokk. Etter å ha mottatt vibrasjoner fra alle 18 kilder, forskyves blokken med et trinn Slik utarbeides en stripe langs X-aksen fra begynnelsen til slutten av studieområdet. Neste bane av fire mottakslinjer er plassert parallelt med den forrige slik at avstanden mellom tilstøtende (nærmeste) mottakslinjer i første og andre bane er lik avstanden mellom mottakslinjene i blokken (?y = 0,2 km) . I dette tilfellet overlapper kildelinjene til det første og andre båndet med halvparten av eksitasjonsbasen. Når du regner ut det tredje båndet, overlapper kildelinjene til det andre og tredje båndet med halvparten, osv. Følgelig, i denne versjonen av systemet, dupliseres ikke mottakslinjene, og ved hvert kildepunkt (unntatt de ekstreme) eksiteres signalene to ganger.

La oss skrive ned hovedrelasjonene som bestemmer parametrene til systemet og dets mangfold. For å gjøre dette, etter figur 8, introduserer vi ytterligere notasjon:

W - antall mottakslinjer,

m x - antall mottakspunkter på hver mottakslinje i den gitte blokken;

m y - antall kilder på hver eksitasjonslinje i den gitte blokken,

P er bredden på intervallet i midten av eksitasjonslinjen som kildene ikke er plassert innenfor,

L - forskyvning (forskyvning) langs X-aksen til kildelinjen fra de nærmeste mottakspunktene.

I alle tilfeller er intervallene ?x, ?y og L multipler av trinnet dx. Dette sikrer ensartetheten til nettverket av midtpunkter som tilsvarer hvert kilde-mottaker-par, dvs. gjør det! krav om tilstanden som er nødvendig for dannelsen av seismogrammer av vanlige midtpunkter (CMP). Hvori:

Ax=Ndx N=1, 2, 3…

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

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

La oss forklare betydningen av parameteren P. Skiftet mellom linjene i midtpunktene er lik halve trinnet? Hvis kildene er jevnt fordelt (det er ingen diskontinuitet), så for lignende systemer er overlappingsforholdet langs Y-aksen lik W (antall mottakslinjer). For å redusere mangfoldet av overlappinger langs Y-aksen og for å redusere kostnadene på grunn av et mindre antall kilder, lages et gap i midten av eksitasjonslinjen med en verdi P lik:

Hvor, k = 1,2,3 ...

Når k=1,2, 3, henholdsvis, reduseres overlappingsforholdet med 1, 2, 3, dvs. blir lik W-K.

Den generelle formelen som relaterer mangfoldet av overlapper n y med parameterne til systemet

derfor kan uttrykket for antall kilder m y på en eksitasjonslinje skrives som følger:

For observasjonssystemet (Figur 3.1) er antall kilder på eksitasjonslinjen 18.

Figur 3.1 - Observasjonssystem av typen "kryss".

Det følger av uttrykk (3.3) at siden trinnet til profilene?y alltid er et multiplum av trinnet til kildene dy, er antall kilder my for denne typen system et partall. Fordelt på en rett linje parallelt med Y-aksen symmetrisk til mottaksprofilene inkludert i denne blokken, faller eksitasjonspunktene enten sammen med mottakspunktene, eller er forskjøvet i forhold til mottakspunktene med 1/2·dy. Hvis overlappende multiplisitet n y i en gitt blokk er et oddetall, faller ikke kildene alltid sammen med mottakspunktene. Hvis n y er et partall, er to situasjoner mulig: ?y/du er et oddetall, kildene sammenfaller med mottakspunktene, ?y/du er et partall, kildene forskyves i forhold til mottakspunktene med dy/ 2. Dette faktum bør tas i betraktning når systemet syntetiseres (velge antall mottaksprofiler W og trinnet? y mellom dem), siden det avhenger av om de vertikale tidene som er nødvendige for å bestemme de statiske korreksjonene vil bli registrert ved mottakspunktene.

Formelen som bestemmer mangfoldet av overlappinger n x langs X-aksen kan skrives på samme måte som formel (3.2)

dermed er den totale multiplisiteten av overlappinger n xy etter areal lik produktet av n x og n y

I samsvar med de aksepterte verdiene for m x, dx og? x, er multiplisiteten av overlappinger n x langs X-aksen beregnet ved formel (3.4) 6, og den totale multiplisiteten n xy = 13 (Figur 3.2).

Figur 3.2 - Multiplisitet av overlappinger nx = 6

Sammen med observasjonssystemet, som sørger for overlappende kilder uten overlappende mottakslinjer, brukes i praksis systemer der eksitasjonslinjene ikke overlapper hverandre, men en del av mottakslinjene er duplisert. La oss vurdere seks mottakslinjer, på hver av disse seismiske mottakere som mottar signaler sekvensielt eksitert av kilder, er jevnt fordelt. Når du regner ut det andre båndet, dupliseres tre mottakslinjer av neste blokk, og kildelinjene går som en fortsettelse av de ortogonale profilene til det første båndet. Den anvendte arbeidsteknologien sørger således ikke for duplisering av eksitasjonspunkter. Med dobbel overlapping av mottakslinjene er multiplisiteten n y lik antall overlappende mottakslinjer. Hele ekvivalenten til et system med seks profiler etterfulgt av en overlapping av tre mottakslinjer er et system med overlappende kilder, hvor antallet dobles for å oppnå samme fold. Derfor er systemer med overlappende kilder økonomisk ulønnsomme, fordi. denne teknikken krever en stor mengde boring og sprengning.

Overgang til 3D-seismikk.

Utformingen av en 3D-undersøkelse er basert på kunnskap om en rekke kjennetegn ved den seismologiske delen av arbeidsstedet.

Informasjon om den geoismiske delen inkluderer:

Mangfold av skyting 2D

maksimale dybder av målgeologiske grenser

minimale geologiske grenser

den minste horisontale størrelsen på lokale geologiske objekter

maksimale frekvenser av reflekterte bølger fra målhorisonter

gjennomsnittshastighet i laget som ligger i målhorisonten

tidspunkt for registrering av refleksjoner fra målhorisonten

størrelsen på studieområdet

For å registrere tidsfeltet i MOGT-3D er det rasjonelt å bruke telemetristasjoner. Antall profiler velges avhengig av mangfoldet n y =u.

Avstanden mellom de vanlige midtpunktene på den reflekterende overflaten langs X- og Y-aksene bestemmer beholderstørrelsen:

Maksimalt tillatt minimumsforskyvning av kildelinjen velges basert på minimumsdybden til de reflekterende grensene:

Minimum forskyvning.

Maksimal offset.

For å sikre multiplisiteten n x, bestemmes avstanden mellom eksitasjonslinjene?x:

For opptaksenheten, avstanden mellom mottakslinjene? y:

Tatt i betraktning teknologien for arbeid med dobbel overlapping av mottakslinjen, antall kilder m y i en blokk for å sikre multiplisiteten n y:

Figur 3.3 - Multiplisitet ny =2

Basert på resultatene fra planleggingen av en 3D-undersøkelse, oppnås følgende datasett:

avstand mellom kanaler dx

antall aktive kanaler på en mottakslinje m x

totalt antall aktive kanaler m x u

minimum offset Lmin

søppelstørrelse

total multiplisitet n xy

Lignende dokumenter

Geologiske og geofysiske egenskaper ved stedet for det utformede arbeidet. Seismogeologiske kjennetegn ved strekningen. Begrunnelse for å sette geofysiske arbeider. Feltarbeidsteknologier. Teknikk for bearbeiding og tolkning. Topografiske og geodetiske arbeider.

semesteroppgave, lagt til 01.10.2016


Feltseismisk arbeid. Geologisk og geofysisk studie av strukturen til territoriet. Stratigrafi og sesmogeologiske kjennetegn ved området. Parametre for CDP-3D seismiske undersøkelser i Novo-Zhedrinsky-området. De viktigste egenskapene til arrangementet.

avhandling, lagt til 19.03.2015


Historie om studiet av den sentrale delen av Kudinovsko-Romanovskaya-sonen. Tektonisk struktur og olje- og gasspotensial i Verbovsky-området. Litologiske og stratigrafiske kjennetegn ved seksjonen. Begrunnelse for å sette opp søkeoperasjoner i Verbovskaya-området.

semesteroppgave, lagt til 02.01.2010


Geologisk og geofysisk kunnskap om regionen. Tektonisk struktur og stratigrafi av studieområdet. Metoder og teknikker for feltarbeid, databehandling og tolkning. Stratigrafisk referanse og korrelasjon av reflektorer. Bygge kart.

semesteroppgave, lagt til 11.10.2012


Geografiske og økonomiske kjennetegn ved regionen. Seismogeologiske kjennetegn ved strekningen. en kort beskrivelse av bedrifter. Organisering av seismiske undersøkelser. Beregning av observasjonssystemet for longitudinelle seismiske undersøkelser. Feltteknologi.

avhandling, lagt til 06.09.2014


Betraktning av den vanlige dybdepunktmetoden: funksjoner ved hodografen og interferenssystemet. Seismologisk modell av seksjonen. Beregning av hodografer av nyttige bølger, bestemmelse av forsinkelsesfunksjonen til interferensbølger. Organisering av feltseismiske undersøkelser.

semesteroppgave, lagt til 30.05.2012


Geografiske og økonomiske forhold for arbeidsområdet. Design litologisk-stratigrafisk seksjon. Karakteristikker ved tektonikk og olje- og gasspotensial. Metodikk og omfang av prosjekterte arbeider. Lokaliseringssystem for letebrønn. Begrunnelse for en typisk brønndesign.

semesteroppgave, lagt til 03.06.2013


Egenskapene ved seismiske undersøkelser av CDP 2D ved hjelp av kabeltelemetrisystemer XZone i Vostochno-Perevoznaya-området i Barentshavet. Prediktiv vurdering av muligheten for å identifisere olje- og gassmettede objekter ved hjelp av AVO-analyseteknologi.

avhandling, lagt til 09.05.2012


Metodikk og teknologi for feltseismiske undersøkelser. Seismogeologisk modell av strekningen og dens parametere. Beregning av forsinkelsesfunksjonen til interferensbølger. Betingelser for eksitasjon og mottak av elastiske bølger. Valg av maskinvare og spesialutstyr.

semesteroppgave, lagt til 24.02.2015


Geologisk struktur av arbeidsområdet. Litologiske og stratigrafiske egenskaper ved den produktive delen. Tektonikk og olje- og gasspotensial. Geologiske problemer løst ved geofysiske metoder. Fysisk-geologiske forutsetninger for anvendelse av geofysiske metoder.

Det er åpenbart at hovedoppgavene for seismisk leting med det eksisterende utstyrsnivået er:
1. Øke oppløsningen av metoden;
2. Mulighet for å forutsi den litologiske sammensetningen av mediet.
I løpet av de siste 3 tiårene har den kraftigste industrien for seismisk leting av olje- og gassfelt blitt skapt i verden, som er grunnlaget for den vanlige dybdepunktmetoden (CDP). Imidlertid, med forbedringen og utviklingen av CDP-teknologi, blir uakseptabiliteten til denne metoden for å løse detaljerte strukturelle problemer og forutsi sammensetningen av mediet mer og tydeligere manifestert. Årsakene til denne situasjonen er den høye integriteten til de oppnådde (resulterende) dataene (seksjonene), feil og, som et resultat, feil i de fleste tilfeller bestemmelse av effektive og gjennomsnittlige hastigheter.
Innføringen av seismisk leting i komplekse miljøer av malm- og oljeregioner krever en fundamentalt ny tilnærming, spesielt på stadiet med maskinell prosessering og tolkning. Blant de nye utviklingsområdene er en av de mest lovende ideen om en kontrollert lokal analyse av de kinematiske og dynamiske egenskapene til et seismisk bølgefelt. På grunnlag av dette utvikles en metode for differensiell behandling av materialer i komplekse medier. Grunnlaget for metoden for differensiell seismisk undersøkelse (DMS) er lokale transformasjoner av de innledende seismiske dataene på små baser - differensial i forhold til de integrerte transformasjonene i CDP. Bruken av små baser, som fører til en mer nøyaktig beskrivelse av hodograf-kurven, på den ene siden, utvalget av bølger i ankomstretningen, som tillater behandling av komplekst interfererende bølgefelt, skaper på den annen side forutsetningene for å bruke differensialmetoden i komplekse sesmogeologiske forhold, øker dens oppløsning og nøyaktighet av strukturelle konstruksjoner (fig. 1, 3). En viktig fordel med MDS er dets høye parametriske utstyr, som gjør det mulig å oppnå de petrofysiske egenskapene til seksjonen - grunnlaget for å bestemme materialsammensetningen til mediet.
Omfattende testing i forskjellige regioner i Russland har vist at MDS overgår CMPs evner betydelig og er et alternativ til sistnevnte i studiet av komplekse miljøer.
Det første resultatet av differensiell behandling av seismiske data er en dyp strukturell seksjon av MDS (S er en seksjon), som gjenspeiler arten av fordelingen av reflekterende elementer (områder, grenser, punkter) i det studerte mediet.
I tillegg til strukturelle konstruksjoner har MDS evnen til å analysere de kinematiske og dynamiske egenskapene til seismiske bølger (parametere), som igjen lar deg gå videre til vurderingen av de petrofysiske egenskapene til den geologiske seksjonen.
For å konstruere en seksjon med kvasi-akustisk stivhet (A - seksjon), brukes verdiene til amplitudene til signalene som reflekteres på de seismiske elementene. De oppnådde A-seksjonene brukes i prosessen med geologisk tolkning for å identifisere kontrasterende geologiske objekter ("lyspunkt"), soner med tektoniske forkastninger, grenser for store geologiske blokker og andre geologiske faktorer.
Kvasi-dempningsparameteren (F) er en funksjon av frekvensen til det mottatte seismiske signalet og brukes til å identifisere områder med høy og lav konsolidering steiner, soner med høy absorpsjon ("mørk flekk").
Seksjonene med gjennomsnitts- og intervallhastigheter (V, I - seksjoner), som karakteriserer petro-tettheten og litologiske forskjeller til store regionale blokker, bærer sin egen petrofysiske belastning.

Differensialbehandlingsskjema:

INNLEDENDE DATA (FLERE OVERLAPPER)

FORBEHANDLING

DIFFERENSIAL PARAMETERISERING AV SEISMOGRAMMER

REDIGERING AV PARAMETRE (A, F, V, D)

DYPE SEISMISKE SEKSJONER

PETROFYSISK PARAMETERKART (S, A, F, V, I, P, L)

TRANSFORMASJON OG SYNTESE AV PARAMETERKART (BILDEDANNING AV GEOLOGISKE OBJEKTER)

FYSISK OG GEOLOGISK MODELL AV MILJØ

Petrofysiske parametere
S - strukturell, A - kvasi-stivhet, F - kvasi-absorpsjon, V - gjennomsnittlig hastighet,
I - intervallhastighet, P - kvasi-tetthet, L - lokale parametere

Tidsdelen av CDP etter migrering

Dyp seksjon av MDS

Ris. 1 SAMMENLIGNING AV EFFEKTIVITETEN TIL MOGT OG MDS
Vest-Sibir, 1999

Tidsdelen av CDP etter migrering

Dyp seksjon av MDS

Ris. 3 SAMMENLIGNING AV EFFEKTIVITETEN TIL MOGT OG MDS
Nord-Karelia, 1998

Figurene 4-10 viser typiske eksempler på MDS-behandling under ulike geologiske forhold.

Tidsdelen av CDP

Kvasiabsorberende seksjon Dyp seksjon av MDS

Utsnitt av gjennomsnittshastigheter

Ris. 4 Differensiell behandling av seismiske data under forhold
komplekse dislokasjoner av bergarter. Profil 10. Vest-Sibir

Differensiell prosessering gjorde det mulig å tyde det komplekse bølgefeltet i den vestlige delen av den seismiske delen. I følge MDS-dataene ble det funnet en overstøt, i området hvor det er en "kollaps" av det produktive komplekset (PK PK 2400-5500). Som et resultat av en kompleks tolkning av seksjonene av petrofysiske egenskaper (S, A, F, V), ble soner med økt permeabilitet identifisert.

Dyp seksjon av MDS Tidsdelen av CDP

Kvasi-akustisk stivhetsseksjon Kvasiabsorberende seksjon

Utsnitt av gjennomsnittshastigheter Utsnitt av intervallhastigheter

Ris. 5 Spesialbehandling av seismiske data i søk
hydrokarboner. Kaliningrad-regionen

Spesiell databehandling gjør det mulig å oppnå en rekke parametriske seksjoner (kart over parametere). Hvert parametrisk kart karakteriserer visse fysiske egenskaper miljø. Syntesen av parametere tjener som grunnlag for dannelsen av "bildet" av et olje(gass)objekt. Resultatet av en omfattende tolkning er en fysisk-geologisk modell av miljøet med en prognose for hydrokarbonforekomster.

Ris. 6 Differensiell behandling av seismiske data
på jakt etter kobber-nikkel malm. Kolahalvøya

Som et resultat av spesiell behandling ble områder med unormale verdier av forskjellige seismiske parametere avslørt. En omfattende tolkning av dataene gjorde det mulig å bestemme den mest sannsynlige plasseringen av malmobjektet (R) ved streiketter 3600-4800 m, hvor følgende pertofysiske trekk er observert: høy akustisk stivhet over objektet, sterk absorpsjon under objektet, og en reduksjon i intervallhastigheter i området til objektet. Dette "bildet" tilsvarer de tidligere oppnådde R-etalonene i områdene med dypboring i området til Kola-superdype brønnen.

Ris. 7 Differensiell behandling av seismiske data
når man leter etter hydrokarbonforekomster. Vest-Sibir

Spesiell databehandling gjør det mulig å oppnå en rekke parametriske seksjoner (kart over parametere). Hvert parametrisk kart karakteriserer visse fysiske egenskaper til mediet. Syntesen av parametere tjener som grunnlag for dannelsen av "bildet" av et olje(gass)objekt. Resultatet av en omfattende tolkning er en fysisk-geologisk modell av miljøet med en prognose for hydrokarbonforekomster.

Ris. 8 Geoseismisk modell av Pechenga-strukturen
Kolahalvøya.

Ris. 9 Geoseismisk modell av den nordvestlige delen av det baltiske skjoldet
Kolahalvøya.

Ris. 10 Kvasitetthetsseksjon langs profil 031190 (37)
Vest-Sibir.

De oljeførende sedimentære bassengene i Vest-Sibir bør tilskrives en gunstig type seksjon for innføring av ny teknologi. Figuren viser et eksempel på en kvasi-densitetsseksjon konstruert ved bruk av MDS-programmene på en R-5 PC. Den resulterende tolkningsmodellen stemmer godt overens med boredataene. Litotypen merket med mørkegrønn på 1900 m dyp tilsvarer gjørmesteiner fra Bazhenov-formasjonen; De tetteste litotypene av seksjonen. Gule og røde varianter er kvarts- og mudstone-sandsteiner, lysegrønne litotyper tilsvarer siltsteiner. I bunnhullsdelen av brønnen, under vann-olje-kontakten, ble en linse av kvartssandsteiner med høye reservoaregenskaper åpnet.

FORUTSIGNING AV DEN GEOLOGISKE DELEN BASERT PÅ MDS-DATA

På stadiet med prospektering og leting er MDS en integrert del av leteprosessen, både i strukturell kartlegging og på stadiet med reell prognose.
På fig. 8 viser et fragment av den geoismiske modellen av Pechenga-strukturen. Grunnlaget for drivstoffet og smøremidlene er de seismiske dataene fra de internasjonale eksperimentene KOLA-SD og 1-EB i området til Kola superdeep-brønnen SG-3 og dataene fra prospekterings- og letearbeid.
Den stereometriske kombinasjonen av den geologiske overflaten og dype strukturelle (S) seksjoner av MDS på ekte geologiske skalaer gjør at man kan få en riktig ide om den romlige strukturen til Pechenga-synklinoriet. De viktigste malmholdige kompleksene er representert av terrigenous og tuffaceous bergarter; deres grenser med omkringliggende mafiske bergarter er sterke seismiske grenser, som gir pålitelig kartlegging av malmførende horisonter i den dype delen av Pechenga-strukturen.
Det resulterende seismiske rammeverket brukes som et strukturelt grunnlag for den fysiske geologiske modellen for Pechenga-malmregionen.
På fig. Figur 9 viser elementer av den geoismiske modellen for den nordvestlige delen av det baltiske skjoldet. Fragment av geotravers 1-EV langs linjen SG-3 - Liinakha-mari. I tillegg til den tradisjonelle strukturelle seksjonen (S), ble parametriske seksjoner oppnådd:
En - kvasi-stivhetsseksjon karakteriserer kontrasten til forskjellige geologiske blokker. Pechenga-blokken og Liinakhamari-blokken utmerker seg ved høy akustisk stivhet; sonen til Pitkjarvin-synklinen er minst kontrasterende.
F - delen av kvasi-absorpsjon gjenspeiler graden av konsolidering av bergart
raser. Liinakhamari-blokken er preget av minst absorpsjon, og den største er notert i den indre delen av Pechenga-strukturen.
V, I er deler av gjennomsnitts- og intervallhastigheter. De kinematiske egenskapene er merkbart heterogene i den øvre delen av seksjonen og stabiliserer seg under nivået 4-5 km. Pechenga-blokken og Liinakhamari-blokken er preget av økte hastigheter. I den nordlige delen av Pitkyayarvin-synklinen, i seksjon I, observeres en "traulignende" struktur med konsistente verdier av intervallhastigheter Vi = 5000-5200 m/s, tilsvarende når det gjelder utbredelsesområdet for sent Arkeiske granitoider.
En omfattende tolkning av de parametriske delene av MDS og materialer fra andre geologiske og geofysiske metoder er grunnlaget for å lage en fysisk og geologisk modell av Vest-Kola-regionen i det baltiske skjoldet.

FORutsigelse AV MILJØLITOLOGI

Identifikasjonen av nye parametriske evner til MDS er assosiert med studiet av forholdet mellom forskjellige seismiske parametere og de geologiske egenskapene til miljøet. En av de nye (mestrede) MDS-parametrene er kvasi-tettheten. Denne parameteren kan identifiseres på grunnlag av å studere tegnet til den seismiske signalrefleksjonskoeffisienten ved grensen til to litofysiske komplekser. Med ubetydelige endringer i hastighetene til seismiske bølger, bestemmes tegnkarakteristikken til bølgen hovedsakelig av endringen i tettheten til bergarter, noe som gjør det mulig å studere materialsammensetningen til mediet i noen typer seksjoner ved hjelp av en ny parameter.
De oljeførende sedimentære bassengene i Vest-Sibir bør tilskrives en gunstig type seksjon for innføring av ny teknologi. Nedenfor i fig. Figur 10 viser et eksempel på en kvasi-densitetsseksjon konstruert ved bruk av MDS-programmene på en R-5 PC. Den resulterende tolkningsmodellen stemmer godt overens med boredataene. Litotypen merket med mørkegrønn på 1900 m dyp tilsvarer gjørmesteiner fra Bazhenov-formasjonen; de tetteste litotypene av seksjonen. Gule og røde varianter er kvarts- og mudstone-sandsteiner, lysegrønne litotyper tilsvarer siltsteiner. En linse av kvartssandstein ble åpnet i bunnhullsdelen av brønnen under vann-olje-kontakten
med høye innsamlingsegenskaper.

KOMPLISERING AV DATA FOR CDP OG SHP

Ved utførelse av regionale og CDP-prospekterings- og letearbeider er det ikke alltid mulig å få data om strukturen til den overflatenære delen av seksjonen, noe som gjør det vanskelig å knytte geologiske kartmaterialer til dypseismiske data (fig. 11). I en slik situasjon er det tilrådelig å bruke profilering av brytning i varianten av GCP, eller behandlingen av tilgjengelige CDP-materialer ved å bruke den spesielle teknologien til PMA-OGP. Den nederste tegningen viser et eksempel på å kombinere refraksjons- og CDP-data for en av de seismiske CDP-profilene utarbeidet i Sentral-Karelen. De oppnådde materialene gjorde det mulig å koble den dype strukturen med det geologiske kartet og klargjøre plasseringen av de tidlige proterozoiske paleodepresjonene, som er lovende for malmforekomster av forskjellige mineraler.

Erfaringene med å utføre feltseismiske undersøkelser ved bruk av den klassiske metoden og høyytelses Slip-Sweep-metoden av kreftene til Samaraneftegeofizika vurderes.

Erfaringen med å utføre feltseismiske undersøkelser ved bruk av den klassiske metoden og høyytelses Slip-Sweep-metoden av Samaraneftegeofizika vurderes.

Fordelene og ulempene med den nye teknikken avsløres. De økonomiske indikatorene for hver av metodene beregnes.

For tiden avhenger produktiviteten til feltseismiske undersøkelser av mange faktorer:

Arealbruksintensitet;

Forflytning av biler og jernbane Kjøretøy, gjennom området som studeres;

Aktivitet på territoriet til bosetninger som ligger på studieområdet; påvirkning av meteorologiske faktorer;

Røft terreng (raviner, skoger, elver).

Alle de ovennevnte faktorene reduserer hastigheten på seismiske undersøkelser betydelig.

Faktisk er det på dagtid 5-6 timer nattetid for seismiske observasjoner. Dette er kritisk og utilstrekkelig for å oppfylle volumene innen fastsatt tid, og også øke kostnadene for arbeidet betydelig.

Arbeidstiden, i første trinn, avhenger av følgende stadier:

Topogeodetisk forberedelse av observasjonssystemet - installasjon av staketter av profiler på bakken;

Installasjon, justering av seismisk utstyr;

Eksitering av elastiske vibrasjoner, registrering av seismiske data.

En måte å redusere tidsbruken på er å bruke Slip-Sweep-teknikken.

Denne teknikken gjør det mulig å fremskynde produksjonen av eksitasjonsstadiet betydelig - registrering av seismiske data.

Slip-sweep er et høyytelses seismikksystem basert på den overlappende sveipemetoden, der vibratorene jobber samtidig.

I tillegg til å øke hastigheten på feltarbeid, lar denne teknikken deg komprimere punktene til eksplosjonen, og dermed øke tettheten av observasjoner.

Dette forbedrer kvaliteten på arbeidet og øker produktiviteten.

Slip-Sweep-teknikken er relativt ny.

Den første erfaringen med CDP-3D seismisk undersøkelse ved bruk av Slip-Sweep-metoden ble oppnådd i en mengde på bare 40 km 2 i Oman (1996).

Som du kan se, ble Slip-Sweep-teknikken hovedsakelig brukt i ørkenområdet, med unntak av arbeid i Alaska.

I Russland, i eksperimentell modus (16 km2), ble Slip-Sweep-teknologien testet i 2010 av Bashneftegeofizika.

Artikkelen presenterer erfaringen med å drive feltarbeid ved å bruke Slip-Sweep-metoden og sammenligne indikatorene med standardmetoden.

Det fysiske grunnlaget for metoden og muligheten for å komprimere observasjonssystemet samtidig med bruk av Slip-Sweep-teknologien vises.

De primære resultatene av arbeidet er gitt, manglene ved metoden er indikert.

I 2012, ved bruk av Slip-Sweep-metoden, utførte Samaraneftegeofizika 3D-arbeid ved Zimarny- og Mozharovsky-lisensblokkene til Samaraneftegaz i en mengde på 455 km2.

Økningen i produktivitet på grunn av Slip-Sweep-teknikken på stadiet med eksitasjonsregistrering under forholdene i Samara-regionen skjer på grunn av bruken av kortsiktige tidsperioder som er tildelt for registrering av seismiske data i løpet av den daglige arbeidssyklusen.

Det vil si at oppgaven med å utføre det største antallet fysiske observasjoner på kort tid utføres av Slip-Sweep-teknikken mest effektivt ved å øke ytelsen til å registrere fysiske observasjoner med 3-4 ganger.

Slip-Sweep-teknikken er et høyytelses seismisk undersøkelsessystem basert på metoden for overlappende vibrasjonssveipesignaler, der vibratorer ved forskjellige SP-er opererer samtidig, registrering er kontinuerlige områder (fig. 1).

Det utsendte sveipesignalet er en av operatørene av krysskorrelasjonsfunksjonen i prosessen med å oppnå et korelogram fra et vibrogram.

Samtidig, i prosessen med korrelasjon, er det også en filteroperatør som undertrykker påvirkningen av andre frekvenser enn frekvensen som sendes ut på et gitt tidspunkt, som kan brukes for å undertrykke stråling fra samtidige vibratorer.

Med tilstrekkelig responstid for vibrasjonsenheter vil deres utsendte frekvenser være forskjellige, og dermed er det mulig å fullstendig eliminere påvirkningen av tilstøtende vibrasjonsstråling (fig. 2).

Derfor, med en riktig valgt glidetid, elimineres påvirkningen fra samtidige vibrasjonsenheter i prosessen med å konvertere vibrogrammet til et korelogram.

Ris. 1. Slip-tidsforsinkelse. Samtidig emisjon av forskjellige frekvenser.

Ris. 2. Evaluering av bruken av et tilleggsfilter for påvirkning av nærliggende vibrasjoner: A) korrelogram uten filtrering; B) korelogram med filtrering ved vibrogram; C) frekvens-amplitudespekter av filtrerte (grønt lys) og ufiltrerte (røde) korelogrammer.

Bruken av én vibrator i stedet for en gruppe på 4 vibratorer er basert på tilstrekkeligheten av vibrasjonsstrålingsenergien til én vibrator for dannelse av reflekterte bølger fra målhorisontene (fig. 3).

Ris. 3. Tilstrekkelig vibrasjonsenergi for én vibrasjonsenhet. A) 1 vibrasjonsenhet; B) 4 vibrasjonsenheter.

Slip-Sweep-teknikken er mer effektiv når du bruker komprimering av overvåkingssystem.

For forholdene i Samara-regionen ble det brukt en 4-dobbel komprimering av observasjonssystemet. 4-delt inndeling av én fysisk observasjon (f.n.) i 4 separate f.n. er basert på lik avstand mellom vibratorplatene (12,5 m) med en gruppe på 4 vibratorer, et 50 m PV-trinn og bruk av en vibrator med et 12,5 m PV-trinn (fig. 4).

Ris. 4. Forsegling av overvåkingssystemet med 4-gangers separasjon av fysiskobservasjoner.

For å kombinere resultatene av observasjon ved standardmetoden og sleep-sweep-metoden med 4-dobbelt komprimering, vurderes prinsippet om paritet for de totale vibrostrålingsenergiene.

Pariteten til energien til vibrasjonsvirkningen kan estimeres ved den totale tiden for vibrasjonsvirkningen.

Total eksponeringstid for vibrasjoner:

St = Nv *Nn * Tsw * dSP,

hvor Nv er antall vibrasjonsenheter i gruppen, Nn er antall akkumuleringer, Tsw er varigheten av sveipesignalet, dSP er antall f.n. innenfor grunntrinnet PV=50m.

For den tradisjonelle teknikken (ST trinn = 50m, en gruppe på 4 kilder):

St = 4 * 4 * 10 * 1 = 160 sek.

For slip-sweep-metoden:

St = 1 * 1 * 40 * 4 = 160 sek.

Resultatet av energiens paritet ved likheten av den totale tiden viser det samme resultatet i den totale bin 12,5m x 25m.

For å sammenligne metodene mottok Samara-geofysikere to sett med seismogrammer: 1. sett - 4 seismogrammer behandlet av en vibrator (Slip-Sweep-metoden), 2. sett - 1 seismogram behandlet av 4 vibratorer (standardmetode). Hvert av de 4 seismogrammene i det første settet er omtrent 2-3 ganger svakere enn seismogrammet til det andre settet (fig. 3). Følgelig er signal-til-mikroseisme-forholdet 2-3 ganger lavere. Et mer kvalitativt resultat er imidlertid bruken av komprimerte 4 relativt svake i energi individuelle seismogrammer (fig. 5).

I tilfelle av kryss av områder utarbeidet av forskjellige metoder, bruk av behandlingsprosedyrer orientert mot bølgefeltet til standardmetoden, viste resultatet seg å være praktisk talt ekvivalent (fig. 6, fig. 7). Men hvis du bruker prosesseringsparametere tilpasset Slip-Sweep-teknikken, vil resultatet bli tidsseksjoner med økt tidsoppløsning.

Ris. Fig. 5. Et fragment av den primære totaltidsseksjonen av INLINE (uten filtreringsprosedyrer) ved krysset mellom to områder utarbeidet ved bruk av slip-sweep-metoden (venstre) og standardteknikk (høyre).

Sammenligning av tidsseksjoner og spektralkarakteristikk av standardmetoden og Slip-Sweep-metoden viser en høy sammenlignbarhet av de resulterende dataene (fig. 8). Forskjellen ligger i tilstedeværelsen av høyere energier av høyfrekvente komponenten til det seismiske datasignalet Slip-Sweep (fig. 7).

Denne forskjellen forklares av den høye støyimmuniteten til det komprimerte observasjonssystemet, det høye mangfoldet av seismiske data (fig. 6).

Også viktig poeng er punkteffekten av en vibrator i stedet for en gruppe vibratorer og dens enkelteffekt i stedet for summen av vibrasjonseffekter (akkumulering).

Bruken av en punktkilde for eksitasjon av elastiske vibrasjoner i stedet for en gruppe kilder utvider spekteret av registrerte signaler i området høye frekvenser, reduserer energien til interferensbølger nær overflaten, noe som påvirker økningen i kvaliteten på de registrerte dataene, påliteligheten til geologiske konstruksjoner.

Ris. Fig. 6. Amplitude-frekvensspektre fra seismogrammer behandlet i henhold til forskjelligemetoder (i henhold til resultatene av behandlingen): A) Slip-sweep-teknikk; B) Standard metode.

Ris. 7. Sammenligning av tidsseksjoner utarbeidet med forskjellige metoder(i henhold til resultatene av behandlingen): A) Slip-sweep-teknikk; B) Standardmetode.

Fordeler med Slip-Sweep-teknikken:

1. Høy produktivitet i arbeidet, uttrykt i en økning i produktiviteten ved registrering av f.n. 3-4 ganger, en økning i total produktivitet med 60 %.

2. Forbedret kvalitet på feltseismiske data på grunn av komprimering av skudd:

Høy støyimmunitet til overvåkingssystemet;

Høy frekvens av observasjoner;

Mulighet for å øke plassen;

Økning i andelen høyfrekvente komponent i det seismiske signalet med 30 % på grunn av punkteksitasjon (vibrasjonspåvirkning).

Ulemper ved å bruke teknikken.

Operasjon i Slip-Sweep-teknikkmodus er drift i en "transportør"-modus i et strømmeinformasjonsmiljø med non-stop registrering av seismiske data. Med non-stop registrering er den visuelle kontrollen til operatøren av det seismiske komplekset over kvaliteten på seismiske data betydelig begrenset. Enhver fiasko kan føre til et masseekteskap eller slutte å jobbe. Også på stadiet med påfølgende kontroll av seismiske data ved feltdatasenteret, kreves det bruk av kraftigere datasystemer for feltstøtte for dataforberedelse og foreløpig feltbehandling. Kostnadene til anskaffelse av datautstyr, samt utstyr for ettermontering av opptaksanlegget, betales imidlertid ned innenfor rammen av entreprenørens fortjeneste ved å redusere tiden for gjennomføringen. Det kreves blant annet mer effektive logistiske prosedyrer for å utarbeide profiler for utvikling av fysiske observasjoner.

Under arbeidet med Samaraneftegeofizika ved bruk av Slip-Sweep-metoden i 2012, ble følgende økonomiske indikatorer oppnådd (tabell 1).

Tabell 1.

Økonomiske indikatorer for sammenligning av arbeidsmetoder.

Disse dataene lar oss trekke følgende konklusjoner:

1. Med samme mengde arbeid er den totale produktiviteten til Slip-Sweep 63,6 % høyere enn ved arbeid med "standard"-metoden.

2. Vekst i produktivitet påvirker varigheten av arbeidet direkte (nedgang med 38,9%).

3. Ved bruk av Slip-Sweep-teknikken er kostnadene for feltseismiske undersøkelser 4,5 % lavere.

Litteratur

1. Patsev V.P., 2012. Rapport om utførelsen av arbeidet med objektet for feltseismiske undersøkelser MOGT-3D innenfor det Zimarny-lisensierte området til JSC Samaraneftegaz. 102 s.

2. Patsev V.P., Shkokov O.E., 2012. Rapport om utførelse av arbeid med objektet for feltseismiske undersøkelser MOGT-3D innenfor det Mozharovsky-lisensierte området til JSC Samaraneftegaz. 112 s.

3. Gilaev G.G., Manasyan A.E., Ismagilov A.F., Khamitov I.G., Zhuzhel V.S., Kozhin V.N., Efimov V.I., 2013. Erfaring med å gjennomføre seismiske undersøkelser MOGT-3D i henhold til Slip-Sweep-metoden. 15 s.

(grunnleggende til teorien om elastisitet, geometrisk seismikk, seismoelektriske fenomener; seismiske egenskaper til bergarter (energi, dempning, bølgehastigheter)

Anvendt seismisk leting stammer fra seismologi, dvs. vitenskap som omhandler registrering og tolkning av bølger som oppstår fra jordskjelv. Hun kalles også eksplosiv seismologi- Seismiske bølger eksiteres på separate steder av kunstige eksplosjoner for å få informasjon om den regionale og lokale geologiske strukturen.

At. seismisk leting- dette er en geofysisk metode for å studere jordskorpen og den øvre mantelen, så vel som for utforskning av mineralforekomster, basert på studiet av forplantningen av elastiske bølger eksiterte kunstig, ved bruk av eksplosjoner eller støt.

Bergarter, på grunn av dannelsens forskjellige natur, har forskjellige forplantningshastigheter av elastiske bølger. Dette fører til det faktum at ved grensene til lagene av forskjellige geologiske medier dannes det reflekterte og brutte bølger med forskjellige hastigheter, hvis registrering utføres på jordens overflate. Etter å ha tolket og bearbeidet de innhentede dataene kan vi få informasjon om områdets geologiske struktur.

Store suksesser innen seismisk leting, spesielt innen observasjonsmetoder, begynte å bli sett etter 20-tallet av det utgående århundret. Omtrent 90 % av midlene brukt på geofysisk leting i verden faller på seismisk leting.

Seismisk leteteknikk er basert på studiet av kinematikken til bølger, dvs. på studiet reisetider for ulike bølger fra eksitasjonspunktet til seismiske mottakere, som forsterker svingninger på en rekke punkter i observasjonsprofilen. Deretter konverteres vibrasjonene til elektriske signaler, forsterkes og registreres automatisk på magnetogrammer.

Som et resultat av behandlingen av magnetogrammer er det mulig å bestemme bølgehastighetene, dybden av sesmogeologiske grenser, deres fall, streik. Ved å bruke geologiske data er det mulig å fastslå arten av disse grensene.

Det er tre hovedmetoder i seismisk leting:

metode for reflekterte bølger (MOW);

refraktert bølgemetode (MPV eller CMPV - korrelasjon) (dette ordet er utelatt for forkortelse).

metode for overført bølge.

I disse tre metodene kan det skilles ut en rekke modifikasjoner, som med tanke på de spesielle metodene for å utføre arbeid og tolking av materialer noen ganger regnes som selvstendige metoder.

Dette er følgende metoder: MRNP - en metode for kontrollert rettet mottak;

Variabel retningsbestemt mottaksmetode

Den er basert på ideen om at under forhold der grensene mellom lagene er grove eller dannet av heterogeniteter fordelt over området, reflekteres interferensbølger fra dem. På korte mottaksbaser kan slike oscillasjoner deles inn i elementære planbølger, hvis parametere bestemmer mer nøyaktig plasseringen av inhomogeniteter, kildene til deres forekomst, enn interferensbølger. I tillegg brukes MIS til å løse vanlige bølger som samtidig ankommer profilen i forskjellige retninger. Midlene for å løse opp og splitte bølger i MRTD er justerbar multi-temporal rettlinjet summering og variabel frekvensfiltrering med vekt på høye frekvenser.

Metoden var ment for rekognosering av områder med komplekse strukturer. Bruken til rekognosering av svakt skrånende plattformstrukturer krevde utvikling av en spesiell teknikk.

Anvendelsesområdene for metoden i olje- og gassgeologi, hvor den ble mest brukt, er områder med den mest komplekse geologiske strukturen, utvikling av komplekse folder av fordeep, salttektonikk og revstrukturer.

RTM - metode for brutte bølger;

CDP - felles dybdepunktmetode;

MPOV - metode for tverrreflekterte bølger;

MOBV - metode for konverterte bølger;

MOG - metoden for inverterte hodografer, etc.

Invertert hodograf metode. Det særegne ved denne metoden ligger i nedsenkingen av den seismiske mottakeren i spesielt borede (opptil 200 m) eller eksisterende (opptil 2000 m) brønner. under sonen (ZMS) og flere grenser. Oscillasjoner eksiteres nær dagslysoverflaten langs profiler som er plassert på langs (med hensyn til brønner), ikke på langs eller langs området. Lineære og inverterte overflatehodografer av bølger skilles fra det generelle bølgemønsteret.

PÅ CDP anvende lineære og arealobservasjoner. Områdesystemer brukes i separate brønner for å bestemme den romlige posisjonen til reflekterende horisonter. Lengden på de inverterte hodografene for hver observasjonsbrønn bestemmes empirisk. Vanligvis er lengden på hodografen 1,2 - 2,0 km.

For et fullstendig bilde er det nødvendig at hodografene overlapper hverandre, og denne overlappingen vil avhenge av dybden på registreringsnivået (vanligvis 300 - 400 m). Avstanden mellom haglene er 100 - 200 m, under ugunstige forhold - opptil 50 m.

Borehullsmetoder brukes også i letingen etter olje- og gassfelt. Borehullmetoder er svært effektive når det gjelder å studere dype grenser, når landseismiske resultater ikke er pålitelige nok på grunn av intense multiple bølger, overflatestøy og den komplekse dypstrukturen til den geologiske seksjonen.

Vertikal seismisk profilering - dette er en integrert seismisk logging utført av en flerkanalsonde med spesielle klemanordninger som fikserer posisjonen til seismiske mottakere nær borehullsveggen; de lar deg bli kvitt interferens og korrelere bølger. VSP er en effektiv metode for å studere bølgefelt og prosessen med seismisk bølgeutbredelse ved interne punkter i virkelige medier.

Kvaliteten på de studerte dataene avhenger av riktig valg av eksitasjonsforhold og deres konstans i prosessen med å utføre forskning. VSP-observasjoner (vertikal profil) bestemmes av brønnens dybde og tekniske tilstand. VSP-data brukes til å evaluere de reflekterende egenskapene til seismiske grenser. Fra forholdet mellom amplitude-frekvensspektrene til de direkte og reflekterte bølgene, oppnås avhengigheten av refleksjonskoeffisienten til den seismiske grensen.

Piezoelektrisk letemetode er basert på bruk av elektromagnetiske felt som oppstår fra elektrifisering av bergarter av elastiske bølger eksitert av eksplosjoner, støt og andre impulskilder.

Volarovich og Parkhomenko (1953) etablerte den piezoelektriske effekten av bergarter som inneholder piezoelektriske mineraler med orienterte elektriske akser på en bestemt måte. Den piezoelektriske effekten av bergarter avhenger av piezoelektriske mineraler, mønstre av romlig fordeling og orientering av disse elektriske aksene i teksturer; størrelser, former og struktur på disse bergartene.

Metoden brukes i grunn-, borehull- og gruvevarianter ved søk og utforskning av malmkvartsforekomster (gull, wolfram, molybden, tinn, bergkrystall, glimmer).

En av hovedoppgavene i studiet av denne metoden er valg av et observasjonssystem, dvs. den relative plasseringen av eksplosjonspunktene og mottakere. Under bakkeforhold består et rasjonelt observasjonssystem av tre profiler, der den sentrale profilen er profilen til eksplosjoner, og de to ekstreme profilene er profilene til mottakerarrangementet.

I henhold til oppgavene som skal løses seismisk leting delt inn i:

dyp seismisk leting;

strukturell;

olje og gass;

malm; kull;

teknisk hydrogeologisk seismisk undersøkelse.

I henhold til arbeidsmetoden er det:

bakke,

brønntyper av seismisk leting.