Lista de abrevieri

Introducere

1. Partea generală

1.3 Structura tectonica

1.4 Conținutul de petrol și gaze

2.partea speciala

3.Partea de proiectare

3.3 Aparatură și echipamente

3.4 Metodologia de prelucrare și interpretare a datelor de teren

4. Sarcină specială

4.1 Analiza AVO

4.1.1 Aspecte teoretice ale analizei AVO

4.1.2 Clasificarea AVO a nisipurilor gazoase

4.1.3 Graficul încrucișat AVO

4.1.4 Inversia elastică în analiza AVO

4.1.5 Analiza AVO în mediu anizotrop

4.1.6 Exemple de aplicare practică a analizei AVO

Concluzie

Lista surselor utilizate

câmp seismic stratigrafic anizotrop

Lista de abrevieri

GIS-studii geofizice ale sondelor

Metoda MOB a undei reflectate

Adâncimea punctului total al metodei CDP

Complex de petrol și gaze

Regiunea de petrol și gaze

NGR-regiune purtătoare de gaz

OG-orizont care reflectă

CDP-punct de adâncime comun

Explozie de obiect PV

PP-punctul de recepție

s/n-partid seismic

hidrocarburi

Introducere

Această teză de licență prevede fundamentarea studiilor seismice CDP-3D în zona Vostochno-Michayuskaya și luarea în considerare a analizei AVO ca o problemă specială.

Studiile seismice și datele de foraj efectuate în ultimii ani au stabilit structura geologică complexă a zonei de lucru. Este necesar un studiu sistematic suplimentar al structurii East Michayu.

Lucrarea prevede studiul zonei în vederea clarificării structurii geologice a sondajului seismic CDP-3D.

Teza de licență este formată din patru capitole, introducere, concluzie, expuse pe pagini de text, conține 22 de figuri, 4 tabele. Lista bibliografică conține 10 titluri.

1. Partea generală

1.1 Contur fizic și geografic

Zona Vostochno-Michayuskaya (Figura 1.1) este situată administrativ în regiunea Vuktyl.

Figura 1.1 - Harta zonei zonei East Michayu

Nu departe de zona de studiu se află orașul Vuktyl și satul Dutovo. Zona de lucru este situată în bazinul râului Pechora. Zona este o câmpie deluroasă, ușor ondulată, cu văi pronunțate de râuri și pâraie. Zona de lucru este mlăștinoasă. Clima regiunii este puternic continentală. Verile sunt scurte și răcoroase, iar iernile sunt aspre Vânturi puternice. Stratul de zăpadă este stabilit în octombrie și dispare la sfârșitul lunii mai. Din punct de vedere al lucrărilor seismice, această zonă aparține categoriei a 4-a de dificultate.

1.2 Caracteristici litologice și stratigrafice

Caracteristicile litologice și stratigrafice ale secțiunii (Figura 1.2) a învelișului sedimentar și a fundației sunt date pe baza rezultatelor forajului și exploatării seismice a puțurilor 2-, 4-, 8-, 14-, 22-, 24-, 28. -Michayu, 1 - S. Savinobor, 1 - Dinyu-Savinobor.

Figura 1.2 - Secțiune litologică și stratigrafică a zonei Vostochno-Michayuskaya

Eratemul paleozoic - PZ

Devonian - D

Devonianul mijlociu - D 2

Formațiuni teribile din Devonianul Mijlociu, Stadiul Givetian se suprapun în mod neconformat pe rocile carbonatice ale secvenței siluriene.

Depozite ale etapei givetiane cu o grosime de puțuri 1-Dinyu-Savinobor 233 m este reprezentat de argile și gresii în volumul supraorizontului Stary Oskol (I - în rezervor).

Devonianul superior - D 3

Devonianul superior se distinge prin volumul etapelor Frasnian și Famennian. Fran este reprezentat de trei sub-niveluri.

Depozitele Frasnianului inferior sunt formate de orizonturile Yaran, Dzhier și Timan.

Frasnian - D 3 f

Subetapa Franzian superior - D 3 f 1

Orizontul Yaransky - D 3 jr

Secțiunea orizontului Yaran (88 m grosime în Q. 28-Mich.) este compusă din straturi nisipoase (de jos în sus) V-1, V-2, V-3 și argile interstratale. Toate straturile nu sunt consistente în compoziție, grosime și număr de straturi intermediare de nisip.

Orizontul Jyers - D 3 dzr

Roci argiloase apar la baza orizontului Dzhyer, iar paturile nisipoase Ib și Ia se disting mai sus de-a lungul secțiunii, separate de o unitate de argilă. Grosimea jier-ului variază de la 15 m (KV. 60 - Yu.M.) la 31 m (KV. 28 - M.).

Orizontul Timan - D 3 tm

Depozitele orizontului Timan, de 24 m grosime, sunt compuse din roci argilo-siltioase.

Substadiul francez mediu - D 3 f 2

Substadiul francez mijlociu este reprezentat în volumul orizonturilor Sargaev și Domanik, care sunt compuse din calcare dense, silicificate, bituminoase, cu paturi de șisturi negre. Grosimea sargayului este de 13 m (fora 22-M) - 25 m (fora 1-Tr.), domanik - 6 m în puț. 28-M. și 38 m în puț 4-M.

Frasnianul superior - D 3 f 3

Depozitele nedivizate Vetlasyan și Sirachoi (23 m), Evlanovsk și Liven (30 m) formează secțiunea subetapei Frasnianului superior. Sunt formate din calcare brune și negre intercalate cu șisturi.

Famennian - D 3 fm

Etapa Famenniană este reprezentată de orizonturile Volgograd, Zadonsk, Yelets și Ust-Pechora.

Orizontul Volgograd - D 3 vlg

Orizontul Zadonsky - D 3 zd

Orizonturile Volgograd și Zadonsk sunt compuse din roci argilo-carbonatice de 22 m grosime.

Orizontul Yelets - D 3 el

Depozitele orizontului Yelets sunt formate din zone calcaroase organogenico-detritale, in partea inferioara din dolomite puternic argiloase, la baza orizontului se gasesc marne si argile calcaroase, dese. Grosimea depozitelor variază de la 740 m (puţuri 14-, 22-M) până la 918 m (puţul 1-Tr.).

Orizontul Ust-Pechora - D 3 sus

Orizontul Ust-Pechora este reprezentat de dolomite dense, argile asemănătoare argilitei negre și calcare. Grosimea sa este de 190 m.

Sistemul carbonifer - C

Deasupra neconformității apar depozite ale sistemului carbonifer în volumul secțiunilor inferioare și mijlocii.

Carboniferul inferior - C 1

Visean - C 1 v

Serpuhovian - C 1 s

Secțiunea inferioară este compusă din stadiile Visean și Serpukhov, formate din calcare cu interstraturi de argilă, cu o grosime totală de 76 m.

Divizia Carboniferului Superior - C 2

Bashkirian - C 2 b

Etapa Moscova - C 2 m

Etapele Bashkirian și Moscova sunt reprezentate de roci argilo-carbonatice. Grosimea zăcămintelor Bashkir este de 8 m (forajul 22-M.) - 14 m (forajul 8-M.), iar în puț. 4-, 14-M. ei lipsesc.

Grosimea etapei Moscova variază de la 24 m (forajul 1-Tr) la 82 m (forajul 14-M).

Sistemul permian - R

Depozitele de la Moscova sunt acoperite neconform de depozite permiene în volumul secțiunilor inferioare și superioare.

Departamentul Nijnepermsky - R 1

Secțiunea inferioară este prezentată integral și este compusă din calcare și marne argiloase, iar în partea superioară - argile. Grosimea sa este de 112 m.

Departamentul Permian superior - R 2

Secțiunea superioară este formată din etapele Ufa, Kazan și Tătar.

Ufimian - P 2 u

Depozitele Ufim cu grosimea de 275 m sunt reprezentate prin intercalarea argilelor si gresiilor, calcarelor si marnei.

Kazanian - P 2 kz

Etapa Kazanian este compusă din argile dense și vâscoase și gresii de cuarț; există, de asemenea, rare straturi intermediare de calcare și marne. Grosimea stratului este de 325 m.

Tatarian - P 2 t

Etapa Tatariană este formată din roci terigene de 40 m grosime.

Eratemul mezozoic - MZ

Sistemul triasic - T

Depozitele triasice din volumul secțiunii inferioare sunt compuse din argile și gresii alternante cu grosimea de 118 m (fântâna 107) - 175 m (sondă 28-M.).

Jurasic - J

Sistemul jurasic este reprezentat de formațiuni terigene cu o grosime de 55 m.

Eratemul cenozoic - KZ

Cuaternar - Q

Secțiunea este completată de lut, lut nisipos și nisipuri de vârstă cuaternară de 65 m grosime în puțul 22-M. și 100 m în puțul 4-M.

1.3 Structura tectonica

În termeni tectonici (Figura 1.3), zona de lucru este situată în partea centrală a umflăturii Michayu-Pashninsky, care corespunde sistemului de falii Ilych-Chiksha de-a lungul fundației. Sistemul de falii se reflectă și în învelișul sedimentar. Perturbațiile tectonice din zona de lucru sunt unul dintre principalii factori de formare structurală.

Figura 1.3 - Copie de pe harta tectonica a provinciei Timano-Pechora

Pe zona de lucru au fost identificate trei zone de perturbări tectonice: lovitură submeridiană de vest și est, iar, în sud-est, zona de lovitură de nord-est.

Perturbațiile tectonice observate în vestul acestei zone pot fi urmărite de-a lungul tuturor reflectoarelor, iar perturbările din est și, respectiv, sud-est se estompează în vremurile Famennian și Frasnian.

Faliile tectonice din partea de vest sunt un jgheab asemănător grabenului. Scăderea orizontului se vede cel mai clar pe profilele 40990-02, 40992-02, -03, -04, -05.

Amplitudinea deplasării verticale de-a lungul orizontului variază de la 12 la 85 m. În vedere în plan, faliile sunt orientate nord-vest. Acestea se întind în direcția sud-est din zona de raportare, limitând structura Dinya-Savinobor dinspre vest.

Defectele separă probabil partea axială a umflăturii Michayu-Pashninskii de versantul estic, care se caracterizează prin tasarea continuă a sedimentelor spre est.

În câmpurile geofizice g, perturbațiile corespund zonelor intense de gradienți, a căror interpretare a făcut posibilă evidențierea unei erori profunde aici, separând zona de ridicări Michayu-Pashninskaya de-a lungul subsolului de treapta relativ coborâtă Lemyu și fiind, probabil, falia principală de formare a structurii (Krivtsov K.A., 1967 , Repin E.M., 1986).

Zona vestică a faliilor tectonice este complicată de falii de pene cu tendință nord-est, datorită cărora se formează blocuri ridicate separate, ca pe profilele 40992-03, -10, -21.

Amplitudinea deplasării verticale de-a lungul orizontului zonei de falie estică este de 9-45 m (proiect 40990-05, stația 120-130).

Zona de falie de sud-est este reprezentată de un jgheab de tip graben, a cărui amplitudine este de 17-55 m (proiect 40992-12, amplasamentul 50-60).

Zona tectonică de vest formează o zonă structurală ridicată aproape de falie, constând din mai multe pliuri limitate tectonic - structuri Srednemichayuskaya, East Michayuskaya, Ivan-Shorskaya, Dinyu-Savinoborskaya.

Cel mai profund orizont OG III 2-3 (D 2-3), pe care s-au realizat construcții structurale, se limitează la limita dintre depozitele devonianului superior și cel mediu.

Pe baza construcțiilor structurale, a analizei secțiunilor de timp și a datelor de foraj, învelișul sedimentar are o structură geologică destul de complexă. Pe fondul tasării submonoclinale a straturilor în direcția estică, se distinge structura East Michayu. A fost identificat pentru prima dată ca o complicație deschisă de tip „nas structural” cu materiale s\n 8213 (Shmelevskaya I.I., 1983). Bazat pe munca din sezonul 1989-90. (S\n 40990) structura este prezentată ca o falie, conturată de-a lungul unei rețele rare de profile.

Datele de raportare au stabilit structura complexă a structurii East Michayu. Conform OG III 2-3, este reprezentată de un pliu anticlinal cu trei domuri, alungit liniar, cu tendință nord-vest, ale cărui dimensiuni sunt de 9,75 × 1,5 km. Domul nordic are o amplitudine de 55 m, cel central - 95 m, iar cel sudic - 65 m. Dinspre vest, structura East Michayu este limitată de un jgheab asemănător grabenului de lovitură de nord-vest, dinspre sud - de o falie tectonica cu o amplitudine de 40 m. La nord, pliul anticlinal Michayu de Est este complicat de un bloc ridicat (proiect nr. 40992-03), iar la sud - un bloc tasat (proiectele 40990-07, 40992-). 11), din cauza perturbărilor de pene ale loviturii de nord-est.

La nord de ridicarea Michayu de Est, a fost dezvăluită structura aproape de falie Michayu Mijlociu. Presupunem că se închide la nordul zonei de raportare, unde s-au efectuat lucrări anterioare cu / p 40991 și s-au realizat construcții structurale de-a lungul orizonturilor reflectorizante în depozitele permiene. Structura Michayu de Mijloc a fost considerată în cadrul ridicării Michayu de Est. Conform lucrării cu \ n 40992, a fost dezvăluită prezența unei abateri între structurile East Michayu și Srednemichayu pe proiectul 40990-03, 40992-02, ceea ce este confirmat și de lucrările de raportare.

În aceeași zonă structurală cu ridicările discutate mai sus, există structura anticlinală Ivan-Shorskaya, identificată prin lucrări s\n 40992 (Misyukevich N.V., 1993). Dinspre vest si sud este incadrata de falii tectonice. Dimensiunile structurii conform OG III 2-3 sunt de 1,75×1 km.

La vest de structurile Srednemichayuskaya, Vostochno-Michayuskaya și Ivan-Shorskaya, se află structurile South-Lemyuskaya și Yuzhno-Michayuskaya, care sunt afectate numai de capetele vestice ale profilurilor raportate.

La sud-est de structura South-Michayu, a fost dezvăluită o structură Est-Tripanyel cu amplitudine redusă. Este reprezentat de un pliu anticlinal ale cărui dimensiuni conform OG III 2-3 sunt de 1,5×1 km.

În partea marginală vestică a grabenului cu tendință submeridiană din nordul zonei de raportare, sunt izolate structuri mici aproape de falie. La sud se formează forme structurale similare din cauza unor mici falii tectonice ale diferitelor lovituri, care complică zona graben. Toate aceste structuri mici din blocurile coborâte în raport cu ridicarea East Michayu sunt unite de noi sub denumirea generală de structura Central Michayu și necesită explorare seismică ulterioară.

Punctul de referință 6 este asociat cu OG IIIf 1 în vârful orizontului Yaran. Plan structural al orizontului reflectorizant IIIf 1, moștenit de la OG III 2-3. Dimensiunile structurii de lângă falie East Michayu sunt de 9,1 × 1,2 km, în conturul izohipsei - 2260 m, cupolele nordice și sudice se disting cu o amplitudine de 35, respectiv 60 m.

Dimensiunile pliului aproape de falie Ivan-Shorskaya sunt de 1,7 × 0,9 km.

Harta structurală a OG IIId reflectă comportamentul bazei orizontului Domanik al subetadiului Frasnian mijlociu. În general, există o ridicare a planului structural spre nord. La nord de zona de raportare, baza domanicului era expusă de puțul nr. 2-Sev.Michayu, 1-Sev.Michayu la cote absolute - 2140 și respectiv - 2109 m spre sud - în foraj. 1-Dinyu-Savinobor la marcaj - 2257 m. Structurile Michayu de Est și Ivan-Shor ocupă o poziție hipsometrică intermediară între structurile Nord-Michayu și Dinyu-Savinobor.

La nivelul orizontului Domanik, perturbarea penelor de la Proiectul 40992-03 se estompează; în locul blocului ridicat, s-a format o cupolă, acoperind profilele adiacente 40990-03, -04, 40992-02. Dimensiunile sale sunt de 1,9 × 0,4 km, amplitudinea este de 15 m. La sud de structura principală, la o altă falie de pene pe proiectul 40992-10, o mică cupolă se închide cu o izohipză de -2180 m. Dimensiunile sale sunt 0,5 × 0,9, amplitudinea este de 35 m. Structura Ivan-Shor este situată la 60 m sub structura East Michayu.

Planul structural al OG Ik limitat la vârful carbonaților stadiului Kungurian diferă semnificativ de planul structural al orizontului subiacent.

Jgheabul sub formă de graben al zonei falii vestice pe secțiunile de timp are o formă de cupă; în legătură cu aceasta, a fost restructurat planul structural al OG Ik. Faliile tectonice de ecranare și arcul structurii East Michayu se deplasează spre est. Dimensiunea structurii East Michayu este mult mai mică decât în ​​depozitele subiacente.

Perturbarea tectonică a loviturii de nord-est sparge structura East Michayu în două părți. Două cupole ies în evidență în conturul structurii, iar amplitudinea celui sudic este mai mare decât cea a celui nordic și este de 35 m.

La sud se află ridicarea faliei Ivan-Shorsky, care este acum un nas structural, în nordul căruia iese în evidență o mică cupolă. Fala se estompează, ecranând anticlinalul Ivan-Shor în sud de-a lungul orizontului inferior.

Flancul estic al structurii South Lemew este complicat de o ușoară perturbare tectonică a loviturii submeridionale.

Pe tot teritoriul are loc mici tulburări tectonice fără rădăcini, cu o amplitudine de 10-15 m, care nu se încadrează în niciun sistem.

Productiv la zăcămintele Severo-Savinoborsky, Dinyu-Savinoborsky, Michayusky, rezervorul de nisip V-3 este situat sub punctul de referință 6, care este identificat cu OG IIIf1, cu 18-22 m, și în puț. 4-Mich. la 30 m.

Pe planul structural al vârfului formațiunii V-3, cea mai înaltă poziție hipsometrică este ocupată de câmpul Michayuskoye, a cărui parte de nord-est este limitată la structura South Lemyu. WOC al câmpului Michayuskoye rulează la un nivel de - 2160 m (Kolosov V.I., 1990). Structura East Michayu se închide cu o izohipză - 2280 m, un bloc ridicat la cota - 2270 m, un bloc coborât la capătul sudic la nivelul - 2300 m.

La nivelul structurii Vostochno-Michayu, la sud se află câmpul Severo-Savinoborskoye cu OWC la cota de - 2270 m. 1-Dinyu-Savinobor este definit la nivelul - 2373 m.

Astfel, structura East Michayu, care este situată în aceeași zonă structurală cu cea Dinya-Savinobor, este mult mai înaltă decât aceasta și poate fi o capcană bună pentru hidrocarburi. Ecranul este un jgheab în formă de graben de lovitură de nord-vest de formă asimetrică.

Partea vestică a grabenului se desfășoară de-a lungul falii normale cu amplitudine redusă, cu excepția unor profile (proiectele 40992-01, -05, 40990-02). Încălcările laturii de est a grabenului, a cărui parte cea mai diminuată este situată la pr. 40990-02, 40992-03, sunt de mare amplitudine. Potrivit acestora, presupusele formațiuni permeabile sunt în contact cu formațiunile Sargaev sau Timan.

Spre sud amplitudinea perturbatiei scade si, la nivelul profilului 40992-08, grabenul se inchide in sud. Astfel, periclinalul sudic al structurii Vostochno-Michayuskaya se află în blocul coborât. În acest caz, formațiunea V-3 poate intra în contact, prin perturbare, cu argile interstratale ale orizontului Yaran.

La sud, în această zonă se află structura Ivan-Shorskaya aproape de falie, care este străbătută de două profile meridionale 13291-09, 40992-21. Absența profilelor seismice de-a lungul loviturii structurii nu ne permite să judecăm fiabilitatea obiectului identificat prin s\n 40992.

Jgheabul asemănător grabenului, la rândul său, este spart de falii tectonice, din cauza cărora se formează blocuri ridicate izolate în interiorul său. Ele sunt denumite de noi ca fiind structura Central Michayu. Pe profilele 40992-04, -05, fragmente din structura East Michayu au fost reflectate în blocul coborât. Există o structură mică, cu amplitudine mică, la intersecția profilelor 40992-20 și 40992-12, pe care le-am numit East Trypanyelskaya.

1.4 Conținutul de petrol și gaze

Zona de lucru este situată în regiunea de petrol și gaze Izhma-Pechora din regiunea de petrol și gaze Michayu-Pashninsky.

Pe câmpurile din regiunea Michayu-Pashninsky, un complex larg de zăcăminte carbonatice terigene din Devonianul mijlociu până în Permianul superior, inclusiv, este purtător de petrol.

În apropierea zonei luate în considerare se află zăcămintele Michayuskoye și Yuzhno-Michayuskoye.

Foraj de prospecție și explorare în adâncime, efectuat în anii 1961 - 1968. la câmpul Michayuskoye, puțurile Nr. 1-Yu. Depozitul este stratificat, arcuit, parțial păsări de apă. Înălțimea depozitului este de aproximativ 25 m, dimensiunile sunt 14 × 3,2 km.

La câmpul Michayuskoye, potențialul petrolier comercial este asociat cu formațiuni nisipoase de la baza etapei Kazanian. Pentru prima dată, petrolul din zăcămintele Permianului superior din acest câmp a fost obținut în 1982 din puțul 582. Capacitatea portantă a uleiului a formațiunilor R 2 -23 și R 2 -26 a fost stabilită prin testare în aceasta. Depozitele de petrol din formațiunea P 2 -23 sunt limitate la gresii, probabil de geneză a canalului, întinzându-se sub forma mai multor benzi de lovitură submeridiană prin întregul câmp Michayuskoye. Capacitatea portantă a petrolului este stabilită în puț. 582, 30, 106. Ulei usor, cu continut ridicat de asfaltene si parafina. Depozitele se limitează la o capcană de tip structural-litologic.

Depozitele de petrol din straturile P 2 -24, P 2 -25, P 2 -26 sunt limitate la gresii, probabil de geneza canalului, întinzându-se sub formă de benzi prin câmpul Michayuskoye. Lățimea benzilor variază de la 200 m la 480 m, grosimea maximă a cusăturii este de la 8 la 11 m.

Permeabilitatea rezervorului este de 43 mD și 58 mD, porozitatea este de 23% și 13,8%. Stocuri de pornire cat. A + B + C 1 (geol. / izv.) sunt egale cu 12176/5923 mii tone, categoria C 2 (geol. / izv.) 1311/244 mii tone. Rezervele rămase la 01.01.2000 în categoriile А+В+С 1 sunt de 7048/795 mii tone, la categoria С 2 1311/244 mii tone, producția cumulată este de 5128 mii tone.

Câmpul petrolier Yuzhno-Michayuskoye este situat la 68 km nord-vest de orașul Vuktyl, la 7 km de câmpul Michayuskoye. A fost descoperit în 1997 de puţul 60 - Yu.M., în care s-a obţinut un debit de petrol de 5 m 3 /zi din intervalul 602 - 614 m conform PU.

Zăcământul de petrol din rezervor, protejat litologic, este limitat la gresiile formațiunii P 2 -23 din stadiul kazanian al Permianului superior.

Adâncimea acoperișului de formare în creastă este de 602 m, permeabilitatea rezervorului este de 25,4 mD, iar porozitatea este de 23%. Densitatea uleiului este de 0,843 g/cm3, vâscozitatea în condiții de rezervor este de 13,9 MPa. s, conținutul de rășini și asfaltene 12,3%, parafine 2,97%, sulf 0,72%.

Stocurile inițiale sunt egale cu stocurile reziduale la 01.01.2000. și însumează 1.742/112 mii tone pentru categoriile A+B+C, și 2.254/338 mii tone pentru categoria C.

În câmpul Dinyu-Savinoborskoye, în 2001 a fost descoperit un zăcământ de petrol în depozitele terigene ale formării V-3 a orizontului Yaran din stadiul Frasnian al Devonianului superior. bine 1-Dinyu-Savinobor. În secțiunea puțului au fost testate 4 obiecte (Tabelul 1.2).

La testarea intervalului 2510-2529 m (formația V-3), s-a obținut un flux de intrare (soluție, filtrat, ulei, gaz) în cantitate de 7,5 m 3 (din care ulei - 2,5 m 3).

La testarea intervalului 2501-2523 m, s-a obținut ulei cu un debit de 36 m 3 / zi printr-un șoc cu diametrul de 5 mm.

La testarea rezervoarelor supraiacente ale orizontului Yaran și Dzhier (straturile Ia, Ib, B-4) (interval de testare 2410-2490 m), nu s-au observat evidențe de petrol. S-a obţinut o soluţie într-un volum de 0,1 m3.

Pentru a determina productivitatea formațiunii V-2, s-a efectuat un test în intervalul 2522-2549,3 m. Ca urmare, s-a obținut o soluție, filtrat, ulei, gaz și apă de formare în cantitate de 3,38 m 3, din care 1,41 m3 s-au datorat scurgerilor în instrumentul 3, debitul din rezervor - 1,97 m3.

La studierea zăcămintelor din Permian inferior (interval de testare 1050 - 1083,5 m), s-a obținut și o soluție în volum de 0,16 m 3. Cu toate acestea, în procesul de foraj, conform datelor miezului, au fost observate semne de saturație cu petrol în intervalul indicat. În intervalul 1066,3-1073,3 gresiile sunt neechigranulare, lenticulare. S-au observat revărsări de ulei la mijlocul intervalului, 1,5 cm - un strat de gresie saturată cu ulei. În intervalele 1073,3-1080,3 m și 1080,3-1085 m, straturile intermediare de gresii cu revărsări de ulei și subțiri (în intervalul 1080,3-1085 m, îndepărtarea miezului 2,7 m) sunt de asemenea interstraturi de nisip polimictic saturat cu ulei.

Semne de saturație cu petrol conform datelor de bază din sondă 1-Dinyu-Savinobor s-au notat, de asemenea, în vârful membrului orizontului Zelenetsky al etapei Famennian (interval de eșantionare miez 1244,6-1253,8 m) și în stratul Ib al orizontului Dzhiersky al etapei Frasnian (interval de eșantionare miez 2464,8-2470). m).

În rezervorul V-2 (D3 jr) există gresii cu miros de hidrocarbură (interval de prelevare a miezului 2528,7-2536 m).

Informațiile despre rezultatele testelor și emisiunile de petrol din puțuri sunt date în tabelele 1.1 și 1.2.

Tabelul 1.1 - Rezultatele testării puțurilor

			formare.	Rezultatele testului.
				1 obiect. Aflux de apă mineralizată Q=38 m 3 /zi conform PU.
				2 obiect. Min. apă Q \u003d 0,75 m 3 / zi conform PU.
				3 obiect. Nu a primit niciun flux.
				1 obiect. Min. apă Q \u003d 19,6 m 3 / zi.
				2 obiect. Aflux minor min. apă Q \u003d 0,5 m 3 / zi.
				1 obiect. Rezervor IP min. apă cu un amestec de soluţie filtrată Q=296 m3/zi.
				2 obiect. Rezervor IP min. apă cu miros de hidrogen sulfurat, verde închis.
				3 obiect. Min. apă Q \u003d 21,5 m 3 / zi.
				4 obiect. Min. apă Q \u003d 13,5 m 3 / zi.
				În coloană, curgerea liberă a uleiului este de 10 m 3 /zi.
				Ulei Q=21 t/zi la șoc de 4 mm.
				1 obiect. Aflux de ulei industrial Q=26 m 3 /zi pe un şoc de 4 mm.
				1 obiect. Tostor de ulei Q \u003d 36,8 m 3 / zi pe un fiting de 4 mm.
				Aflux de ulei 5 m 3 /zi conform PU.
				3, 4, 5 obiecte. Aflux slab de ulei Q \u003d 0,1 m 3 / zi.
				Ulei IP 25 m 3 în 45 min.
				Debitul initial de ulei este de 81,5 tone/zi.
				5,6 m 3 de ulei în 50 de minute.
				Debitul initial de ulei este de 71,2 tone/zi.
				Ulei Q beg. =66,6 t/zi.
				Aflux de ulei Q=6,5 m 3 /oră, P pl. =205 atm.
				Debitul initial de ulei este de 10,3 t/zi.
				Ulei Q \u003d 0,5 m 3 / oră, R pl. =160 atm.
				Apă minerală cu pelicule de ulei.
				Soluție, filtrat, ulei, gaz. Volumul de intrare 7,5 m 3 (din care ulei 2,5 m 3). R sq. =27,65 MPa.
				Soluție, filtrat, ulei, gaz, apă de formare. V pr. \u003d 3,38 m 3, R pl. =27,71 MPa.
				Debit ulei 36 m 3 /zi, diam. PCS. 5 mm.
				Nu a primit niciun flux.

Tabelul 1.2 - Informații despre uleiuri

		Interval		Natura manifestărilor.
				Calcare cu pete de ulei în caverne și pori.
				Filme de petrol în timpul forajului.
				Conform GIS, gresie saturată cu ulei.
				Calcar cu îmbinări de sutură umplute cu argilă bituminoasă.
				Miez saturat cu ulei.
				Alternarea gresiilor saturate cu ulei, siltstones, straturi subtiri de argile.
				Miez saturat cu ulei.
				Gresii polimictice saturate cu ulei.
				Gresii saturate cu apa.
				Calcare saturate cu ulei.
				Calcarul este criptocristalin, cu fisuri rare care conțin material bituminos.
				Argilita, calcar. Revărsare de ulei în intervalul mediu; 1,5 cm - strat de gresie saturată cu ulei.
				Gresia este neechigranulară și cu granulație fină, cu exsudate de ulei.
				Calcar și straturi individuale de gresie saturată cu ulei.
				Alternarea dolomitei și calcarului dolomitic cu exsudatele de ulei.
				Argilită cu revărsări și pelicule de ulei de-a lungul crăpăturilor; siltstone cu miros de ulei.
				Alternarea gresiilor cu revărsări și pete de ulei.
				Alternarea gresiilor cu miros de HC și a noroiilor cu bitum intercalate.
				Gresii cu granulatie fina cu miros de hidrocarburi, bituminoase de-a lungul fisurilor.
				Calcar cu exsudate de ulei și miros de hidrocarburi; gresie si noroi cu exsudate de ulei.
				Gresie densă și puternică, cu miros de hidrocarbură.
				Alternarea gresie de cuarț cu miros de hidrocarbură, siltstone și noroi.
				Gresii de cuarț cu miros scăzut de hidrocarburi.

2. Partea specială

2.1 Lucrări geofizice efectuate în această zonă

Raportul a fost întocmit pe baza rezultatelor reprocesării și reinterpretării datelor seismice obținute în blocul de nord al câmpului Dinyu-Savinobor în diferiți ani de către echipaje seismice 8213 (1982), 8313 (1984), 41189 (1990), 40990 (1992). ), 40992 (1993) conform acordului dintre Kogel LLC și Dinyu LLC. Metodologia și tehnica de lucru sunt prezentate în Tabelul 2.1.

Tabelul 2.1 - Informații despre metodologia muncii de teren

			" progres"	"Progres - 2"	"Progres - 2"
Sistem de observare	Central	Central naya	flanc	flanc	flanc
Opțiuni sursă
	Exploziv	Exploziv	neexploziv„scădere în greutate” - SIM	„Greutate de picătură” non-explozivă - SIM	Neexploziv "Yenisei - SAM"
Numărul de puțuri dintr-un grup
Suma taxei
Distanța dintre cadre
Opțiuni de plasare
multiplicitate
Gruparea geofonelor	26 de asocieri mixte bazate pe 78 m	26 de asocieri mixte bazate pe 78 m	12 societati mixte pe o baza de 25 m	11 societati mixte pe baza de 25 m	11 societati mixte pe baza de 25 m
Distanța dintre PP
Distanța minimă a dispozitivului de explozie
Distanta maxima explozie-dispozitiv

Structura tectonic-limitată Vostochno-Michayu identificată prin lucrările s / p 40991 a fost transferată la foraj pe zăcămintele Frasnian Inferior, Famennian Inferior și Permian Inferior în 1993 s / p 40992. Studiile seismice s-au concentrat în general pe studiul părții Permian a secţiunii, construcţii structurale în partea inferioară a secţiunii executate numai pe orizontul reflectorizant III f 1 .

La vest de zona de lucru se află câmpurile petroliere Michayuskoye și Yuzhno-Michayuskoye. Potențialul comercial de petrol și gaze al câmpului Michayuskoye este asociat cu zăcămintele Permianului superior, zăcământul de petrol este conținut în gresiile formațiunii V-3 din vârful orizontului Yaran.

La sud-est de structura Vostochno-Michayu în 2001, sonda 1-Dinyu-Savinobor a descoperit un zăcământ de petrol în zăcămintele Frasnianului inferior. Structurile Dinyu-Savinobor și East Michayu sunt situate în aceeași zonă structurală.

În legătură cu aceste circumstanțe, a devenit necesară revizuirea tuturor materialelor geologice și geofizice disponibile.

Reprocesarea datelor seismice a fost efectuată în anul 2001 de către Tabrina V.A. în sistemul ProMAX, volumul de reprocesare a fost de 415,28 km.

Preprocesarea a constat în conversia datelor în formatul intern ProMAX, alocarea geometriei și restabilirea amplitudinilor.

Interpretarea materialului seismic a fost realizată de geofizicianul de frunte I.Kh. Mingaleeva, geologul E.V. Matyusheva, geofizicianul categoria I N.S. Interpretarea a fost efectuată în sistemul de explorare Geoframe pe stația de lucru SUN 61. Interpretarea a inclus corelarea orizontului reflectorizant, construcția hărților izocron, izohipi și isopac. Stația de lucru a fost încărcată cu bușteni digitalizați pentru puțurile 14-Michayu, 24-Michayu. Pentru a recalcula curbele de exploatare la scara de timp, s-au folosit vitezele obținute din exploatarea seismică a puțurilor corespunzătoare.

Construcția hărților izocron, izohyps și isopach a fost realizată automat. Dacă era necesar, acestea au fost corectate manual.

Modelele de viteză necesare pentru a transforma hărțile izocrone în cele structurale au fost determinate din datele de foraj și seismice.

Secțiunea transversală a izohipsei a fost determinată de eroarea de construcție. Pentru a păstra caracteristicile planurilor structurale și pentru o mai bună vizualizare, secțiunea de izohipsă a fost considerată a fi de 10 m de-a lungul tuturor orizontului reflectorizant. Harta scara 1:25000. Limitarea stratigrafică a orizonturilor reflectorizante a fost realizată în funcție de înregistrarea seismică a puțurilor 14-,24-Michayu.

Pe zonă au fost trasate 6 orizonturi reflectorizante. Au fost prezentate construcții structurale pentru 4 orizonturi reflectorizante.

OG Ik se limitează la punctul de referință 1, identificat prin analogie cu fântâna Dinyu-Savinobor din Kungurianul superior, la 20-30 m sub depozitele Ufim (Figura 2.1). Orizontul este bine corelat în faza pozitivă, intensitatea reflexiei este scăzută, dar caracteristicile dinamice sunt consistente pe zonă. Următorul orizont reflectorizant II-III este identificat cu limita depozitelor Carbonifer și Devonian. GO este destul de ușor de recunoscut pe profile, deși pe alocuri există interferențe a două faze. La capetele estice ale profilelor latitudinale, o reflectare suplimentară apare deasupra OG II-III, care se întinde spre vest sub forma unei suprapuneri plantare.

OG IIIfm 1 se limitează la benchmark-ul 5, identificat în partea inferioară a Orizontului Yeletsk al Famennianului Inferior. În puțurile 5-M., 14-M, reperul 5 coincide cu fundul orizontului Yelets identificat de TP NIC, în alte puțuri (2,4,8,22,24,28-M) la 3-10 m deasupra defalcarea oficială a fundului D 3 el. Orizontul reflectorizant este un orizont de referință, are caracteristici dinamice pronunțate și intensitate ridicată. Construcțiile structurale pentru OG IIIfm 1 nu sunt furnizate de program.

OG IIId se identifică cu baza zăcămintelor Domanik și se corelează cu încredere în secțiuni de timp în faza negativă.

Punctul de referință 6 din vârful orizontului Lower Franian Yaran este asociat cu OG IIIf 1 . Benchmark-ul 6 iese în evidență destul de încrezător în toate puțurile aflate la 10-15 m sub baza zăcămintelor Dzher. Orizontul reflectorizant IIIf 1 este bine urmărit, în ciuda faptului că are o intensitate scăzută.

Productiv la câmpurile Michayuskoye, Dinyu-Savinoborskoye, rezervorul de nisip V-3 este situat la 18-22 m sub IIIf 1 OG, doar în puțul 4-M. grosimea depozitelor cuprinse între OG IIIf 1 și formațiunea V-3 se mărește la 30 m.

Figura 2.1 - Comparația secțiunilor puțurilor 1-C. Michayu, 24-Michayu, 14-Michayu și prinde orizonturi reflectorizante

Următorul orizont reflectorizant III 2-3 este slab exprimat în câmpul de undă, trasat în apropierea vârfului depozitelor terigene din Devonianul mijlociu. OG III 2-3 este corelat în faza negativă ca o suprafață de eroziune. În sud-vestul zonei de raportare, se constată o scădere a grosimii temporale între OG IIIf 1 și III 2-3, care se observă în mod deosebit pe profilul 8213-02 (Figura 2.2).

Construcțiile structurale (Figurile 2.3 și 2.4) au fost realizate de-a lungul reflectoarelor Ik, IIId, IIIf 1 , III 2-3 , a fost construită o hartă izopach între OG IIId și III 2-3 , o hartă structurală este prezentată de-a lungul vârfului B. -3 paturi de nisip, pentru întregul depozit Dinho - Savinoborskoye.

Figura 2.2 - Fragment al secțiunii de timp de-a lungul profilului 8213-02

2.2 Rezultatele studiilor geofizice

Ca urmare a reprocesării și reinterpretării datelor seismice de pe blocul de nord al câmpului Dinyu-Savinobor.

Am studiat structura geologică a blocului de nord al câmpului Dinyu-Savinoborskoye pe baza zăcămintelor Permian și Devonian,

Figura 2.3 - Harta structurală de-a lungul orizontului reflectorizant III2-3 (D2-3)

Figura 2.4 - Harta structurală de-a lungul orizontului reflectorizant III d (D 3 dm)

- trasate și legate de-a lungul zonei 6 reflectoare: Ik, II-III, IIIfm1 , IIId, IIIf1 , III2-3 ;

Constructii structurale executate la scara 1:25000 pentru 4 OG: Ik, IIId, IIIf1, III2-3;

O hartă structurală generală a fost construită de-a lungul vârfului formațiunii B-3 pentru structura Dinyu-Savinobor și blocul de nord al câmpului Dinyu-Savinobor și o hartă isopach între OG IIId și III2-3;

Am construit secțiuni seismice de adâncime (scara orizontului 1:12500, ver. 1:10000) și secțiuni seismo-geologice (scara orizontului 1:25000, ver. 1:2000);

Am construit o schemă de comparație pentru zăcămintele Frasnianului inferior de puțuri din zona Michayuskaya, puțul nr. 1-Dinyu-Savinobor și 1-Tripanyel pe o scară de 1:500;

S-a clarificat structura geologică a structurilor Michayu de Est și Ivan-Shor;

A dezvăluit Michayu Mijlociu, Michayu Central, structurile Trypanyol de Est;

A fost trasată un jgheab asemănător grabenului cu tendință NE, care este un ecran pentru blocul de nord al structurii Dinyu-Savinobor.

Pentru a studia potențialul petrolier al zăcămintelor Frasnianului Inferior din cadrul blocului central al structurii East Michayu, se forează o sondă de prospecție nr. 3 pe profilul 40992-04 pk 29.00 cu adâncimea de 2500 m până la deschiderea Devonianului Mijlociu. depozite;

Pe blocul de sud - sondă exploratorie nr.7 la intersecția profilelor 40990-07 și 40992 -21 cu adâncimea de 2550 m;

Pe blocul de nord - sondă exploratorie nr 8 profil 40992-03 pk 28,50 cu adâncimea de 2450 m;

Efectuarea de sondaje seismice detaliate in cadrul structurii Ivan-Shor;

Să efectueze reprocesarea și reinterpretarea studiilor seismice asupra structurilor South-Michayuskaya și Srednemichayuskaya.

2.3 Motivația alegerii seismice 3D

Motivul principal care justifică necesitatea utilizării unei tehnologii seismice 3D destul de complexe și destul de costisitoare la etapele de explorare și detaliere este trecerea în majoritatea regiunilor la studiul structurilor și zăcămintelor cu rezervoare din ce în ce mai complexe, ceea ce duce la riscul de forare puţuri goale. S-a dovedit că, odată cu creșterea rezoluției spațiale cu mai mult de un ordin de mărime, costul lucrărilor 3D în comparație cu studiul 2D detaliat (~2 km/km 2) crește doar de 1,5-2 ori. În același timp, detaliile și cantitatea totală de informații de fotografiere 3D sunt mai mari. Un câmp seismic practic continuu va oferi:

· Descrierea detaliată mai mare a suprafețelor structurale și acuratețea cartografierii în comparație cu 2D (erorile sunt reduse de 2-3 ori și nu depășesc 3-5 m);

· Neechivocitatea și fiabilitatea trasării pe suprafață și volum a faliilor tectonice;

· Analiza faciesului seismic va asigura identificarea și urmărirea faciesului seismic în volum;

· Posibilitatea interpolării în spațiul interwell a parametrilor rezervorului (grosimea stratului, porozitatea, limitele dezvoltării rezervorului);

· Rafinarea rezervelor de petrol si gaze prin detalierea caracteristicilor structurale si estimative.

Acest lucru indică posibila fezabilitate economică și geologică a utilizării unui studiu tridimensional asupra structurii East Michayu. Atunci când alegeți fezabilitate economică, trebuie avut în vedere că efectul economic al aplicării 3D asupra întregului complex de explorare și dezvoltare a câmpurilor ia în considerare și:

· creșterea rezervelor în categoriile C1 și C2;

· economii prin reducerea numărului de sonde de explorare neinformative și de producție cu rată redusă;

· optimizarea modului de dezvoltare prin rafinarea modelului lacului de acumulare;

· creșterea resurselor C3 datorită identificării de noi obiecte;

· costul sondajului 3D, procesării și interpretării datelor.

3. Partea de proiectare

3.1 Fundamentarea metodologiei de lucru CDP - 3D

Alegerea unui sistem de observare se bazează pe următorii factori: sarcini de rezolvat, caracteristici ale condițiilor seismogeologice, capacități tehnice și beneficii economice. Combinația optimă a acestor factori determină sistemul de observație.

În zona Vostochno-Michayuskaya vor fi efectuate cercetări seismice CDP-3D pentru a studia în detaliu caracteristicile structural-tectonice și litofaciale ale structurii învelișului sedimentar în sedimente din Permianul superior până în Silurian; cartografierea zonelor de dezvoltare a eterogenităților litofaciesului și a proprietăților îmbunătățite ale rezervorului, perturbări tectonice discontinue; studiul istoriei geologice a dezvoltării pe baza analizei paleostructurale; identificarea și pregătirea obiectelor promițătoare de petrol.

Pentru rezolvarea sarcinilor, ținând cont de structura geologică a regiunii, factorul de impact minim asupra mediului natural și factorul economic, se propune un sistem de observare ortogonal cu puncte de excitație situate între liniile de recepție (adică cu linii de recepție suprapuse). ). Exploziile din puțuri vor fi folosite ca surse de excitație.

3.2 Exemplu de calcul al unui sistem de observare „în cruce”.

Sistemul de observare de tip „cruce” este format prin suprapunerea succesivă a aranjamentelor, surselor și receptorilor reciproc ortogonale. Să ilustrăm principiul formării sistemului areal pe următorul exemplu idealizat. Să presupunem că geofoanele (un grup de geofoane) sunt distribuite uniform de-a lungul liniei de observație care coincide cu axa X.

De-a lungul axei care intersectează dispunerea receptoarelor seismice în centru, m este plasat uniform și simetric la surse. Pasul surselor de do și receptorilor seismici ai dx este același. Semnalele generate de fiecare sursă sunt recepționate de toate geofoanele matricei. Ca rezultat al acestor teste, se formează un câmp de m 2 puncte medii de reflexie. Dacă deplasăm secvențial aranjamentul receptoarelor seismice și linia surselor ortogonale față de aceasta de-a lungul axei X cu un pas dx și repetăm ​​înregistrarea, atunci rezultatul va fi o suprapunere multiplă a benzii, a cărei lățime este egală cu jumătate. baza de excitație. Deplasarea secvențială a bazei de excitație și recepție de-a lungul axei Y cu un pas du duce la o suprapunere suplimentară - multiplă, iar suprapunerea totală va fi. Desigur, în practică, ar trebui folosite variante mai avansate tehnologic și mai justificate din punct de vedere economic ale unui sistem cu linii reciproc ortogonale de surse și receptoare. De asemenea, este evident că raportul de suprapunere trebuie ales în conformitate cu cerințele determinate de natura câmpului de undă și de algoritmii de procesare. Ca exemplu, Figura 3.1 prezintă un sistem de suprafață de optsprezece ori, pentru implementarea căruia este utilizată o stație seismică cu 192 de canale, care primește secvențial semnale de la 18 pichete de excitație. Luați în considerare parametrii acestui sistem. Toate cele 192 de geofoane (grupuri de geofoane) sunt distribuite pe patru profile paralele (48 pe fiecare). Pasul dx dintre punctele de recepție este de 0,05 km, distanța d dintre liniile de recepție este de 0,05 km. Pasul surselor Sy de-a lungul axei Y este de 0,05 km. O distribuție fixă ​​a surselor și receptorilor va fi numită bloc. După primirea vibrațiilor de la toate cele 18 surse, blocul este deplasat cu un pas x (în acest caz particular egal cu 0,2 km), recepția de la toate cele 18 surse se repetă din nou și așa mai departe. Așa se calculează o bandă de-a lungul axei X de la începutul până la sfârșitul zonei de studiu. Următoarea bandă de patru linii de recepție este plasată paralel cu cea anterioară, astfel încât distanța dintre liniile de recepție adiacente (cel mai apropiate) ale primei și celei de-a doua benzi să fie egală cu distanța dintre liniile de recepție din bloc (?y = 0,2 km) . În acest caz, liniile sursă ale primei și celei de-a doua benzi se suprapun cu jumătate din baza de excitație. Când se elaborează a treia bandă, liniile sursă ale celei de-a doua și a treia benzi se suprapun la jumătate etc. Prin urmare, în această versiune a sistemului, liniile de recepție nu sunt duplicate, iar la fiecare punct sursă (cu excepția celor extreme) semnalele sunt excitate de două ori.

Să notăm principalele relații care determină parametrii sistemului și multiplicitatea acestuia. Pentru a face acest lucru, urmând Figura 8, introducem notație suplimentară:

W - numărul de linii de recepție,

m x - numărul de puncte de primire pe fiecare linie de primire a blocului dat;

m y - numărul de surse de pe fiecare linie de excitație a blocului dat,

P este lățimea intervalului din centrul liniei de excitație, în interiorul căruia nu sunt plasate sursele,

L - offset (deplasare) de-a lungul axei X a liniei sursei de la cele mai apropiate puncte de recepție.

În toate cazurile, intervalele ?x, ?y și L sunt multipli ai pasului dx. Aceasta asigură uniformitatea rețelei de puncte medii corespunzătoare fiecărei perechi sursă-receptor, adică. Fă-o! cerința condiției necesare pentru formarea seismogramelor punctelor medii comune (CMP). în care:

Ax=Ndx N=1, 2, 3…

tSy-MdyM=1, 2, 3…

L=q qxq=1, 2, 3…

Să explicăm semnificația parametrului P. Deplasarea dintre liniile punctelor mijlocii este egală cu jumătate din pas? Dacă sursele sunt distribuite uniform (nu există discontinuitate), atunci pentru sisteme similare raportul de suprapunere de-a lungul axei Y este egal cu W (numărul de linii de recepție). Pentru a reduce multiplicitatea suprapunerilor de-a lungul axei Y și pentru a reduce costurile datorate unui număr mai mic de surse, se face un decalaj în centrul liniei de excitație cu o valoare P egală cu:

Unde, k = 1,2,3...

Când k=1,2, 3, respectiv, raportul de suprapunere scade cu 1, 2, 3, i.e. devine egal cu W-K.

Formula generală care raportează multiplicitatea suprapunerilor n y cu parametrii sistemului

prin urmare, expresia pentru numărul de surse m y pe o linie de excitație poate fi scrisă după cum urmează:

Pentru sistemul de observare (Figura 3.1), numărul de surse de pe linia de excitație este 18.

Figura 3.1 - Sistem de observare de tip „cruce”.

Din expresia (3.3) rezultă că, deoarece treapta profilurilor?y este întotdeauna un multiplu al treptei surselor dy, numărul de surse t y pentru acest tip de sistem este un număr par. Distribuite pe o linie dreaptă paralelă cu axa Y simetric cu profilele de recepție incluse în acest bloc, punctele de excitare fie coincid cu punctele de recepție, fie sunt deplasate față de punctele de recepție cu 1/2·dy. Dacă multiplicitatea de suprapunere n y într-un bloc dat este un număr impar, sursele nu coincid întotdeauna cu punctele de primire. Dacă n y este un număr par, sunt posibile două situații: ?y/du este un număr impar, sursele coincid cu punctele de recepție, ?y/du este un număr par, sursele sunt deplasate față de punctele de recepție prin dy/ 2. Acest fapt trebuie luat în considerare la sintetizarea sistemului (alegerea numărului de profile de recepție W și a pasului? y dintre ele), deoarece depinde dacă timpii verticali necesari pentru determinarea corecțiilor statice vor fi înregistrați la punctele de recepție.

Formula care determină multiplicitatea suprapunerilor n x de-a lungul axei X poate fi scrisă în mod similar cu formula (3.2)

astfel, multiplicitatea totală a suprapunerilor n xy după suprafață este egală cu produsul dintre n x și n y

În conformitate cu valorile acceptate ale lui m x, dx și ?x, multiplicitatea suprapunerilor n x de-a lungul axei X calculate prin formula (3.4) este 6, iar multiplicitatea totală n xy = 13 (Figura 3.2).

Figura 3.2 - Multiplicitatea suprapunerilor nx = 6

Alături de sistemul de observare, care prevede suprapunerea surselor fără linii de recepție suprapuse, în practică sunt utilizate sisteme în care liniile de excitație nu se suprapun, dar o parte din liniile de recepție este duplicată. Să luăm în considerare șase linii de recepție, pe fiecare dintre care receptoarele seismice care primesc semnale excitate secvenţial de surse sunt distribuite uniform. Când se elaborează a doua bandă, trei linii de recepție sunt duplicate de următorul bloc, iar liniile sursă merg ca o continuare a profilurilor ortogonale ale primei benzi. Astfel, tehnologia de lucru aplicată nu prevede duplicarea punctelor de excitație. Cu suprapunerea dublă a liniilor de recepție, multiplicitatea n y este egală cu numărul de linii de recepție suprapuse. Echivalentul complet al unui sistem de șase profiluri urmat de o suprapunere a trei linii de recepție este un sistem cu surse suprapuse, al căror număr este dublat pentru a obține aceeași pliere. Prin urmare, sistemele cu surse suprapuse sunt neprofitabile din punct de vedere economic, deoarece. această tehnică necesită o cantitate mare de foraj și sablare.

Trecerea la seismică 3D.

Proiectarea unui sondaj 3D se bazează pe cunoașterea unui număr de caracteristici ale secțiunii seismologice a zonei de lucru.

Informațiile despre secțiunea geoseismică includ:

Multiplicitatea fotografierii 2D

adâncimi maxime ale limitelor geologice țintă

limite geologice minime

dimensiunea orizontală minimă a obiectelor geologice locale

frecvențele maxime ale undelor reflectate de la orizonturile țintă

viteza medie în stratul situat pe orizontul țintă

timpul de înregistrare a reflexiilor din orizontul țintă

dimensiunea zonei de studiu

Pentru a înregistra câmpul de timp în MOGT-3D, este rațional să folosiți stații de telemetrie. Numărul de profiluri este selectat în funcție de multiplicitatea n y =u.

Distanța dintre punctele medii comune de pe suprafața reflectorizante de-a lungul axelor X și Y determină dimensiunea recipientului:

Decalajul minim admisibil maxim al liniei sursă este selectat pe baza adâncimii minime a limitelor reflectorizante:

Offset minim.

Offset maxim.

Pentru a asigura multiplicitatea n x, se determină distanța dintre liniile de excitație?x:

Pentru unitatea de înregistrare, distanța dintre liniile de recepție? y:

Ținând cont de tehnologia de lucru cu suprapunere dublă a liniei de recepție, numărul de surse m y într-un bloc pentru a asigura multiplicitatea n y:

Figura 3.3 - Multiplicitate ny =2

Pe baza rezultatelor planificării unui sondaj 3D, se obține următorul set de date:

distanta dintre canale dx

numărul de canale active pe o linie de recepție m x

numărul total de canale active m x u

offset minim Lmin

dimensiunea coșului

multiplicitatea totală n xy

Documente similare

Caracteristicile geologice și geofizice ale amplasamentului lucrării proiectate. Caracteristicile seismogeologice ale secțiunii. Fundamentarea stabilirii lucrărilor geofizice. Tehnologii de lucru pe teren. Tehnica de prelucrare și interpretare. Lucrări topografice și geodezice.

lucrare de termen, adăugată 01.10.2016


Lucrări seismice pe teren. Studiul geologic și geofizic al structurii teritoriului. Stratigrafia și caracteristicile seismogeologice ale zonei. Parametrii studiilor seismice CDP-3D în zona Novo-Zhedrinsky. Principalele caracteristici ale amenajarii.

teză, adăugată 19.03.2015


Istoria studiului părții centrale a zonei Kudinovsko-Romanovskaya. Structura tectonică și potențialul petrolului și gazelor din zona Verbovsky. Caracteristicile litologice și stratigrafice ale secțiunii. Fundamentarea înființării operațiunilor de căutare în zona Verbovskaya.

lucrare de termen, adăugată 02/01/2010


Cunoștințe geologice și geofizice ale zonei. Structura tectonica si stratigrafia zonei de studiu. Metode și tehnici de lucru pe teren, prelucrarea și interpretarea datelor. Referențierea stratigrafică și corelarea reflectorilor. Construirea de hărți.

lucrare de termen, adăugată 11.10.2012


Caracteristicile geografice și economice ale regiunii. Caracteristicile seismogeologice ale secțiunii. o scurtă descriere aîntreprinderilor. Organizarea de sondaje seismice. Calculul sistemului de observare pentru studii seismice longitudinale. Tehnologia de câmp.

teză, adăugată 06.09.2014


Luarea în considerare a metodei comune a punctului de adâncime: caracteristici ale hodografului și ale sistemului de interferență. Modelul seismologic al secţiei. Calculul hodografelor undelor utile, determinarea funcției de întârziere a undelor de interferență. Organizarea de sondaje seismice de teren.

lucrare de termen, adăugată 30.05.2012


Condițiile geografice și economice ale zonei de lucru. Proiectare sectiune litologico-stratigrafica. Caracteristicile tectonicei și potențialul petrolului și gazelor. Metodologia și sfera lucrărilor proiectate. Sistem de localizare a sondei de explorare. Justificarea unui proiect tipic de sondă.

lucrare de termen, adăugată 03.06.2013


Particularități ale studiilor seismice ale CDP 2D prin sistemele de telemetrie prin cablu XZone în zona Vostochno-Perevoznaya din Marea Barents. Evaluarea predictivă a posibilității de identificare a obiectelor saturate de petrol și gaze folosind tehnologia de analiză AVO.

teză, adăugată 09.05.2012


Metodologie și tehnologie pentru studii seismice de teren. Modelul seismogeologic al secțiunii și parametrii acesteia. Calculul funcției de întârziere a undelor de interferență. Condiții de excitare și recepție a undelor elastice. Alegerea feroneriei și echipamentelor speciale.

lucrare de termen, adăugată 24.02.2015


Structura geologică a zonei de lucru. Caracteristicile litologice şi stratigrafice ale secţiei productive. Tectonica și potențialul de petrol și gaze. Probleme geologice rezolvate prin metode geofizice. Condiții fizico-geologice pentru aplicarea metodelor geofizice.

Este evident că principalele sarcini ale explorării seismice cu nivelul de echipament existent sunt:
1. Creșterea rezoluției metodei;
2. Posibilitatea prezicerii compoziției litologice a mediului.
În ultimele 3 decenii, din lume a fost creată cea mai puternică industrie de explorare seismică a zăcămintelor de petrol și gaze, a cărei bază este metoda punctului comun de adâncime (CDP). Cu toate acestea, odată cu îmbunătățirea și dezvoltarea tehnologiei CDP, inacceptabilitatea acestei metode pentru rezolvarea problemelor structurale detaliate și prezicerea compoziției mediului devine din ce în ce mai clar manifestată. Motivele acestei situații sunt integritatea ridicată a datelor (secțiunilor) obținute (rezultate), incorecte și, ca urmare, incorecte în majoritatea cazurilor determinarea vitezelor efective și medii.
Introducerea explorării seismice în medii complexe ale regiunilor de minereu și petrol necesită o abordare fundamental nouă, în special în etapa de prelucrare și interpretare a mașinilor. Dintre noile zone de dezvoltare, una dintre cele mai promițătoare este ideea unei analize locale controlate a caracteristicilor cinematice și dinamice ale unui câmp de unde seismice. Pe baza acesteia, se dezvoltă o metodă de prelucrare diferențială a materialelor în medii complexe. Baza metodei studiului seismic diferențial (DMS) o constituie transformările locale ale datelor seismice inițiale pe baze mici - diferențiale în raport cu transformările integrale din CDP. Utilizarea bazelor mici, care conduc la o descriere mai precisă a curbei hodografe, pe de o parte, selectarea undelor în direcția de sosire, care permite procesarea câmpurilor de undă cu interferență complexă, pe de altă parte, creează premisele pentru utilizarea metoda diferențială în condiții seismogeologice complexe, crește rezoluția și acuratețea construcțiilor structurale (Fig. 1, 3). Un avantaj important al MDS este echipamentul său parametric ridicat, care face posibilă obținerea caracteristicilor petrofizice ale secțiunii - baza pentru determinarea compoziției materiale a mediului.
Teste ample în diferite regiuni ale Rusiei au arătat că MDS depășește semnificativ capacitățile CMP și este o alternativă la acesta din urmă în studiul mediilor complexe.
Primul rezultat al prelucrării diferențiale a datelor seismice este o secțiune structurală profundă a MDS (S este o secțiune), care reflectă natura distribuției elementelor reflectorizante (zone, limite, puncte) în mediul studiat.
Pe lângă construcțiile structurale, MDS are capacitatea de a analiza caracteristicile cinematice și dinamice ale undelor seismice (parametrii), ceea ce, la rândul său, vă permite să treceți la evaluarea proprietăților petrofizice ale secțiunii geologice.
Pentru a construi o secțiune de rigiditate cvasi-acustică (A - secțiune), se folosesc valorile amplitudinilor semnalelor reflectate pe elementele seismice. Secțiunile A obținute sunt folosite în procesul de interpretare geologică pentru a identifica obiecte geologice contrastante („punct luminos”), zone de falii tectonice, limite ale blocurilor geologice mari și alți factori geologici.
Parametrul de cvasi-atenuare (F) este o funcție a frecvenței semnalului seismic recepționat și este utilizat pentru a identifica zonele de consolidare ridicată și scăzută. stânci, zone de absorbție ridicată („punct întunecat”).
Secțiunile de viteză medie și interval (V, I - secțiuni), care caracterizează petrodensitatea și diferențele litologice ale blocurilor regionale mari, poartă propria lor sarcină petrofizică.

SCHEMA DE PRELUCRARE DIFERENȚIALĂ:

DATE INIȚIALE (SUPRAPUNERE MULTIPLE)

PRELUCRARE PRELIMINARĂ

PARAMETERIZAREA DIFERENȚIALĂ A SEISMOGRAMMELOR

EDITARE PARAMETRII (A, F, V, D)

SECȚIUNI SEISMICE PROFUNDE

HARTĂ PARAMETRI PETROFIZICI (S, A, F, V, I, P, L)

TRANSFORMAREA ȘI SINTEZA HARTEI PARAMETRILOR (FORMAREA IMAGINEI OBIECTELOR GEOLOGICE)

MODEL FIZIC SI GEOLOGIC AL MEDIULUI

Parametri petrofizici
S - structural, A - cvasi-rigiditate, F - cvasi-absorbție, V - viteza medie,
I - viteza de interval, P - cvasi-densitate, L - parametri locali

Secțiunea de timp a CDP după migrare

Secțiune adâncă a MDS

Orez. 1 COMPARAȚIA EFICIENȚEI MOGT ȘI MDS
Siberia de Vest, 1999

Secțiunea de timp a CDP după migrare

Secțiune adâncă a MDS

Orez. 3 COMPARAȚIA EFICIENȚEI MOGT ȘI MDS
Karelia de Nord, 1998

Figurile 4-10 prezintă exemple tipice de procesare MDS în diferite condiții geologice.

Secțiunea de timp a CDP

Secțiune de cvasi-absorbție Secțiune adâncă a MDS

Secțiunea viteze medii

Orez. 4 Prelucrarea diferențială a datelor seismice în condiții
dislocari complexe de roci. Profil 10. Vestul Siberiei

Procesarea diferențială a făcut posibilă descifrarea câmpului de undă complex din partea de vest a secțiunii seismice. Conform datelor MDS, s-a constatat o răsturnare, în zona căreia are loc o „prăbușire” a complexului productiv (PK PK 2400-5500). Ca urmare a unei interpretări complexe a secțiunilor caracteristicilor petrofizice (S, A, F, V), au fost identificate zone de permeabilitate crescută.

Secțiune adâncă a MDS Secțiunea de timp a CDP

Secțiune de rigiditate cvasi-acustică Secțiune de cvasi-absorbție

Secțiunea viteze medii Secțiunea vitezelor de interval

Orez. 5 Prelucrarea specială a datelor seismice în căutări
hidrocarburi. Regiunea Kaliningrad

Prelucrarea computerizată specială face posibilă obținerea unei serii de secțiuni parametrice (hărți de parametri). Fiecare hartă parametrică caracterizează anumite proprietăți fizice mediu inconjurator. Sinteza parametrilor servește ca bază pentru formarea „imaginei” unei instalații de petrol (gaz). Rezultatul unei interpretări cuprinzătoare este un Model fizico-geologic al mediului cu o prognoză pentru zăcămintele de hidrocarburi.

Orez. 6 Prelucrarea diferențială a datelor seismice
în căutarea minereurilor de cupru-nichel. Peninsula Kola

Ca urmare a unei prelucrări speciale, au fost dezvăluite zone cu valori anormale ale diferiților parametri seismici. O interpretare cuprinzătoare a datelor a făcut posibilă determinarea celei mai probabile locații a obiectului de minereu (R) la pichete 3600-4800 m, unde se observă următoarele caracteristici pertofizice: rigiditate acustică ridicată deasupra obiectului, absorbție puternică sub obiect, și o scădere a vitezelor de interval în zona obiectului. Această „imagine” corespunde R-etalonilor obținuți anterior în zonele de foraj adânc în zona puțului super-profund Kola.

Orez. 7 Prelucrarea diferențială a datelor seismice
când se caută zăcăminte de hidrocarburi. Vestul Siberiei

Prelucrarea computerizată specială face posibilă obținerea unei serii de secțiuni parametrice (hărți de parametri). Fiecare hartă parametrică caracterizează anumite proprietăți fizice ale mediului. Sinteza parametrilor servește ca bază pentru formarea „imaginei” unei instalații de petrol (gaz). Rezultatul unei interpretări cuprinzătoare este un model fizico-geologic al mediului cu o prognoză pentru zăcămintele de hidrocarburi.

Orez. 8 Model geoseismic al structurii Pechenga
Peninsula Kola.

Orez. 9 Model geoseismic al părții de nord-vest a Scutului Baltic
Peninsula Kola.

Orez. 10 Secțiune de cvasi-densitate de-a lungul profilului 031190 (37)
Vestul Siberiei.

Bazinele sedimentare petroliere ale Siberiei de Vest ar trebui atribuite unui tip de secțiune favorabil pentru introducerea de noi tehnologii. Figura prezintă un exemplu de secțiune de cvasi-densitate construită folosind programele MDS pe un PC R-5. Modelul de interpretare rezultat este în acord cu datele de foraj. Litotipul marcat cu verde închis la adâncimi de 1900 m corespunde noroiilor formațiunii Bazhenov; Cele mai dense litotipuri ale secțiunii. Soiurile galbene și roșii sunt gresii de cuarț și noroi, litotipurile de culoare verde deschis corespund siltstones. În partea de fund a puțului, sub contactul apă-ulei, a fost deschisă o lentilă din gresie de cuarț cu proprietăți ridicate de rezervor.

PREDICȚIA SECȚIUNII GEOLOGICE PE BAZĂ DE DATE MDS

În etapa de prospectare și explorare, MDS este parte integrantă a procesului de explorare, atât în ​​cartografierea structurală, cât și în etapa de previziune reală.
Pe fig. 8 prezintă un fragment din modelul geoseismic al structurii Pechenga. La baza combustibilului și lubrifianților se află datele seismice ale experimentelor internaționale KOLA-SD și 1-EB din zona puțului superadânc Kola SG-3 și datele lucrărilor de prospectare și explorare.
Combinația stereometrică a suprafeței geologice și a secțiunilor structurale profunde (S) ale MDS la scară geologică reală permite să ne facem o idee corectă a structurii spațiale a sinclinoriului Pechenga. Principalele complexe minerale sunt reprezentate de roci terigene și tufoase; limitele lor cu rocile mafice din jur sunt granițe seismice puternice, ceea ce oferă o cartografiere fiabilă a orizontului purtător de minereu în partea adâncă a structurii Pechenga.
Cadrul seismic rezultat este folosit ca bază structurală pentru Modelul Geologic Fizic al regiunii minereului Pechenga.
Pe fig. Figura 9 prezintă elemente ale modelului geoseismic pentru partea de nord-vest a Scutului Baltic. Fragment de geotraversare 1-EV de-a lungul liniei SG-3 - Liinakha-mari. Pe lângă secțiunea structurală tradițională (S), s-au obținut secțiuni parametrice:
A - secțiunea de cvasi-rigiditate caracterizează contrastul diferitelor blocuri geologice. Blocul Pechenga și blocul Liinakhamari se disting prin rigiditate acustică ridicată; zona sinclinalului Pitkjarvin este cea mai puțin contrastantă.
F - secțiunea de cvasabsorbție reflectă gradul de consolidare a rocii
rasele. Blocul Liinakhamari este caracterizat de cea mai mică absorbție, iar cea mai mare este observată în partea interioară a structurii Pechenga.
V, I sunt secțiuni de viteze medii și de interval. Caracteristicile cinematice sunt vizibil eterogene în partea superioară a secțiunii și se stabilizează sub nivelul de 4-5 km. Blocul Pechenga și blocul Liinakhamari se caracterizează prin viteze crescute. În partea de nord a sinclinalului Pitkyayarvin, în secțiunea I, se observă o structură „de tip jgheab” cu valori consistente ale vitezelor de interval Vi = 5000-5200 m/s, corespunzătoare în ceea ce privește aria de distribuție a Latei. Granitoide arheene.
O interpretare cuprinzătoare a secțiunilor parametrice ale MDS și materialelor altor metode geologice și geofizice stă la baza creării unui model fizic și geologic al regiunii Kola de Vest a Scutului Baltic.

PREVIZIUNEA LITOLOGIEI MEDIULUI

Identificarea de noi capabilități parametrice ale MDS este asociată cu studiul relației diferiților parametri seismici cu caracteristicile geologice ale mediului. Unul dintre noii parametri MDS (stăpâniți) este cvasi-densitatea. Acest parametru poate fi identificat pe baza studierii semnului coeficientului de reflexie a semnalului seismic la limita a două complexe litofizice. Cu modificări nesemnificative ale vitezelor undelor seismice, semnul caracteristic undei este determinat în principal de modificarea densității rocilor, ceea ce face posibilă studierea compoziției materiale a mediului în unele tipuri de secțiuni folosind un nou parametru.
Bazinele sedimentare petroliere ale Siberiei de Vest ar trebui atribuite unui tip de secțiune favorabil pentru introducerea de noi tehnologii. Mai jos în fig. Figura 10 prezintă un exemplu de secțiune de cvasi-densitate construită folosind programele MDS pe un PC R-5. Modelul de interpretare rezultat este în acord cu datele de foraj. Litotipul marcat cu verde închis la adâncimi de 1900 m corespunde noroiilor formațiunii Bazhenov; cele mai dense litotipuri ale secţiunii. Soiurile galbene și roșii sunt gresii de cuarț și noroi, litotipurile de culoare verde deschis corespund siltstones. O lentilă de gresie de cuarț a fost deschisă în partea de fund a puțului sub contactul apă-ulei
cu proprietăți de colectare ridicate.

COMPLEXAREA DATELOR CDP-ULUI ȘI SHP-ului

Atunci când se desfășoară lucrări de prospectare și explorare regionale și CDP, nu este întotdeauna posibilă obținerea de date privind structura părții apropiate de suprafață a secțiunii, ceea ce face dificilă legarea materialelor de cartografiere geologică de datele seismice de adâncime (Fig. 11). Într-o astfel de situație, este recomandabil să se utilizeze profilarea refracției în varianta GCP, sau prelucrarea materialelor CDP disponibile folosind tehnologia specială a PMA-OGP. Desenul de jos prezintă un exemplu de combinare a datelor de refracție și CDP pentru unul dintre profilele seismice CDP elaborate în Karelia Centrală. Materialele obținute au făcut posibilă legarea structurii adânci cu harta geologică și clarificarea locației paleodepresiunilor din Proterozoic timpuriu, care sunt promițătoare pentru zăcămintele de minereu de diferite minerale.

Se ia în considerare experiența efectuării cercetărilor seismice de teren folosind metoda clasică și metoda Slip-Sweep de înaltă performanță de către forțele Samaraneftegeofizika.

Se ia în considerare experiența efectuării cercetărilor seismice de teren folosind metoda clasică și metoda Slip-Sweep de înaltă performanță de către Samaraneftegeofizika.

Sunt dezvăluite avantajele și dezavantajele noii tehnici. Se calculează indicatorii economici ai fiecăreia dintre metode.

În prezent, productivitatea studiilor seismice de teren depinde de mulți factori:

Intensitatea utilizării terenului;

Mișcarea mașinilor și a căii ferate Vehicul, prin zona studiată;

Activitate pe teritoriul așezărilor situate pe zona de studiu; influența factorilor meteorologici;

Teren accidentat (ravene, păduri, râuri).

Toți factorii de mai sus reduc semnificativ viteza cercetărilor seismice.

De fapt, în timpul zilei există 5-6 ore de noapte pentru observații seismice. Acest lucru este critic și insuficient pentru a îndeplini volumele în timpul prevăzut și, de asemenea, pentru a crește semnificativ costul lucrării.

Timpul de lucru, în prima etapă, depinde de următoarele etape:

Pregătirea topogeodezică a sistemului de observare - montarea pichetelor de profile la sol;

Instalare, reglare echipamente seismice;

Excitarea vibraţiilor elastice, înregistrarea datelor seismice.

O modalitate de a reduce timpul petrecut este să folosești tehnica Slip-Sweep.

Această tehnică permite accelerarea semnificativă a producerii etapei de excitare - înregistrarea datelor seismice.

Slip-sweep este un sistem seismic de înaltă performanță bazat pe metoda de măturare prin suprapunere, în care vibratoarele funcționează simultan.

Pe lângă creșterea vitezei de lucru pe teren, această tehnică vă permite să compactați punctele exploziei, crescând astfel densitatea observațiilor.

Acest lucru îmbunătățește calitatea muncii și crește productivitatea.

Tehnica Slip-Sweep este relativ nouă.

Prima experiență de explorare seismică CDP-3D folosind metoda Slip-Sweep a fost obținută în doar 40 km 2 în Oman (1996).

După cum puteți vedea, tehnica Slip-Sweep a fost folosită în principal în zona deșertică, cu excepția muncii din Alaska.

În Rusia, în modul experimental (16 km2), tehnologia Slip-Sweep a fost testată în 2010 de Bashneftegeofizika.

Articolul prezintă experiența efectuării lucrărilor de teren folosind metoda Slip-Sweep și comparând indicatorii cu metoda standard.

Sunt prezentate bazele fizice ale metodei și posibilitatea compactării sistemului de observare concomitent cu utilizarea tehnologiei Slip-Sweep.

Sunt prezentate rezultatele principale ale lucrării, sunt indicate deficiențele metodei.

În 2012, folosind metoda Slip-Sweep, Samaraneftegeofizika a efectuat lucrări 3D la blocurile de licență Zimarny și Mozharovsky ale Samaraneftegaz în valoare de 455 km2.

Creșterea productivității datorită tehnicii Slip-Sweep în stadiul de excitație-înregistrare în condițiile regiunii Samara se produce datorită utilizării unor perioade scurte de timp alocate pentru înregistrarea datelor seismice în timpul ciclului zilnic de lucru.

Adică, sarcina de a efectua cel mai mare număr de observații fizice într-un timp scurt este realizată prin tehnica Slip-Sweep cel mai eficient prin creșterea performanței de înregistrare a observațiilor fizice de 3-4 ori.

Tehnica Slip-Sweep este un sistem de sondaj seismic de înaltă performanță bazat pe metoda suprapunerii semnalelor vibratorii de baleiere, în care vibratoarele la diferite SP-uri funcționează simultan, înregistrarea fiind continuă.domenii (Fig. 1).

Semnalul de baleiaj emis este unul dintre operatorii funcției de corelație încrucișată în procesul de obținere a unei corelograme dintr-o vibrogramă.

În același timp, în procesul de corelare, este și un operator de filtru care suprimă influența altor frecvențe decât frecvența emisă la un moment dat, care poate fi aplicată pentru suprimarea radiațiilor de la vibratoarele care funcționează simultan.

Cu un timp de răspuns suficient al unităților de vibrație, frecvențele lor emise vor fi diferite, astfel încât este posibilă eliminarea completă a influenței radiațiilor de vibrație învecinate (Fig. 2).

Prin urmare, cu un timp de alunecare selectat corect, influența unităților de vibrație care funcționează simultan este eliminată în procesul de transformare a vibrogramei într-o corelogramă.

Orez. 1. Timp de alunecare. Emisia simultană a diferitelor frecvențe.

Orez. 2. Evaluarea utilizării unui filtru suplimentar pentru influenţa vibraţiilor învecinate: A) corelogramă fără filtrare; B) corelogramă cu filtrare prin vibrogramă; C) spectrul frecvență-amplitudine al corelogramelor filtrate (lumină verde) și nefiltrate (roșu).

Utilizarea unui vibrator în locul unui grup de 4 vibratoare se bazează pe suficiența energiei de radiație de vibrație a unui vibrator pentru formarea undelor reflectate de la orizonturile țintă (Fig. 3).

Orez. 3. Suficiența energiei de vibrație a unei unități de vibrație. A) 1 unitate de vibrații; B) 4 unități de vibrație.

Tehnica Slip-Sweep este mai eficientă atunci când se aplică compactarea sistemului de supraveghere.

Pentru condițiile regiunii Samara s-a aplicat o compactare de patru ori a sistemului de observare. Împărțirea în patru ori a unei observații fizice (f.n.) în 4 f.n. separate. se bazează pe egalitatea distanței dintre plăcile vibratoare (12,5 m) cu un grup de 4 vibratoare, o treaptă PV de 50 m și utilizarea unui vibrator cu treaptă PV de 12,5 m (Fig. 4).

Orez. 4. Sigilarea sistemului de supraveghere cu separare de 4 ori a fiziculuiobservatii.

Pentru a combina rezultatele observației prin metoda standard și metoda sleep-sweep cu compactarea de 4 ori, se ia în considerare principiul parității energiilor totale de vibroradiație.

Paritatea energiei acțiunii vibrației poate fi estimată prin timpul total al acțiunii vibrației.

Timp total de expunere la vibrații:

St = Nv *Nn * Tsw * dSP,

unde Nv este numărul de unități de vibrație din grup, Nn este numărul de acumulări, Tsw este durata semnalului de baleiaj, dSP este numărul de f.n. în cadrul pasului de bază PV=50m.

Pentru tehnica tradițională (pas ST = 50m, un grup de 4 surse):

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

Pentru metoda slip-sweep:

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

Rezultatul parității energiilor prin egalitatea timpului total arată același rezultat în totalul Bin 12,5m x 25m.

Pentru a compara metodele, geofizicienii de la Samara au primit două seturi de seismograme: primul set - 4 seismograme procesate de un vibrator (metoda Slip-Sweep), al doilea set - 1 seismogramă procesată de 4 vibratoare (metoda standard). Fiecare dintre cele 4 seismograme ale primului set este de aproximativ 2-3 ori mai slabă decât seismograma celui de-al doilea set (Fig. 3). În consecință, raportul semnal-microzeism este de 2-3 ori mai mic. Cu toate acestea, un rezultat mai calitativ este utilizarea de 4 compactate relativ slabe în seismograme individuale de energie (Fig. 5).

În cazul joncțiunii zonelor prelucrate prin diferite metode, aplicarea procedeelor ​​de prelucrare orientate către câmpul de undă a metodei standard, rezultatul s-a dovedit a fi practic echivalent (Fig. 6, Fig. 7). Totuși, dacă aplicați parametri de procesare adaptați tehnicii Slip-Sweep, rezultatul vor fi secțiuni de timp cu rezoluție de timp crescută.

Orez. Fig. 5. Un fragment din secțiunea primară a timpului total prin INLINE (fără proceduri de filtrare) la joncțiunea a două zone elaborate folosind metoda slip-sweep (stânga) și tehnică standard (dreapta).

Comparația secțiunilor de timp și a caracteristicilor spectrale ale metodei standard și a metodei Slip-Sweep arată o comparabilitate ridicată a datelor rezultate (Fig. 8). Diferența constă în prezența unor energii mai mari ale componentei de înaltă frecvență a semnalului de date seismice Slip-Sweep (Fig. 7).

Această diferență se explică prin imunitatea ridicată la zgomot a sistemului de observare compactat, multiplicitatea mare a datelor seismice (Fig. 6).

De asemenea punct important este efectul punctual al unui vibrator în loc de un grup de vibratoare și efectul său unic în locul sumei efectelor vibrațiilor (acumulare).

Utilizarea unei surse punctuale de excitație a vibrațiilor elastice în locul unui grup de surse extinde spectrul semnalelor înregistrate în regiune frecvente inalte, reduce energia undelor de interferență din apropierea suprafeței, ceea ce afectează creșterea calității datelor înregistrate, fiabilitatea construcțiilor geologice.

Orez. Fig. 6. Spectre amplitudine-frecvență din seismograme prelucrate în funcție de diferitemetode (după rezultatele prelucrării): A) Tehnica slip-sweep; B) Metoda standard.

Orez. 7. Compararea secțiunilor de timp elaborate prin diferite metode(după rezultatele prelucrării): A) Tehnica slip-sweep; B) Metoda standard.

Beneficiile tehnicii Slip-Sweep:

1. Productivitate mare a muncii, exprimată într-o creștere a productivității de înregistrare a f.n. de 3-4 ori, o creștere a productivității generale cu 60%.

2. Calitatea îmbunătățită a datelor seismice de câmp datorită compresiei fotografiilor:

Imunitate ridicată la zgomot a sistemului de supraveghere;

Frecvența mare a observațiilor;

Posibilitate de marire a spatiului;

Creșterea proporției componentei de înaltă frecvență a semnalului seismic cu 30% datorită excitației punctuale (impactul vibrațiilor).

Dezavantajele utilizării tehnicii.

Operarea în modul tehnic Slip-Sweep este operarea într-un mod „conveior” într-un mediu de streaming de informații cu înregistrarea non-stop a datelor seismice. Cu înregistrarea non-stop, controlul vizual al operatorului complexului seismic asupra calității datelor seismice este semnificativ limitat. Orice eșec poate duce la o căsătorie în masă sau la oprirea muncii. De asemenea, în etapa de control ulterior al datelor seismice la centrul de calcul de teren, este necesară utilizarea unor sisteme informatice mai puternice pentru sprijinirea în teren a pregătirii datelor și a prelucrării preliminare în teren. Cu toate acestea, costurile de achiziție a echipamentelor informatice, precum și a echipamentelor pentru modernizarea complexului de înregistrare, sunt plătite în cadrul profitului antreprenorului de lucrări prin reducerea timpului de implementare a acestora. Printre altele, sunt necesare proceduri logistice mai eficiente pentru pregătirea profilurilor pentru elaborarea observațiilor fizice.

În timpul lucrărilor Samaraneftegeofizika folosind metoda Slip-Sweep în 2012, au fost obținuți următorii indicatori economici (tabelul 1).

Tabelul 1.

Indicatori economici de comparare a metodelor de lucru.

Aceste date ne permit să tragem următoarele concluzii:

1. Cu aceeași cantitate de muncă, productivitatea generală a Slip-Sweep este cu 63,6% mai mare decât atunci când se lucrează cu metoda „standard”.

2. Creșterea productivității afectează direct durata muncii (scădere cu 38,9%).

3. Când se utilizează tehnica Slip-Sweep, costul cercetărilor seismice de teren este cu 4,5% mai mic.

Literatură

1. Patsev V.P., 2012. Raport privind efectuarea lucrărilor la obiectul cercetărilor seismice de teren MOGT-3D din zona licențiată Zimarny a OJSC Samaraneftegaz. 102 p.

2. Patsev V.P., Shkokov O.E., 2012. Raport privind efectuarea lucrărilor la obiectul cercetărilor seismice de teren MOGT-3D în zona autorizată Mozharovsky a JSC Samaraneftegaz. 112 p.

3. Gilaev G.G., Manasyan A.E., Ismagilov A.F., Khamitov I.G., Zhuzhel V.S., Kozhin V.N., Efimov V.I., 2013. Experiență în efectuarea de sondaje seismice MOGT-3D conform metodei Slip-Sweep. 15 s.

(fundamente ale teoriei elasticității, fenomene seismice geometrice, seismoelectrice; proprietățile seismice ale rocilor (energie, atenuare, viteze ale undelor)

Explorarea seismică aplicată provine din seismologie, adică știință care se ocupă cu înregistrarea și interpretarea undelor generate de cutremur. Ea este numită și ea seismologie explozivă- undele seismice sunt excitate în locuri separate prin explozii artificiale pentru a obține informații despre structura geologică regională și locală.

Acea. explorare seismică- este o metodă geofizică de studiere a scoarței terestre și a mantalei superioare, precum și pentru explorarea zăcămintelor minerale, bazată pe studiul propagării undelor elastice excitate artificial, folosind explozii sau impacturi.

Rocile, datorită naturii diferite a formării, au viteze diferite de propagare a undelor elastice. Acest lucru duce la faptul că la limitele straturilor diferitelor medii geologice se formează unde reflectate și refractate cu viteze diferite, a căror înregistrare se efectuează pe suprafața pământului. După interpretarea și prelucrarea datelor obținute, putem obține informații despre structura geologică a zonei.

Succese uriașe în explorarea seismică, în special în domeniul metodelor de observare, au început să fie văzute după anii 20 ai secolului trecut. Aproximativ 90% din fondurile cheltuite pentru explorarea geofizică din lume sunt destinate explorării seismice.

Tehnica de explorare seismică se bazează pe studiul cinematicii undelor, i.e. la studiu timpii de parcurs a diferitelor valuri de la punctul de excitație la receptorii seismici, care amplifică oscilațiile într-un număr de puncte din profilul de observație. Apoi vibrațiile sunt convertite în semnale electrice, amplificate și înregistrate automat pe magnetograme.

Ca rezultat al procesării magnetogramelor, este posibil să se determine vitezele undelor, adâncimea granițelor seismogeologice, adâncirea lor, lovirea. Folosind datele geologice, este posibil să se stabilească natura acestor limite.

Există trei metode principale în explorarea seismică:

metoda undelor reflectate (MOW);

metoda undei refractate (MPV sau CMPV - corelație) (acest cuvânt este omis pentru abreviere).

metoda undelor transmise.

În aceste trei metode se pot distinge o serie de modificări care, având în vedere metodele speciale de realizare a lucrărilor și interpretarea materialelor, sunt uneori considerate metode independente.

Acestea sunt următoarele metode: MRNP - o metodă de recepție dirijată controlată;

Metodă de recepție direcțională variabilă

Se bazează pe ideea că, în condițiile în care limitele dintre straturi sunt aspre sau formate din eterogenități distribuite pe zonă, undele de interferență sunt reflectate din acestea. Pe baze de recepție scurte, astfel de oscilații pot fi împărțite în unde plane elementare, ai căror parametri determină mai precis locația neomogenităților, sursele apariției lor, decât undele de interferență. În plus, MIS este folosit pentru a rezolva undele regulate care ajung simultan la profil în direcții diferite. Mijloacele de rezolvare și divizare a undelor în MRS sunt sumarea rectilinie multi-temporală reglabilă și filtrarea cu frecvență variabilă, cu accent pe frecvențele înalte.

Metoda a fost destinată recunoașterii zonelor cu structuri complexe. Utilizarea sa pentru recunoașterea structurilor de platformă în pantă ușor a necesitat dezvoltarea unei tehnici speciale.

Domeniile de aplicare a metodei în geologia petrolului și gazelor, unde a fost folosită cel mai mult, sunt zone cu cea mai complexă structură geologică, dezvoltarea pliurilor complexe ale adâncurilor, tectonica sării și structurile de recif.

RTM - metoda undelor refractate;

CDP - metoda punctului de adâncime comun;

MPOV - metoda undelor reflectate transversale;

MOBV - metoda undelor convertite;

MOG - metoda hodografelor inversate etc.

Metoda hodografului inversat. Particularitatea acestei metode constă în scufundarea receptorului seismic în puțuri special forate (până la 200 m) sau existente (până la 2000 m). sub zonă (ZMS) și limite multiple. Oscilațiile sunt excitate în apropierea suprafeței luminii naturale de-a lungul profilelor care sunt situate longitudinal (față de puțuri), non-longitudinal sau de-a lungul zonei. Hodografele de suprafață liniare și inversate ale undelor se disting de modelul general al undelor.

LA CDP aplicați observații liniare și zonale. Sistemele de suprafață sunt utilizate în puțuri separate pentru a determina poziția spațială a orizontului reflectorizant. Se determină lungimea hodografelor inversate pentru fiecare sondă de observare empiric. De obicei lungimea hodografului este de 1,2 - 2,0 km.

Pentru o imagine completă, este necesar ca hodografele să se suprapună, iar această suprapunere ar depinde de adâncimea nivelului de înregistrare (de obicei 300 - 400 m). Distanța dintre puști este de 100 - 200 m, în condiții nefavorabile - până la 50 m.

Metodele de foraj sunt, de asemenea, folosite în căutarea zăcămintelor de petrol și gaze. Metodele de foraj sunt foarte eficiente în studierea limitelor adânci, atunci când, din cauza undelor multiple intense, a zgomotului de suprafață și a structurii complexe de adâncime a secțiunii geologice, rezultatele seismice terestre nu sunt suficient de sigure.

Profilare seismică verticală - aceasta este o înregistrare seismică integrată realizată de o sondă multicanal cu dispozitive speciale de prindere care fixează poziția geofoanelor în apropierea peretelui găurii; ele vă permit să scăpați de interferențe și să corelați undele. VSP este o metodă eficientă pentru studierea câmpurilor de undă și a procesului de propagare a undelor seismice în punctele interne ale mediilor reale.

Calitatea datelor studiate depinde de alegerea corectă a condițiilor de excitație și de constanța acestora în procesul de realizare a cercetării. Observațiile VSP (profilul vertical) sunt determinate de adâncimea și starea tehnică a sondei. Datele VSP sunt folosite pentru a evalua proprietățile reflectorizante ale limitelor seismice. Din raportul dintre spectrele amplitudine-frecvență ale undelor directe și reflectate se obține dependența coeficientului de reflexie al limitei seismice.

Metoda de explorare piezoelectrică se bazează pe utilizarea câmpurilor electromagnetice rezultate din electrificarea rocilor de către unde elastice excitate de explozii, impacturi și alte surse de impuls.

Volarovich și Parkhomenko (1953) au stabilit efectul piezoelectric al rocilor care conțin minerale piezoelectrice cu axe electrice orientate într-un anumit fel. Efectul piezoelectric al rocilor depinde de mineralele piezoelectrice, modelele de distribuție spațială și orientarea acestor axe electrice în texturi; dimensiunile, formele și structura acestor roci.

Metoda este utilizată în variante de sol, foraj și mine în căutarea și explorarea zăcămintelor de minereu-cuarț (aur, wolfram, molibden, staniu, cristal de rocă, mică).

Una dintre sarcinile principale în studiul acestei metode este alegerea unui sistem de observare, i.e. poziţia relativă a punctelor de explozie şi a receptorilor. În condiții de sol, un sistem rațional de observare este format din trei profiluri, în care profilul central este profilul exploziilor, iar cele două profile extreme sunt profilele amenajării receptoarelor.

Conform sarcinilor de rezolvat explorare seismică subdivizat in:

explorare seismică profundă;

structural;

ulei si gaz;

minereu; cărbune;

inginerie studiu seismic hidrogeologic.

După metoda de lucru, există:

sol,

tipuri de sonde de explorare seismică.