Listahan ng mga pagdadaglat

Panimula

1. Pangkalahatang bahagi

1.3 Tectonic na istraktura

1.4 Nilalaman ng langis at gas

2. Espesyal na bahagi

3. Bahagi ng disenyo

3.3 Kasangkapan at kagamitan

3.4 Pamamaraan para sa pagproseso at pagbibigay-kahulugan sa data ng field

4.Espesyal na gawain

4.1 Pagsusuri ng AVO

4.1.1 Teoretikal na aspeto ng pagsusuri ng AVO

4.1.2 Pag-uuri ng AVO ng mga gas sands

4.1.3 AVO crossplotting

4.1.4 Elastic inversion sa pagsusuri ng AVO

4.1.5 Pagsusuri ng AVO sa isang anisotropic na kapaligiran

4.1.6 Mga halimbawa ng praktikal na aplikasyon ng pagsusuri ng AVO

Konklusyon

Listahan ng mga mapagkukunang ginamit

stratigraphic seismic field anisotropic

Listahan ng mga pagdadaglat

GIS-geophysical survey ng mga balon

MOB-paraan ng sinasalamin na alon

Kabuuang lalim ng punto ng pamamaraan ng CDP

Oil at gas complex

Rehiyon ng Langis at Gas

NGR-gas-bearing rehiyon

OG na sumasalamin sa abot-tanaw

CDP-karaniwang depth point

Pagsabog ng item sa PV

PP-point ng pagtanggap

s/n-seismic party

haydrokarbon

Panimula

Ang bachelor's thesis na ito ay nagbibigay para sa pagpapatunay ng CDP-3D seismic survey sa Vostochno-Michayuskaya area at pagsasaalang-alang ng AVO-analysis bilang isang espesyal na isyu.

Ang mga seismic survey at data ng pagbabarena na isinagawa sa mga nakaraang taon ay nagtatag ng kumplikadong geological na istraktura ng lugar ng trabaho. Ang karagdagang sistematikong pag-aaral ng istraktura ng East Michayu ay kinakailangan.

Ang gawain ay nagbibigay para sa pag-aaral ng lugar upang linawin ang geological na istraktura ng CDP-3D seismic survey.

Ang tesis ng Bachelor ay binubuo ng apat na kabanata, panimula, konklusyon, na itinakda sa mga pahina ng teksto, naglalaman ng 22 mga numero, 4 na talahanayan. Ang listahan ng bibliograpiko ay naglalaman ng 10 mga pamagat.

1. Pangkalahatang bahagi

1.1 Pisikal at heograpikal na balangkas

Ang lugar ng Vostochno-Michayuskaya (Larawan 1.1) ay administratibong matatagpuan sa rehiyon ng Vuktyl.

Figure 1.1 - Mapa ng lugar ng lugar ng East Michayu

Hindi kalayuan sa lugar ng pag-aaral ay ang lungsod ng Vuktyl at ang nayon ng Dutovo. Ang lugar ng trabaho ay matatagpuan sa Pechora River basin. Ang lugar ay isang maburol, malumanay na umaalon na kapatagan, na may malinaw na mga lambak ng mga ilog at batis. Ang lugar ng trabaho ay latian. Ang klima ng rehiyon ay matalim na kontinental. Ang mga tag-araw ay maikli at malamig, ang mga taglamig ay malupit malakas na hangin. Ang snow cover ay itinatag sa Oktubre at nawawala sa katapusan ng Mayo. Sa mga tuntunin ng seismic work, ang lugar na ito ay kabilang sa ika-4 na kategorya ng kahirapan.

1.2 Lithological at stratigraphic na katangian

Ang mga lithological at stratigraphic na katangian ng seksyon (Figure 1.2) ng sedimentary cover at foundation ay ibinibigay batay sa mga resulta ng pagbabarena at seismic logging ng mga balon 2-, 4-, 8-, 14-, 22-, 24-, 28 -Michayu, 1 - S. Savinobor, 1 - Dinyu-Savinobor.

Figure 1.2 - Lithological at stratigraphic na seksyon ng Vostochno-Michayuskaya area

Paleozoic erathema - PZ

Devonian - D

Gitnang Devonian - D 2

Napakalaking pormasyon ng Middle Devonian, Givetian Stage na hindi naaayon sa ibabaw ng mga carbonate na bato ng Silurian sequence.

Mga deposito ng Givetian stage na may kapal ng mga balon Ang 1-Dinyu-Savinobor 233 m ay kinakatawan ng mga clay at sandstone sa dami ng Stary Oskol superhorizon (I - sa reservoir).

Upper Devonian - D 3

Ang Upper Devonian ay nakikilala sa dami ng mga yugto ng Frasnian at Famennian. Si Fran ay kinakatawan ng tatlong sub-tier.

Ang mga deposito ng Lower Frasnian ay nabuo ng Yaran, Dzhier, at Timan horizon.

Frasnian - D 3 f

Upper Franzian Substage - D 3 f 1

Yaransky horizon - D 3 jr

Ang seksyon ng Yaran horizon (88 m ang kapal sa Q. 28-Mich.) ay binubuo ng mga sandy layer (mula sa ibaba hanggang sa itaas) V-1, V-2, V-3 at interstratal clay. Ang lahat ng mga layer ay hindi pare-pareho sa komposisyon, kapal at bilang ng mga sand interlayer.

Jyers skyline - D 3 dzr

Ang mga clayey na bato ay nangyayari sa base ng Dzhyer horizon, at ang mga sandy bed na Ib at Ia ay nakikilala sa mas mataas na bahagi, na pinaghihiwalay ng isang yunit ng luad. Ang kapal ng jier ay nag-iiba mula 15 m (KV. 60 - Yu.M.) hanggang 31 m (KV. 28 - M.).

Timan abot-tanaw - D 3 tm

Ang mga deposito ng Timan horizon, 24 m ang kapal, ay binubuo ng mga clayey-siltstone na bato.

Middle Fransian Substage - D 3 f 2

Ang Middle Fransian substage ay kinakatawan sa dami ng Sargaev at Domanik horizons, na binubuo ng siksik, silicified, bituminous limestones na may black shale interbeds. Ang kapal ng sargay ay 13 m (borehole 22-M) - 25 m (borehole 1-Tr.), domanik - 6 m sa balon. 28-M. at 38 m sa balon 4-M.

Upper Frasnian - D 3 f 3

Ang hindi nahahati na Vetlasyan at Sirachoi (23 m), Evlanovsk at Liven (30 m) na mga deposito ay bumubuo sa seksyon ng Upper Frasnian substage. Ang mga ito ay nabuo sa pamamagitan ng kayumanggi at itim na limestones na pinaghalo-halong may shale.

Famennian - D 3 fm

Ang yugto ng Famennian ay kinakatawan ng mga horizon ng Volgograd, Zadonsk, Yelets, at Ust-Pechora.

Volgograd horizon - D 3 vlg

Zadonsky horizon - D 3 zd

Ang Volgograd at Zadonsk horizons ay binubuo ng clay-carbonate na mga bato na 22 m ang kapal.

Yelets horizon - D 3 el

Ang mga deposito ng Yelets horizon ay nabuo sa pamamagitan ng organogenic-detrital limestone na mga lugar, sa ibabang bahagi ng malakas na clayey dolomites, sa base ng abot-tanaw ay may mga marl at calcareous, siksik na clay. Ang kapal ng mga deposito ay nag-iiba mula sa 740 m (wells 14-, 22-M) hanggang 918 m (well 1-Tr.).

Ust-Pechora horizon - D 3 pataas

Ang Ust-Pechora horizon ay kinakatawan ng mga siksik na dolomite, itim na argillite-like clay, at limestones. Ang kapal nito ay 190m.

Carboniferous system - C

Sa itaas ng unconformity deposits ng Carboniferous system ay nangyayari sa dami ng lower at middle section.

Lower Carboniferous - C 1

Visean - C 1 v

Serpukhovian - C 1 s

Ang mas mababang seksyon ay binubuo ng mga yugto ng Visean at Serpukhovian, na nabuo ng mga limestone na may mga interbed na luad, na may kabuuang kapal na 76 m.

Upper Carboniferous Division - C 2

Bashkirian - C 2 b

Stage ng Moscow - C 2 m

Ang mga yugto ng Bashkirian at Moscow ay kinakatawan ng mga clay-carbonate na bato. Ang kapal ng mga deposito ng Bashkir ay 8 m (borehole 22-M.) - 14 m (borehole 8-M.), At sa balon. 4-, 14-M. nawawala sila.

Ang kapal ng yugto ng Moscow ay nag-iiba mula sa 24 m (borehole 1-Tr) hanggang 82 m (borehole 14-M).

Sistema ng Permian - R

Ang mga deposito sa Moscow ay hindi naaayon sa mga deposito ng Permian sa dami ng mas mababa at itaas na mga seksyon.

Kagawaran ng Nizhnepermsky - R 1

Ang mas mababang seksyon ay ipinakita nang buo at binubuo ng mga limestone at clayey marls, at sa itaas na bahagi - clays. Ang kapal nito ay 112m.

Upper Permian department - R 2

Ang itaas na seksyon ay nabuo sa pamamagitan ng mga yugto ng Ufa, Kazan at Tatar.

Ufimian - P 2 u

Ang mga deposito ng Ufim na may kapal na 275 m ay kinakatawan ng intercalation ng clays at sandstones, limestones at marls.

Kazanian - P 2 kz

Ang yugto ng Kazanian ay binubuo ng siksik at malapot na luad at quartz sandstone; mayroon ding mga bihirang interlayer ng limestone at marls. Ang kapal ng layer ay 325 m.

Tatarian - P 2 t

Ang yugto ng Tatarian ay nabuo sa pamamagitan ng mga napakalakas na bato na 40 m ang kapal.

Mesozoic erathema - MZ

Triassic system - T

Ang mga deposito ng Triassic sa dami ng mas mababang seksyon ay binubuo ng mga alternating clay at sandstone na may kapal na 118 m (well 107) - 175 m (well 28-M.).

Jurassic - J

Ang sistema ng Jurassic ay kinakatawan ng mga kahanga-hangang pormasyon na may kapal na 55 m.

Cenozoic erathema - KZ

Quaternary - Q

Ang seksyon ay nakumpleto sa pamamagitan ng loams, sandy loams at buhangin ng Quaternary age na 65 m ang kapal sa balon na 22-M. at 100 m sa balon 4-M.

1.3 Tectonic na istraktura

Sa mga terminong tectonic (Larawan 1.3), ang lugar ng trabaho ay matatagpuan sa gitnang bahagi ng Michayu-Pashninsky swell, na tumutugma sa Ilych-Chiksha fault system kasama ang pundasyon. Ang fault system ay makikita rin sa sedimentary cover. Ang mga tectonic disturbance sa lugar ng trabaho ay isa sa mga pangunahing salik na bumubuo ng istruktura.

Larawan 1.3 - Kopyahin mula sa tectonic na mapa ng lalawigan ng Timano-Pechora

Tatlong zone ng mga tectonic fault ang natukoy sa lugar ng trabaho: western at eastern submeridional strike, at, sa timog-silangan, ang lugar ng hilagang-silangan na strike.

Ang mga kaguluhang tectonic na naobserbahan sa kanluran ng lugar na ito ay maaaring masubaybayan sa lahat ng sumasalamin sa mga abot-tanaw, at ang mga kaguluhan sa silangan at timog-silangan ay kumukupas, ayon sa pagkakabanggit, noong panahon ng Famennian at Frasnian.

Ang mga tectonic faults sa kanlurang bahagi ay mala-gran trough. Ang sagging ng horizons ay pinakamalinaw na nakikita sa mga profile 40990-02, 40992-02, -03, -04, -05.

Ang amplitude ng vertical displacement sa kahabaan ng horizons ay umaabot sa 12 hanggang 85 m. Sa view ng plano, ang mga fault ay naka-orient sa hilagang-kanluran. Sila ay umaabot sa timog-silangan na direksyon mula sa lugar ng pag-uulat, na nililimitahan ang istraktura ng Dinya-Savinobor mula sa kanluran.

Malamang na pinaghihiwalay ng mga fault ang axial na bahagi ng Michayu-Pashninskii swell mula sa eastern slope nito, na nailalarawan sa patuloy na paghupa ng mga sediment sa silangan.

Sa geophysical field g, ang mga kaguluhan ay tumutugma sa matinding mga zone ng gradients, ang interpretasyon kung saan naging posible na mag-isa ng isang malalim na kasalanan dito, na naghihiwalay sa Michayu-Pashninskaya zone ng mga pagtaas sa kahabaan ng basement mula sa medyo ibinaba na hakbang ng Lemyu at, marahil, ang pangunahing pagkakamali sa pagbuo ng istraktura (Krivtsov K.A., 1967, Repin E.M., 1986).

Ang western zone ng tectonic faults ay kumplikado sa pamamagitan ng hilagang-silangan-trending feathering faults, dahil kung saan nabuo ang hiwalay na mga nakataas na bloke, tulad ng sa mga profile 40992-03, -10, -21.

Ang amplitude ng vertical displacement kasama ang horizons ng eastern fault zone ay 9-45 m (proyekto 40990-05, istasyon 120-130).

Ang Southeastern fault zone ay kinakatawan ng isang graben-like trough, ang amplitude nito ay 17-55 m (proyekto 40992-12, site 50-60).

Ang western tectonic zone ay bumubuo ng isang elevated near-fault structural zone, na binubuo ng ilang tectonically limited folds - Srednemichayuskaya, East Michayuskaya, Ivan-Shorskaya, Dinyu-Savinoborskaya structures.

Ang pinakamalalim na abot-tanaw na OG III 2-3 (D 2-3), kung saan ginawa ang mga istrukturang istruktura, ay nakakulong sa hangganan sa pagitan ng Upper Devonian at Middle Devonian na mga deposito.

Batay sa mga istrukturang istruktura, pagsusuri ng mga seksyon ng oras at data ng pagbabarena, ang sedimentary cover ay may medyo kumplikadong geological na istraktura. Laban sa background ng submonocline subsidence ng mga layer sa direksyong silangan, ang istraktura ng East Michayu ay nakikilala. Una itong nakilala bilang isang bukas na komplikasyon ng uri ng "structural nose" na may mga materyales s\n 8213 (Shmelevskaya I.I., 1983). Batay sa gawain ng 1989-90 season. (S\n 40990) ang istraktura ay ipinakita bilang isang fault fold, na naka-contour kasama ng isang kalat-kalat na network ng mga profile.

Itinatag ng data ng pag-uulat ang kumplikadong istraktura ng istraktura ng East Michayu. Ayon sa OG III 2-3, ito ay kinakatawan ng isang three-dome, linearly elongated, northwest-trending anticlinal fold, ang mga sukat nito ay 9.75 × 1.5 km. Ang hilagang simboryo ay may amplitude na 55 m, ang gitnang isa - 95 m, ang katimugang isa - 65 m Mula sa kanluran, ang istraktura ng East Michayu ay limitado ng isang graben-like trough ng hilagang-kanlurang strike, mula sa timog - sa pamamagitan ng isang tectonic fault, na may amplitude na 40 m. Sa hilaga, ang East Michayu anticline fold ay kumplikado sa pamamagitan ng isang uplifted block (project nos. 40992-03), at sa timog - isang subsided block (mga proyekto 40990-07, 40992- 11), dahil sa mga balahibo na kaguluhan ng hilagang-silangan na strike.

Sa hilaga ng East Michayu uplift, ang Middle Michayu near-fault structure ay inihayag. Ipinapalagay namin na ito ay nagsasara sa hilaga ng lugar ng pag-uulat, kung saan isinagawa ang naunang gawain sa / p 40991 at ang mga istrukturang istruktura ay ginawa kasama ang mga sumasalamin sa mga abot-tanaw sa mga deposito ng Permian. Ang istraktura ng Middle Michayu ay isinasaalang-alang sa loob ng East Michayu uplift. Ayon sa gawain sa \ n 40992, ang pagkakaroon ng isang pagpapalihis sa pagitan ng mga istruktura ng East Michayu at Srednemichayu sa proyekto 40990-03, 40992-02, na kinumpirma rin ng mga gawa sa pag-uulat.

Sa parehong structural zone na may mga uplift na tinalakay sa itaas, mayroong Ivan-Shorskaya anticline structure, na kinilala ng mga gawa s\n 40992 (Misyekevich N.V., 1993). Mula sa kanluran at timog ito ay nababalot ng mga tectonic fault. Ang mga sukat ng istraktura ayon sa OG III 2-3 ay 1.75 × 1 km.

Sa kanluran ng mga istruktura ng Srednemichayuskaya, Vostochno-Michayuskaya at Ivan-Shorskaya ay ang mga istruktura ng South-Lemyuskaya at Yuzhno-Michayuskaya, na apektado lamang ng mga kanlurang dulo ng mga naiulat na profile.

Timog-silangan ng istraktura ng South-Michayu, isang mababang-amplitude na istraktura ng East-Tripanyel ang ipinahayag. Ito ay kinakatawan ng isang anticline fold, ang mga sukat kung saan ayon sa OG III 2-3 ay 1.5 × 1 km.

Sa kanlurang marginal na bahagi ng submeridional-trending graben sa hilaga ng lugar ng pag-uulat, ang mga maliliit na malapit-fault na istruktura ay nakahiwalay. Sa timog, ang mga katulad na structural form ay nabuo dahil sa maliliit na tectonic faults ng iba't ibang strike, na nagpapalubha sa graben zone. Ang lahat ng maliliit na istrukturang ito sa mga bloke na ibinaba na may kaugnayan sa pagtaas ng East Michayu ay pinagsama namin sa ilalim ng pangkalahatang pangalan ng istraktura ng Central Michayu at nangangailangan ng karagdagang paggalugad ng seismic.

Ang reference point 6 ay nauugnay sa OG IIIf 1 sa tuktok ng Yaran horizon. Structural plan of reflecting horizon IIIf 1, minana mula sa OG III 2-3. Ang mga sukat ng istraktura ng East Michayu na malapit sa kasalanan ay 9.1 × 1.2 km, sa contour ng isohypse - 2260 m, ang hilaga at timog na mga domes ay nakikilala sa isang amplitude na 35 at 60 m, ayon sa pagkakabanggit.

Ang mga sukat ng Ivan-Shorskaya near-fault fold ay 1.7 × 0.9 km.

Ang structural map ng OG IIId ay sumasalamin sa gawi ng base ng Domanik horizon ng Middle Frasnian substage. Sa pangkalahatan, mayroong pagtaas ng structural plan sa hilaga. Sa hilaga ng lugar ng pag-uulat, ang base ng domanik ay nalantad ng balon No. 2-Sev.Michayu, 1-Sev.Michayu sa ganap na elevation - 2140 at - 2109 m, ayon sa pagkakabanggit, sa timog - sa borehole. 1-Dinyu-Savinobor sa marka - 2257 m. Ang mga istruktura ng East Michayu at Ivan-Shor ay sumasakop sa isang intermediate na posisyon ng hypsometric sa pagitan ng mga istruktura ng North-Michayu at Dinyu-Savinobor.

Sa antas ng Domanik horizon, ang balahibo na kaguluhan sa Project 40992-03 ay nawawala; sa halip na ang nakataas na bloke, isang simboryo ang nabuo, na sumasakop sa mga katabing profile 40990-03, -04, 40992-02. Ang mga sukat nito ay 1.9 × 0.4 km, ang amplitude ay 15 m. Sa timog ng pangunahing istraktura, sa isa pang feathering fault sa proyekto 40992-10, ang isang maliit na simboryo ay nagsasara na may isohypse na -2180 m. Ang mga sukat nito ay 0.5 × 0.9, ang amplitude ay 35 m. Ang istraktura ng Ivan-Shor ay matatagpuan 60 m sa ibaba ng istraktura ng East Michayu.

Ang structural plan ng OG Ik na nakakulong sa tuktok ng carbonates ng Kungurian stage ay malaki ang pagkakaiba sa structural plan ng mga pinagbabatayan na horizon.

Ang mala-graben na labangan ng western fault zone sa mga seksyon ng oras ay may mala-cup na hugis; kaugnay nito, ang structural plan ng OG Ik ay muling naayos. Ang shielding tectonic faults at ang arko ng East Michayu structure ay lumilipat sa silangan. Ang sukat ng istraktura ng East Michayu ay mas maliit kaysa sa pinagbabatayan na mga deposito.

Ang tectonic disturbance ng hilagang-silangan na welga ay naghahati sa istraktura ng East Michayu sa dalawang bahagi. Dalawang domes ang nakatayo sa tabas ng istraktura, at ang amplitude ng timog ay mas malaki kaysa sa hilagang isa at 35 m.

Sa timog ay ang Ivan-Shorsky fault uplift, na ngayon ay isang istrukturang ilong, sa hilaga kung saan ang isang maliit na simboryo ay nakatayo. Ang fault ay kumukupas, na sinusuri ang Ivan-Shor anticline sa timog sa kahabaan ng lower horizon.

Ang eastern flank ng South Lemew structure ay kumplikado sa pamamagitan ng bahagyang tectonic disturbance ng submeridional strike.

Sa buong lugar ay may maliliit na walang ugat na tectonic disturbances, na may amplitude na 10-15 m, na hindi magkasya sa anumang sistema.

Produktibo sa mga deposito ng Severo-Savinoborsky, Dinyu-Savinoborsky, Michayusky, ang sandy reservoir V-3 ay matatagpuan sa ibaba ng benchmark 6, na kinilala sa OG IIIf1, sa pamamagitan ng 18-22 m, at sa balon. 4-Mich. sa 30 m.

Sa plano ng istruktura ng tuktok ng pagbuo ng V-3, ang pinakamataas na posisyon ng hypsometric ay inookupahan ng patlang ng Michayuskoye, ang hilagang-silangan na bahagi nito ay nakakulong sa istraktura ng South Lemyu. Ang WOC ng field ng Michayuskoye ay tumatakbo sa antas na - 2160 m (Kolosov V.I., 1990). Ang istraktura ng East Michayu ay nagsasara sa isang isohypse - 2280 m, isang nakataas na bloke sa isang antas ng - 2270 m, isang binabaan na bloke sa timog na dulo sa isang antas ng - 2300 m.

Sa antas ng istraktura ng Vostochno-Michayu, sa timog ay mayroong field ng Severo-Savinoborskoye na may OWC sa antas na - 2270 m. Ang 1-Dinyu-Savinobor ay tinukoy sa antas ng - 2373 m.

Kaya, ang istraktura ng East Michayu, na matatagpuan sa parehong structural zone tulad ng Dinya-Savinobor, ay mas mataas kaysa dito at maaaring maging isang mahusay na bitag para sa mga hydrocarbon. Ang screen ay isang graben-shaped trough ng hilagang-kanlurang strike na walang simetriko na hugis.

Ang kanlurang bahagi ng graben ay tumatakbo sa kahabaan ng mababang-amplitude na mga normal na fault, maliban sa ilang mga profile (mga proyekto 40992-01, -05, 40990-02). Ang mga paglabag sa silangang bahagi ng graben, ang pinakahupa na bahagi nito ay matatagpuan sa pr. 40990-02, 40992-03, ay mataas ang amplitude. Ayon sa kanila, ang sinasabing permeable formations ay nakikipag-ugnayan sa Sargaev o Timan formations.

Sa timog, bumababa ang amplitude ng kaguluhan at, sa antas ng profile 40992-08, ang graben ay nagsasara sa timog. Kaya, ang southern periclinal ng istraktura ng Vostochno-Michayuskaya ay nasa lowered block. Sa kasong ito, ang pagbuo ng V-3 ay maaaring makipag-ugnay, sa pamamagitan ng kaguluhan, sa mga interstratal na luad ng Yaran horizon.

Sa timog sa zone na ito ay ang Ivan-Shorskaya near-fault na istraktura, na tinawid ng dalawang meridional profile 13291-09, 40992-21. Ang kawalan ng mga profile ng seismic sa buong strike ng istraktura ay hindi nagpapahintulot sa amin na hatulan ang pagiging maaasahan ng bagay na tinukoy ng s\n 40992.

Ang mala- graben na labangan, sa turn, ay nasira ng mga tectonic fault, dahil sa kung saan ang mga nakahiwalay na nakataas na bloke ay nabuo sa loob nito. Pinangalanan namin sila bilang istraktura ng Central Michayu. Sa mga profile 40992-04, -05, ang mga fragment ng istraktura ng East Michayu ay makikita sa ibinabang bloke. Mayroong isang maliit na mababang-amplitude na istraktura sa intersection ng mga profile 40992-20 at 40992-12, na pinangalanan namin ang East Trypanyelskaya.

1.4 Nilalaman ng langis at gas

Ang lugar ng trabaho ay matatagpuan sa rehiyon ng langis at gas ng Izhma-Pechora sa loob ng rehiyon ng langis at gas ng Michayu-Pashninsky.

Sa mga patlang ng rehiyon ng Michayu-Pashninsky, ang isang malawak na kumplikado ng mga deposito ng napakalaking karbonat mula sa Gitnang Devonian hanggang sa Upper Permian, kasama, ay nagdadala ng langis.

Malapit sa lugar na isinasaalang-alang ay ang mga deposito ng Michayuskoye at Yuzhno-Michayuskoye.

Deep prospecting at exploratory drilling, na isinagawa noong 1961 - 1968. sa field ng Michayuskoye, mga balon No. 1-Yu. Ang deposito ay layered, arched, bahagyang waterfowl. Ang taas ng deposito ay halos 25 m, ang mga sukat ay 14 × 3.2 km.

Sa larangan ng Michayuskoye, ang kapasidad ng komersyal na pagdadala ng langis ay nauugnay sa mga mabuhangin na pormasyon sa base ng yugto ng Kazanian. Sa unang pagkakataon, ang langis mula sa mga deposito ng Upper Permian sa larangang ito ay nakuha noong 1982 mula sa balon 582. Ang kapasidad na nagdadala ng langis ng R 2 -23 at R 2 -26 na mga pormasyon ay itinatag sa pamamagitan ng pagsubok dito. Ang mga deposito ng langis sa pormasyon ng P 2 -23 ay nakakulong sa mga sandstone, siguro ng channel genesis, na lumalawak sa anyo ng ilang mga piraso ng submeridional strike sa buong field ng Michayuskoye. Ang kapasidad na nagdadala ng langis ay itinatag sa balon. 582, 30, 106. Banayad na langis, na may mataas na nilalaman ng mga asphatene at paraffin. Ang mga deposito ay nakakulong sa isang bitag ng isang structural-lithological na uri.

Ang mga deposito ng langis sa mga layer P 2 -24, P 2 -25, P 2 -26 ay nakakulong sa mga sandstone, siguro ng channel genesis, na lumalawak sa anyo ng mga strip sa pamamagitan ng Michayuskoye field. Ang lapad ng mga piraso ay nag-iiba mula 200 m hanggang 480 m, ang maximum na kapal ng tahi ay mula 8 hanggang 11 m.

Ang reservoir permeability ay 43 mD at 58 mD, ang porosity ay 23% at 13.8%. Panimulang stock pusa. Ang A + B + C 1 (geol. / izv.) ay katumbas ng 12176/5923 thousand tons, category C 2 (geol. / izv.) 1311/244 thousand tons. Ang natitirang mga reserba noong 01.01.2000 sa mga kategorya А+В+С 1 ay 7048/795 libong tonelada, sa kategoryang С 2 1311/244 libong tonelada, ang pinagsama-samang produksyon ay 5128 libong tonelada.

Ang Yuzhno-Michayuskoye oil field ay matatagpuan 68 km hilagang-kanluran ng lungsod ng Vuktyl, 7 km mula sa Michayuskoye field. Natuklasan ito noong 1997 ng balon 60 - Yu.M., kung saan nakuha ang pag-agos ng langis na 5 m 3 / araw mula sa pagitan ng 602 - 614 m ayon sa PU.

Ang reservoir oil deposit, lithologically shielded, nakakulong sa sandstones ng P 2 -23 formation ng Kazanian stage ng Upper Permian.

Ang lalim ng pagbuo ng bubong sa tuktok ay 602 m, ang reservoir permeability ay 25.4 mD, at ang porosity ay 23%. Ang density ng langis ay 0.843 g/cm 3, ang lagkit sa mga kondisyon ng reservoir ay 13.9 MPa. s, ang nilalaman ng resins at asphatenes 12.3%, paraffins 2.97%, sulfur 0.72%.

Ang mga paunang stock ay katumbas ng mga natitirang stock noong 01.01.2000. at nagkakahalaga ng 1,742/112 thousand tons para sa mga kategoryang A+B+C, at 2,254/338 thousand tons para sa category C.

Sa larangan ng Dinyu-Savinoborskoye, natuklasan noong 2001 ang isang deposito ng langis sa napakalaking deposito ng pagbuo ng V-3 ng Yaran horizon ng yugto ng Frasnian ng Upper Devonian. well 1-Dinyu-Savinobor. Sa seksyon ng balon, 4 na bagay ang nasubok (Talahanayan 1.2).

Kapag sinusubukan ang pagitan 2510-2529 m (formation V-3), ang isang pag-agos (solusyon, filtrate, langis, gas) ay nakuha sa halagang 7.5 m 3 (kung saan ang langis - 2.5 m 3).

Kapag sinubukan ang pagitan ng 2501-2523 m, nakuha ang langis na may rate ng daloy na 36 m 3 / araw sa pamamagitan ng isang choke na may diameter na 5 mm.

Kapag sinusubukan ang mga overlying reservoirs ng Yaran at Dzhyer horizons (layer Ia, Ib, B-4) (test interval 2410-2490 m), walang oil show ang naobserbahan. Ang isang solusyon ay nakuha sa dami ng 0.1 m 3.

Upang matukoy ang pagiging produktibo ng pagbuo ng V-2, isang pagsubok ang isinagawa sa pagitan ng 2522-2549.3 m Bilang isang resulta, isang solusyon, filtrate, langis, gas at tubig ng pagbuo sa halagang 3.38 m 3 ay nakuha, kung saan 1.41 m3 ay dahil sa mga pagtagas sa tool 3, pag-agos mula sa reservoir - 1.97 m 3.

Kapag pinag-aaralan ang mga deposito ng Lower Permian (test interval 1050 - 1083.5 m), nakuha din ang isang solusyon sa dami ng 0.16 m 3. Gayunpaman, sa proseso ng pagbabarena, ayon sa pangunahing data, ang mga palatandaan ng saturation ng langis ay nabanggit sa ipinahiwatig na pagitan. Sa pagitan ng 1066.3-1073.3 sandstones ay inequigranular, lenticular. Ang mga pagbubuhos ng langis ay sinusunod sa gitna ng agwat, 1.5 cm - isang layer ng sandstone na puspos ng langis. Sa pagitan ng 1073.3-1080.3 m at 1080.3-1085 m, ang mga interlayer ng sandstones na may oil effusions at manipis (sa pagitan ng 1080.3-1085 m, core removal 2.7 m) interlayers ng polymictic oil-saturated sandstone ay nabanggit din.

Mga palatandaan ng saturation ng langis ayon sa pangunahing data sa balon Ang 1-Dinyu-Savinobor ay nabanggit din sa tuktok ng miyembro ng Zelenetsky horizon ng Famennian stage (core sampling interval 1244.6-1253.8 m) at sa layer Ib ng Dzhiersky horizon ng Frasnian stage (core sampling interval 2464.8-2470 m).

Sa reservoir V-2 (D3 jr) mayroong mga sandstone na may hydrocarbon na amoy (core sampling interval 2528.7-2536 m).

Ang impormasyon tungkol sa mga resulta ng pagsubok at palabas ng langis sa mga balon ay ibinibigay sa mga talahanayan 1.1 at 1.2.

Talahanayan 1.1 - Mga resulta ng well testing

			pagbuo.	Mga resulta ng pagsubok.
				1 bagay. Mineralized water inflow Q=38 m 3 /araw ayon sa PU.
				2 bagay. Min. tubig Q \u003d 0.75 m 3 / araw ayon sa PU.
				3 bagay. Walang natanggap na pagpasok.
				1 bagay. Min. tubig Q \u003d 19.6 m 3 / araw.
				2 bagay. Minor inflow min. tubig Q \u003d 0.5 m 3 / araw.
				1 bagay. IP reservoir min. tubig na may admixture ng filtrate solution Q=296 m 3 /day.
				2 bagay. IP reservoir min. tubig na may amoy ng hydrogen sulfide, madilim na berde.
				3 bagay. Min. tubig Q \u003d 21.5 m 3 / araw.
				4 bagay. Min. tubig Q \u003d 13.5 m 3 / araw.
				Sa column, ang libreng daloy ng langis ay 10 m 3 /day.
				Langis Q=21 t/araw sa 4 mm choke.
				1 bagay. Pag-agos ng langis sa industriya Q=26 m 3 /araw sa isang 4 mm choke.
				1 bagay. Bumubulusok ng langis Q \u003d 36.8 m 3 / araw sa isang 4 mm na angkop.
				Pag-agos ng langis 5 m 3 /araw ayon sa PU.
				3, 4, 5 bagay. Mahinang pag-agos ng langis Q \u003d 0.1 m 3 / araw.
				IP oil 25 m 3 sa 45 min.
				Ang paunang daloy ng langis ay 81.5 tonelada/araw.
				5.6 m 3 ng langis sa loob ng 50 minuto.
				Ang paunang daloy ng langis ay 71.2 tonelada/araw.
				Langis Q humingi. =66.6 t/araw.
				Pag-agos ng langis Q=6.5 m 3 /hour, P pl. =205 atm.
				Ang paunang daloy ng langis ay 10.3 t/araw.
				Langis Q \u003d 0.5 m 3 / oras, R pl. =160 atm.
				Mineral na tubig na may mga pelikula ng langis.
				Solusyon, salain, langis, gas. Dami ng pag-agos 7.5 m 3 (kung saan ang langis ay 2.5 m 3). R sq. =27.65 MPa.
				Solusyon, salain, langis, gas, tubig sa pagbuo. V pr. \u003d 3.38 m 3, R pl. =27.71 MPa.
				Rate ng daloy ng langis 36 m 3 /araw, diam. PCS. 5 mm.
				Walang natanggap na pagpasok.

Talahanayan 1.2 - Impormasyon tungkol sa mga palabas sa langis

		Pagitan		Ang likas na katangian ng mga pagpapakita.
				Mga limestone na may mga pahid ng langis sa mga kuweba at mga butas.
				Mga pelikula ng langis sa panahon ng pagbabarena.
				Ayon sa GIS, oil-saturated sandstone.
				Limestone na may suture joints na puno ng bituminous clay.
				Oil-saturated core.
				Alternation ng oil-saturated sandstones, siltstones, manipis na layers ng clays.
				Oil-saturated core.
				Oil-saturated polymictic sandstones.
				Mga sandstone na puspos ng tubig.
				Mga limestone na puspos ng langis.
				Ang limestone ay cryptocrystalline, na may mga bihirang bitak na naglalaman ng bituminous material.
				Argillite, limestone. Mid-interval na pagbubuhos ng langis; 1.5 cm - layer ng oil-saturated sandstone.
				Ang sandstone ay inequigranular at fine-grained na may oil exudates.
				Limestone at mga indibidwal na layer ng oil-saturated sandstone.
				Alternation ng dolomite at dolomitic limestone na may oil exudates.
				Argillite na may mga pagbubuhos at mga pelikula ng langis kasama ang mga bitak; siltstone na may amoy ng langis.
				Pagpapalit-palit ng mga sandstone na may mga effusion at mantsa ng langis.
				Pagpapalit-palit ng mga sandstone na may HC na amoy at mga mudstone na may bitumen na pinagsalitan.
				Mga pinong butil na sandstone na may hydrocarbon na amoy, bituminous sa kahabaan ng mga fissure.
				Limestone na may oil exudates at hydrocarbon smell; sandstone at mudstone na may oil exudate.
				Siksik at malakas na sandstone na may amoy na hydrocarbon.
				Paghahalili ng quartz sandstone na may hydrocarbon smell, siltstone at mudstone.
				Mga quartz sandstone na may mababang amoy ng hydrocarbon.

2. Espesyal na bahagi

2.1 Heopisiko na gawain na isinasagawa sa lugar na ito

Ang ulat ay pinagsama-sama batay sa mga resulta ng reprocessing at reinterpretation ng seismic data na nakuha sa hilagang bloke ng Dinyu-Savinobor field sa iba't ibang taon ng mga seismic crew 8213 (1982), 8313 (1984), 41189 (1990), 40990 (1992). ), 40992 (1993) ayon sa kasunduan sa pagitan ng Kogel LLC at Dinyu LLC. Ang pamamaraan at pamamaraan ng trabaho ay ipinapakita sa Talahanayan 2.1.

Talahanayan 2.1 - Impormasyon tungkol sa pamamaraan ng field work

			" pag-unlad"	"Progreso - 2"	"Progreso - 2"
Sistema ng pagmamasid	Sentral	Sentral naya	gilid	gilid	gilid
Mga Pagpipilian sa Pinagmulan
	Paputok	Paputok	hindi sumasabog"pagbaba ng timbang" - SIM	Hindi sumasabog na "pababa ng timbang" - SIM	Hindi sumasabog "Yenisei - SAM"
Bilang ng mga balon sa isang pangkat
halaga ng singil
Distansya sa pagitan ng mga shot
Mga Pagpipilian sa Paglalagay
multiplicity
Pagpapangkat ng geophone	26 joint ventures batay sa 78 m	26 joint ventures batay sa 78 m	12 joint venture sa base na 25 m	11 joint ventures sa base ng 25 m	11 joint ventures sa base ng 25 m
Distansya sa pagitan ng PP
Pinakamababang distansya ng pagsabog-device
Maximum na distansya ng pagsabog-device

Ang Vostochno-Michayu tectonic-limited na istraktura na kinilala ng mga gawa s / p 40991 ay inilipat sa pagbabarena sa mga deposito ng Lower Frasnian, Lower Famennian at Lower Permian noong 1993, s / p 40992. Ang mga seismic survey ay karaniwang nakatuon sa pag-aaral ng Permian bahagi ng seksyon, ang mga istrukturang istruktura sa ibabang bahagi ng seksyon ay ginanap lamang sa sumasalamin na abot-tanaw III f 1 .

Sa kanluran ng lugar ng trabaho ay ang Michayuskoye at Yuzhno-Michayuskoye oil field. Ang potensyal na komersyal na langis at gas ng larangan ng Michayuskoye ay nauugnay sa mga deposito ng Upper Permian, ang deposito ng langis ay nakapaloob sa mga sandstone ng pagbuo ng V-3 sa tuktok ng abot-tanaw ng Yaran.

Timog-silangan ng istraktura ng Vostochno-Michayu noong 2001, natuklasan ng 1-Dinyu-Savinobor na may deposito ng langis sa mga deposito ng Lower Frasnian. Ang mga istraktura ng Dinyu-Savinobor at East Michayu ay matatagpuan sa parehong structural zone.

Kaugnay ng mga pangyayaring ito, naging kinakailangan na rebisahin ang lahat ng magagamit na geological at geophysical na materyales.

Ang reprocessing ng seismic data ay isinagawa noong 2001 ni Tabrina V.A. sa ProMAX system, ang volume ng reprocessing ay 415.28 km.

Ang paunang pagproseso ay binubuo ng pag-convert ng data sa panloob na format ng ProMAX, pagtatalaga ng geometry, at pagpapanumbalik ng mga amplitude.

Ang interpretasyon ng materyal na seismic ay isinagawa ng nangungunang geophysicist na si I.Kh. Mingaleva, geologist E.V. Matyusheva, kategorya I geophysicist N.S. Ang interpretasyon ay isinagawa sa Geoframe exploration system sa SUN 61 workstation. Kasama sa interpretasyon ang ugnayan ng reflective horizons, ang pagbuo ng isochron, isohyps, at isopach na mga mapa. Ang workstation ay puno ng mga digitized na log para sa mga balon 14-Michayu, 24-Michayu. Upang muling kalkulahin ang logging curves sa sukat ng oras, ginamit ang mga bilis na nakuha mula sa seismic logging ng kaukulang mga balon.

Ang pagbuo ng isochron, isohyps, at isopach na mga mapa ay awtomatikong isinagawa. Kung kinakailangan, sila ay naitama nang manu-mano.

Ang mga modelo ng bilis na kailangan upang baguhin ang mga mapa ng isochrone sa mga istruktura ay natukoy mula sa data ng pagbabarena at seismic.

Ang isohypse cross section ay tinutukoy ng error sa pagtatayo. Upang mapanatili ang mga tampok ng mga structural plan at para sa mas mahusay na visualization, ang isohypse section ay kinuha na 10 m kasama ang lahat ng reflective horizons. Iskala ng mapa 1:25000. Ang stratigraphic confinement ng reflecting horizons ay isinagawa ayon sa seismic logging ng mga balon 14-,24-Michayu.

6 na sumasalamin sa mga abot-tanaw ay natunton sa lugar. Ang mga istrukturang istruktura ay ipinakita para sa 4 na sumasalamin sa mga abot-tanaw.

Ang OG Ik ay nakakulong sa benchmark 1, na kinilala sa pamamagitan ng pagkakatulad sa balon ng Dinyu-Savinobor sa itaas na Kungurian, 20-30 m sa ibaba ng mga deposito ng Ufim (Larawan 2.1). Ang abot-tanaw ay mahusay na nakakaugnay sa positibong yugto, ang intensity ng pagmuni-muni ay mababa, ngunit ang mga dynamic na tampok ay pare-pareho sa lugar. Ang susunod na sumasalamin sa abot-tanaw II-III ay kinilala sa hangganan ng Carboniferous at Devonian na mga deposito. Ang GO ay medyo madaling makilala sa mga profile, kahit na sa mga lugar ay may pagkagambala ng dalawang yugto. Sa silangang dulo ng mga latitudinal na profile, lumilitaw ang isang karagdagang pagmuni-muni sa itaas ng OG II-III, na dumudurog sa kanluran sa anyo ng isang plantar overlap.

Ang OG IIIfm 1 ay nakakulong sa benchmark 5, na kinilala sa ibabang bahagi ng Yeletsk Horizon ng Lower Famennian. Sa mga balon na 5-M., 14-M, ang benchmark na 5 ay tumutugma sa ilalim ng Yelets horizon na kinilala ng TP NIC, sa iba pang mga balon (2,4,8,22,24,28-M) 3-10 m sa itaas ng opisyal na pagkasira ng ibaba D 3 el. Ang sumasalamin na abot-tanaw ay isang reference na abot-tanaw, ay may binibigkas na mga dynamic na tampok at mataas na intensity. Ang mga istrukturang istruktura para sa OG IIIfm 1 ay hindi ibinibigay ng programa.

Ang OG IIId ay kinilala sa base ng mga deposito ng Domanik at may kumpiyansa na nauugnay sa mga seksyon ng oras sa negatibong yugto.

Ang reference point 6 sa tuktok ng Lower Franian Yaran horizon ay nauugnay sa OG IIIf 1 . Ang benchmark 6 ay medyo may kumpiyansa sa lahat ng mga balon na 10-15m sa ibaba ng base ng mga deposito ng Dzher. Ang sumasalamin sa abot-tanaw IIIf 1 ay mahusay na sinusubaybayan, sa kabila ng katotohanan na ito ay may mababang intensity.

Produktibo sa mga patlang ng Michayuskoye, Dinyu-Savinoborskoye, ang V-3 sandy reservoir ay matatagpuan 18-22 m sa ibaba ng IIIf 1 OG, sa 4-M na balon lamang. ang kapal ng mga deposito na nakapaloob sa pagitan ng OG IIIf 1 at ang pagbuo ng V-3 ay nadagdagan sa 30 m.

Figure 2.1 - Paghahambing ng mga seksyon ng mga balon 1-C. Michayu, 24-Michayu, 14-Michayu at snap reflective horizons

Ang susunod na sumasalamin sa abot-tanaw III 2-3 ay mahinang ipinahayag sa field ng alon, na sinusubaybayan malapit sa tuktok ng Gitnang Devonian napakalaking deposito. Ang OG III 2-3 ay nauugnay sa negatibong bahagi bilang isang ibabaw ng pagguho. Sa timog-kanluran ng lugar ng pag-uulat, mayroong pagbaba sa temporal na kapal sa pagitan ng OG IIIf 1 at III 2-3, na malinaw na nakikita sa profile 8213-02 (Figure 2.2).

Ang mga istrukturang istruktura (Mga Figure 2.3 at 2.4) ay ginawa kasama ang mga reflector na Ik, IIId, IIIf 1, III 2-3, isang isopach na mapa ang ginawa sa pagitan ng OG IIId at III 2-3, isang istrukturang mapa ang ipinakita sa tuktok ng B -3 sand bed, para sa buong Dinho - Savinoborskoye deposit.

Figure 2.2 - Fragment ng seksyon ng oras kasama ang profile 8213-02

2.2 Mga resulta ng geophysical survey

Bilang resulta ng reprocessing at reinterpretation ng seismic data sa northern block ng Dinyu-Savinobor field.

Pinag-aralan namin ang geological na istraktura ng hilagang bloke ng field ng Dinyu-Savinoborskoye batay sa mga deposito ng Permian at Devonian,

Figure 2.3 - Structural map along the reflecting horizon III2-3 (D2-3)

Figure 2.4 - Structural map along the reflecting horizon III d (D 3 dm)

- sinusubaybayan at iniugnay sa buong lugar 6 na mga reflector: Ik, II-III, IIIfm1 , IIId, IIIf1 , III2-3 ;

Nagsagawa ng mga istrukturang istruktura sa sukat na 1:25000 para sa 4 OG: Ik, IIId, IIIf1, III2-3;

Isang pangkalahatang structural map ang itinayo sa tuktok ng B-3 formation para sa Dinyu-Savinobor structure at sa hilagang bloke ng Dinyu-Savinobor field, at isang isopach map sa pagitan ng OG IIId at III2-3;

Nagtayo kami ng malalim na seismic section (horizon scales 1:12500, ver. 1:10000) at seismo-geological sections (horizon scales 1:25000, ver. 1:2000);

Nagtayo kami ng isang pamamaraan ng paghahambing para sa mga deposito ng Lower Frasnian sa pamamagitan ng mga balon sa lugar ng Michayuskaya, balon No. 1-Dinyu-Savinobor at 1-Tripanyel sa sukat na 1:500;

Nilinaw ang geological structure ng East Michayu at Ivan-Shor structures;

Ibinunyag ang Middle Michayu, Central Michayu, East Trypanyol na mga istruktura;

Isang NE-trending graben-like trough ang natunton, na isang screen para sa hilagang bloke ng Dinyu-Savinobor structure.

Upang pag-aralan ang potensyal ng langis ng mga deposito ng Lower Frasnian sa loob ng gitnang bloke ng istraktura ng East Michayu, mag-drill ng prospecting well No. 3 sa profile 40992-04 pk 29.00 na may lalim na 2500 m hanggang sa pagbubukas ng Middle Devonian mga deposito;

Sa southern block - exploratory well No. 7 sa krus ng mga profile 40990-07 at 40992 -21 na may lalim na 2550 m;

Sa hilagang bloke - exploratory well No. 8 profile 40992-03 pk 28.50 na may lalim na 2450 m;

Pagsasagawa ng mga detalyadong seismic survey sa loob ng istraktura ng Ivan-Shor;

Upang magsagawa ng reprocessing at reinterpretation ng mga seismic survey sa mga istruktura ng South-Michayuskaya at Srednemichayuskaya.

2.3 Rationale para sa pagpili ng 3D seismic

Ang pangunahing dahilan na nagbibigay-katwiran sa pangangailangang gumamit ng medyo kumplikado at medyo mahal na 3D area na seismic na teknolohiya sa mga yugto ng pagsaliksik at pagdedetalye ay ang paglipat sa karamihan ng mga rehiyon sa pag-aaral ng mga istruktura at deposito na may higit at mas kumplikadong mga reservoir, na humahantong sa panganib ng pagbabarena ng mga walang laman na balon. Napatunayan na sa pagtaas ng spatial resolution ng higit sa isang order ng magnitude, ang halaga ng 3D ay gumagana kumpara sa detalyadong 2D survey (~2 km/km 2) ay tumataas lamang ng 1.5-2 beses. Kasabay nito, mas mataas ang detalye at kabuuang halaga ng 3D shooting information. Ang halos tuloy-tuloy na seismic field ay magbibigay ng:

· Mas mataas na detalye ng paglalarawan ng mga istrukturang ibabaw at katumpakan ng pagmamapa kumpara sa 2D (ang mga error ay nababawasan ng 2-3 beses at hindi lalampas sa 3-5 m);

· Hindi malabo at pagiging maaasahan ng pagsubaybay ayon sa lugar at dami ng mga tectonic faults;

· Ang pagsusuri sa mga seismic facies ay magbibigay ng pagkakakilanlan at pagsubaybay sa mga seismic facies sa dami;

· Posibilidad ng interpolation sa interwell space ng mga parameter ng reservoir (kapal ng layer, porosity, mga hangganan ng pag-unlad ng reservoir);

· Pagpino ng mga reserbang langis at gas sa pamamagitan ng pagdedetalye ng istruktura at tinantyang mga katangian.

Ito ay nagpapahiwatig ng posibleng pang-ekonomiya at geological na pagiging posible ng paggamit ng isang three-dimensional na survey sa istraktura ng East Michayu. Kapag pumipili ng pagiging posible sa ekonomiya, dapat tandaan na ang pang-ekonomiyang epekto ng paglalapat ng 3D sa buong kumplikado ng paggalugad at pag-unlad ng mga larangan ay isinasaalang-alang din:

· paglaki ng mga reserba sa mga kategoryang C1 at C2;

· pagtitipid sa pamamagitan ng pagbabawas ng bilang ng mga di-nakapagbibigay-kaalaman na paggalugad at mababang antas ng produksyon na mga balon;

· pag-optimize ng development mode sa pamamagitan ng pagpino ng reservoir model;

· paglago ng mga mapagkukunan ng C3 dahil sa pagkakakilanlan ng mga bagong bagay;

· gastos ng 3D survey, pagproseso ng data at interpretasyon.

3. Bahagi ng disenyo

3.1 Pagpapatibay ng pamamaraan ng trabaho CDP - 3D

Ang pagpili ng isang sistema ng pagmamasid ay batay sa mga sumusunod na salik: mga gawaing dapat lutasin, mga tampok ng seismogeological na mga kondisyon, mga teknikal na kakayahan, at mga benepisyong pang-ekonomiya. Ang pinakamainam na kumbinasyon ng mga salik na ito ay tumutukoy sa sistema ng pagmamasid.

Sa lugar ng Vostochno-Michayuskaya, isasagawa ang CDP-3D seismic survey upang mapag-aralan nang detalyado ang mga tampok na istruktura-tectonic at lithofacies ng istraktura ng sedimentary cover sa mga sediment mula sa Upper Permian hanggang Silurian; pagmamapa ng mga zone ng pag-unlad ng lithofacies heterogeneities at pinabuting reservoir properties, hindi tuloy-tuloy na tectonic disturbances; pag-aaral ng kasaysayan ng geological ng pag-unlad batay sa pagsusuri ng paleostructural; pagkilala at paghahanda ng mga bagay na nangangako ng langis.

Upang malutas ang mga gawain na itinakda, na isinasaalang-alang ang geological na istraktura ng lugar, ang kadahilanan ng minimal na epekto sa natural na kapaligiran at ang pang-ekonomiyang kadahilanan, ang isang orthogonal na sistema ng pagmamasid ay iminungkahi na may mga punto ng paggulo na matatagpuan sa pagitan ng mga linya ng pagtanggap (i.e., na may magkakapatong na pagtanggap. mga linya). Ang mga pagsabog sa mga balon ay gagamitin bilang mga mapagkukunan ng paggulo.

3.2 Halimbawa ng pagkalkula ng isang "cross" observing system

Ang sistema ng pagmamasid ng uri ng "krus" ay nabuo sa pamamagitan ng sunud-sunod na pag-overlay ng magkaparehong orthogonal na kaayusan, pinagmumulan at mga receiver. Ilarawan natin ang prinsipyo ng pagbuo ng sistema ng mga lugar sa sumusunod na idealized na halimbawa. Ipagpalagay natin na ang mga geophone (isang pangkat ng mga geophone) ay pantay na ipinamahagi sa linya ng pagmamasid na tumutugma sa X axis.

Sa kahabaan ng axis na intersecting sa pag-aayos ng mga seismic receiver sa gitna, ang m ay inilalagay nang pantay at simetriko sa mga pinagmumulan. Ang hakbang ng mga pinagmumulan ng do at ang mga seismic receiver ng dx ay pareho. Ang mga signal na nabuo ng bawat pinagmulan ay natatanggap ng lahat ng geophones ng array. Bilang resulta ng naturang pagsubok, nabuo ang isang field ng m 2 midpoints ng reflection. Kung sunud-sunod nating ililipat ang pag-aayos ng mga seismic receiver at ang linya ng mga mapagkukunan na orthogonal dito kasama ang X axis sa pamamagitan ng isang hakbang dx at ulitin ang pagpaparehistro, kung gayon ang resulta ay isang multiple overlap ng strip, ang lapad nito ay katumbas ng kalahati ang base ng paggulo. Ang sunud-sunod na displacement ng excitation at reception base sa kahabaan ng Y-axis sa pamamagitan ng isang step du ay humahantong sa isang karagdagang - multiple overlap, at ang kabuuang overlap ay magiging. Naturally, sa pagsasagawa, mas maraming teknolohikal na advanced at economically justified variant ng isang system na may magkaparehong orthogonal na linya ng mga source at receiver. Malinaw din na dapat piliin ang overlap ratio alinsunod sa mga kinakailangan na tinutukoy ng likas na katangian ng field ng alon at mga algorithm ng pagproseso. Bilang halimbawa, ang Figure 3.1 ay nagpapakita ng labingwalong beses na sistema ng lugar, para sa pagpapatupad kung saan ginagamit ang isang 192-channel na seismic station, na sunud-sunod na tumatanggap ng mga signal mula sa 18 excitation pickets. Isaalang-alang ang mga parameter ng sistemang ito. Ang lahat ng 192 geophones (mga pangkat ng geophones) ay ipinamamahagi sa apat na parallel na profile (48 sa bawat isa). Ang hakbang dx sa pagitan ng mga punto ng pagtanggap ay 0.05 km, ang distansya d sa pagitan ng mga linya ng pagtanggap ay 0.05 km. Ang hakbang ng Sy source sa kahabaan ng Y axis ay 0.05 km. Ang isang nakapirming pamamahagi ng mga mapagkukunan at receiver ay tatawaging isang bloke. Pagkatapos makatanggap ng mga vibrations mula sa lahat ng 18 pinagmumulan, ang block ay inilipat sa pamamagitan ng isang hakbang Ito ay kung paano ginagawa ang isang strip sa kahabaan ng X axis mula sa simula hanggang sa dulo ng lugar ng pag-aaral. Ang susunod na linya ng apat na linya ng pagtanggap ay inilalagay parallel sa nauna upang ang distansya sa pagitan ng mga katabing (pinakamalapit) na linya ng pagtanggap ng una at pangalawang linya ay katumbas ng distansya sa pagitan ng mga linya ng pagtanggap sa bloke (?y = 0.2 km) . Sa kasong ito, ang mga linya ng pinagmulan ng una at pangalawang banda ay nagsasapawan ng kalahati ng base ng paggulo. Kapag ginagawa ang ikatlong banda, ang mga linya ng pinagmulan ng pangalawa at pangatlong banda ay nagsasapawan ng kalahati, atbp. Dahil dito, sa bersyong ito ng system, ang mga linya ng pagtanggap ay hindi nadoble, at sa bawat punto ng pinagmulan (hindi kasama ang mga sukdulan) ang mga signal ay nasasabik nang dalawang beses.

Isulat natin ang mga pangunahing ugnayan na tumutukoy sa mga parameter ng system at ang multiplicity nito. Upang gawin ito, kasunod ng Figure 8, ipinakilala namin ang karagdagang notasyon:

W - bilang ng mga linya ng pagtanggap,

m x - bilang ng mga puntos sa pagtanggap sa bawat linya ng pagtanggap ng ibinigay na bloke;

m y - ang bilang ng mga mapagkukunan sa bawat linya ng paggulo ng ibinigay na bloke,

Ang P ay ang lapad ng agwat sa gitna ng linya ng paggulo, kung saan hindi inilalagay ang mga mapagkukunan,

L - offset (displacement) kasama ang X axis ng source line mula sa pinakamalapit na reception point.

Sa lahat ng pagkakataon, ang mga pagitan ng ?x, ?y, at L ay multiple ng step dx. Tinitiyak nito ang pagkakapareho ng network ng mga midpoint na naaayon sa bawat pares ng source-receiver, i.e. gawin mo! kinakailangan ng kondisyong kinakailangan para sa pagbuo ng mga seismogram ng mga karaniwang midpoint (CMP). kung saan:

Ax=Ndx N=1, 2, 3…

tSy-MdyM=1, 2, 3…

L=q qxq=1, 2, 3…

Ipaliwanag natin ang kahulugan ng parameter na P. Ang paglilipat sa pagitan ng mga linya ng mga midpoint ay katumbas ng kalahati ng hakbang? Kung ang mga mapagkukunan ay pantay na ibinahagi (walang discontinuity), kung gayon para sa mga katulad na sistema ang overlap ratio kasama ang Y axis ay katumbas ng W (ang bilang ng mga linya ng pagtanggap). Upang bawasan ang multiplicity ng mga overlap sa kahabaan ng Y axis at upang mabawasan ang mga gastos dahil sa isang mas maliit na bilang ng mga source, ang isang puwang ay ginawa sa gitna ng linya ng paggulo sa pamamagitan ng halagang P katumbas ng:

Kung saan, k = 1,2,3...

Kapag k=1,2, 3, ayon sa pagkakabanggit, bumababa ang overlap ratio ng 1, 2, 3, i.e. nagiging katumbas ng W-K.

Ang pangkalahatang formula na nauugnay sa multiplicity ng mga overlap n y sa mga parameter ng system

samakatuwid ang expression para sa bilang ng mga mapagkukunan m y sa isang linya ng paggulo ay maaaring isulat tulad ng sumusunod:

Para sa sistema ng pagmamasid (Larawan 3.1), ang bilang ng mga mapagkukunan sa linya ng paggulo ay 18.

Figure 3.1 - Sistema ng pagmamasid ng uri ng "krus".

Ito ay sumusunod mula sa expression (3.3) na dahil ang hakbang ng mga profile ay palaging isang multiple ng mga hakbang ng mga pinagmumulan dy, ang bilang ng mga source my para sa ganitong uri ng system ay isang even na numero. Ibinahagi sa isang tuwid na linya na parallel sa Y axis nang simetriko sa mga profile ng pagtanggap na kasama sa bloke na ito, ang mga excitation point ay maaaring tumutugma sa mga punto ng pagtanggap, o inilipat kaugnay sa mga reception point ng 1/2·dy. Kung ang overlap multiplicity n y sa isang naibigay na bloke ay isang kakaibang numero, ang mga mapagkukunan ay palaging hindi nag-tutugma sa mga puntos ng pagtanggap. Kung ang n y ay isang even na numero, dalawang sitwasyon ang posible: ?y/du ay isang kakaibang numero, ang mga source ay nag-tutugma sa mga reception point, ?y/du ay isang even na numero, ang mga source ay inilipat kaugnay sa reception point sa pamamagitan ng dy/ 2. Ang katotohanang ito ay dapat isaalang-alang kapag synthesize ang system (pagpili ng bilang ng mga profile ng pagtanggap W at ang hakbang? y sa pagitan ng mga ito), dahil ito ay depende sa kung ang mga vertical na oras na kinakailangan upang matukoy ang mga static na pagwawasto ay itatala sa mga punto ng pagtanggap.

Ang formula na tumutukoy sa multiplicity ng mga overlap n x kasama ang X axis ay maaaring isulat nang katulad ng formula (3.2)

kaya, ang kabuuang multiplicity ng mga overlap n xy ayon sa lugar ay katumbas ng produkto ng n x at n y

Alinsunod sa tinatanggap na mga halaga ng m x, dx at? x, ang multiplicity ng mga overlap n x kasama ang X axis na kinakalkula ng formula (3.4) ay 6, at ang kabuuang multiplicity n xy = 13 (Figure 3.2).

Figure 3.2 - Multiplicity ng mga overlap nx = 6

Kasama ang sistema ng pagmamasid, na nagbibigay para sa overlapping ng mga mapagkukunan nang hindi nagsasapawan ng mga linya ng pagtanggap, ang mga sistema ay ginagamit sa pagsasanay kung saan ang mga linya ng paggulo ay hindi nagsasapawan, ngunit ang bahagi ng mga linya ng pagtanggap ay nadoble. Isaalang-alang natin ang anim na linya ng pagtanggap, sa bawat isa kung saan ang mga seismic receiver na tumatanggap ng mga signal na sunud-sunod na nasasabik ng mga mapagkukunan ay pantay na ipinamamahagi. Kapag nagtatrabaho ang pangalawang banda, tatlong linya ng pagtanggap ay nadoble ng susunod na bloke, at ang mga linya ng pinagmulan ay napupunta bilang isang pagpapatuloy ng mga orthogonal na profile ng unang banda. Kaya, ang inilapat na teknolohiya sa trabaho ay hindi nagbibigay para sa pagdoble ng mga puntos ng paggulo. Sa double overlapping ng mga linya ng pagtanggap, ang multiplicity n y ay katumbas ng bilang ng mga overlapping na linya ng pagtanggap. Ang buong katumbas ng isang sistema ng anim na profile na sinusundan ng isang overlap ng tatlong linya ng pagtanggap ay isang sistema na may magkakapatong na pinagmumulan, ang bilang ng mga ito ay dinoble upang makamit ang parehong fold. Samakatuwid, ang mga sistema na may magkakapatong na mapagkukunan ay hindi kumikita sa ekonomiya, dahil. ang pamamaraan na ito ay nangangailangan ng isang malaking halaga ng pagbabarena at pagsabog.

Paglipat sa 3D seismic.

Ang disenyo ng isang 3D na survey ay batay sa kaalaman sa ilang mga katangian ng seismological na seksyon ng lugar ng trabaho.

Ang impormasyon tungkol sa seksyong geoseismic ay kinabibilangan ng:

Multiplicity ng shooting 2D

pinakamataas na lalim ng target na mga hangganang geological

minimal na mga hangganan ng geological

ang pinakamababang pahalang na sukat ng mga lokal na geological na bagay

maximum na frequency ng mga sinasalamin na alon mula sa mga target na horizon

average na bilis sa layer na nakahiga sa target na horizon

oras ng pagpaparehistro ng mga reflection mula sa target na abot-tanaw

ang laki ng lugar ng pag-aaral

Upang irehistro ang field ng oras sa MOGT-3D, makatuwirang gumamit ng mga istasyon ng telemetry. Ang bilang ng mga profile ay pinili depende sa multiplicity n y =u.

Tinutukoy ng distansya sa pagitan ng mga karaniwang midpoint sa reflective surface kasama ang X at Y axes ang laki ng bin:

Ang maximum na pinapahintulutang minimum offset ng source line ay pinili batay sa pinakamababang lalim ng sumasalamin na mga hangganan:

Minimum na offset.

Pinakamataas na offset.

Upang matiyak ang multiplicity n x, ang distansya sa pagitan ng mga linya ng paggulo?x ay tinutukoy:

Para sa unit ng pag-record, ang distansya sa pagitan ng mga linya ng pagtanggap? y:

Isinasaalang-alang ang teknolohiya ng trabaho na may dobleng overlapping ng linya ng pagtanggap, ang bilang ng mga mapagkukunan m y sa isang bloke upang matiyak ang multiplicity n y:

Larawan 3.3 - Multiplicity ny =2

Batay sa mga resulta ng pagpaplano ng 3D survey, ang sumusunod na set ng data ay nakuha:

distansya sa pagitan ng mga channel dx

ang bilang ng mga aktibong channel sa isang linya ng pagtanggap m x

kabuuang bilang ng mga aktibong channel m x u

minimum offset Lmin

laki ng bin

kabuuang multiplicity n xy

Mga Katulad na Dokumento

Geological at geophysical na mga katangian ng site ng dinisenyo na gawain. Seismogeological na katangian ng seksyon. Pagpapatibay ng pagtatakda ng mga gawang geopisiko. Mga teknolohiya sa field work. Teknik ng pagproseso at interpretasyon. Topographic at geodetic na mga gawa.

term paper, idinagdag noong 01/10/2016


Trabaho sa field seismic. Geological at geophysical na pag-aaral ng istraktura ng teritoryo. Stratigraphy at seismogeological na katangian ng lugar. Mga parameter ng CDP-3D seismic survey sa lugar ng Novo-Zhedrinsky. Ang mga pangunahing katangian ng pag-aayos.

thesis, idinagdag noong 03/19/2015


Kasaysayan ng pag-aaral ng gitnang bahagi ng Kudinovsko-Romanovskaya zone. Tectonic na istraktura at potensyal ng langis at gas ng lugar ng Verbovsky. Lithological at stratigraphic na katangian ng seksyon. Pagpapatibay ng pag-set up ng mga operasyon sa paghahanap sa lugar ng Verbovskaya.

term paper, idinagdag noong 02/01/2010


Geological at geophysical na kaalaman sa lugar. Tectonic na istraktura at stratigraphy ng lugar ng pag-aaral. Mga pamamaraan at pamamaraan ng field work, pagproseso ng data at interpretasyon. Stratigraphic na sanggunian at ugnayan ng mga reflector. Pagbuo ng mga mapa.

term paper, idinagdag noong 11/10/2012


Mga katangiang heograpikal at pang-ekonomiya ng rehiyon. Seismogeological na katangian ng seksyon. isang maikling paglalarawan ng mga negosyo. Organisasyon ng mga seismic survey. Pagkalkula ng sistema ng pagmamasid para sa mga longitudinal seismic survey. Teknolohiya sa larangan.

thesis, idinagdag noong 06/09/2014


Isinasaalang-alang ang karaniwang paraan ng depth point: mga tampok ng hodograph at ang interference system. Seismological model ng seksyon. Pagkalkula ng mga hodograph ng mga kapaki-pakinabang na alon, pagpapasiya ng pag-andar ng pagkaantala ng mga interference wave. Organisasyon ng field seismic survey.

term paper, idinagdag noong 05/30/2012


Mga kondisyon sa heograpiya at pang-ekonomiya ng lugar ng trabaho. Disenyo ng lithological-stratigraphic na seksyon. Mga katangian ng tectonics at potensyal ng langis at gas. Pamamaraan at saklaw ng mga inaasahang gawa. Sistema ng lokasyon ng balon ng paggalugad. Pagbibigay-katwiran ng isang tipikal na disenyo ng balon.

term paper, idinagdag noong 03/06/2013


Mga kakaiba ng seismic survey ng CDP 2D sa pamamagitan ng cable telemetry system XZone sa Vostochno-Perevoznaya area ng Barents Sea. Mahuhulaang pagtatasa ng posibilidad ng pagtukoy ng mga bagay na puspos ng langis at gas gamit ang teknolohiya ng AVO-analysis.

thesis, idinagdag noong 09/05/2012


Metodolohiya at teknolohiya para sa field seismic survey. Seismogeological model ng seksyon at mga parameter nito. Pagkalkula ng delay function ng interference waves. Mga kondisyon para sa paggulo at pagtanggap ng mga nababanat na alon. Pagpili ng hardware at espesyal na kagamitan.

term paper, idinagdag 02/24/2015


Geological na istraktura ng lugar ng trabaho. Lithological at stratigraphic na mga katangian ng produktibong seksyon. Tectonics at potensyal ng langis at gas. Ang mga problemang geological na nalutas sa pamamagitan ng geophysical na pamamaraan. Physico-geological na kinakailangan para sa aplikasyon ng mga geophysical na pamamaraan.

Malinaw na ang mga pangunahing gawain ng paggalugad ng seismic na may kasalukuyang antas ng kagamitan ay:
1. Pagtaas ng resolusyon ng pamamaraan;
2. Posibilidad ng paghula ng lithological komposisyon ng daluyan.
Sa nakalipas na 3 dekada, ang pinakamakapangyarihang industriya ng paggalugad ng seismic ng mga patlang ng langis at gas ay nilikha sa mundo, ang batayan nito ay ang karaniwang paraan ng depth point (CDP). Gayunpaman, sa pagpapabuti at pag-unlad ng teknolohiya ng CDP, ang hindi katanggap-tanggap ng pamamaraang ito para sa paglutas ng mga detalyadong problema sa istruktura at paghula sa komposisyon ng daluyan ay nagiging mas malinaw. Ang mga dahilan para sa sitwasyong ito ay ang mataas na integridad ng nakuha (nagreresulta) data (mga seksyon), hindi tama at, bilang isang resulta, hindi tama sa karamihan ng mga kaso pagpapasiya ng epektibo at average na bilis.
Ang pagpapakilala ng paggalugad ng seismic sa mga kumplikadong kapaligiran ng mga rehiyon ng ore at langis ay nangangailangan ng panimula na bagong diskarte, lalo na sa yugto ng pagproseso at interpretasyon ng makina. Kabilang sa mga bagong umuunlad na lugar, ang isa sa mga pinaka-promising ay ang ideya ng isang kontroladong lokal na pagsusuri ng kinematic at dynamic na mga katangian ng isang seismic wave field. Sa batayan nito, ang pagbuo ng isang paraan para sa pagproseso ng kaugalian ng mga materyales sa kumplikadong media ay binuo. Ang batayan ng pamamaraan ng differential seismic survey (DMS) ay ang mga lokal na pagbabagong-anyo ng paunang data ng seismic sa maliliit na base - kaugalian na may kaugnayan sa mga integral na pagbabago sa CDP. Ang paggamit ng maliliit na base, na humahantong sa isang mas tumpak na paglalarawan ng hodograph curve, sa isang banda, ang pagpili ng mga alon sa direksyon ng pagdating, na nagpapahintulot sa pagproseso ng kumplikadong nakakasagabal na mga patlang ng alon, sa kabilang banda, ay lumilikha ng mga kinakailangan para sa paggamit ang kaugalian na pamamaraan sa kumplikadong mga kondisyon ng seismogeological, pinatataas ang resolusyon at katumpakan ng mga istrukturang istruktura (Larawan 1, 3). Ang isang mahalagang bentahe ng MDS ay ang mataas na parametric na kagamitan nito, na ginagawang posible upang makuha ang mga petrophysical na katangian ng seksyon - ang batayan para sa pagtukoy ng materyal na komposisyon ng daluyan.
Ang malawak na pagsubok sa iba't ibang rehiyon ng Russia ay nagpakita na ang MDS ay makabuluhang lumampas sa mga kakayahan ng CMP at ito ay isang kahalili sa huli sa pag-aaral ng mga kumplikadong kapaligiran.
Ang unang resulta ng pagpoproseso ng kaugalian ng data ng seismic ay isang malalim na seksyon ng istruktura ng MDS (S ay isang seksyon), na sumasalamin sa likas na katangian ng pamamahagi ng mga elemento ng mapanimdim (mga lugar, mga hangganan, mga punto) sa pinag-aralan na daluyan.
Bilang karagdagan sa mga istrukturang istruktura, ang MDS ay may kakayahang pag-aralan ang kinematic at dynamic na mga katangian ng mga seismic wave (mga parameter), na nagpapahintulot sa iyo na magpatuloy sa pagtatasa ng mga petrophysical na katangian ng geological na seksyon.
Upang makabuo ng isang seksyon ng quasi-acoustic stiffness (A - section), ang mga halaga ng amplitudes ng mga signal na makikita sa mga elemento ng seismic ay ginagamit. Ang nakuhang A-section ay ginagamit sa proseso ng geological interpretation upang matukoy ang magkakaibang mga geological na bagay ("maliwanag na lugar"), mga zone ng tectonic faults, mga hangganan ng malalaking geological block at iba pang geological na mga kadahilanan.
Ang quasi-attenuation parameter (F) ay isang function ng frequency ng natanggap na seismic signal at ginagamit upang matukoy ang mga lugar na mataas at mababa ang consolidation. mga bato, mga zone ng mataas na pagsipsip ("madilim na lugar").
Ang mga seksyon ng average at interval velocities (V, I - sections), na nagpapakilala sa petro-density at lithological differences ng malalaking regional blocks, ay nagdadala ng kanilang sariling petrophysical load.

DIFFERENTIAL PROCESSING SCHEME:

INITIAL DATA (MARAMING OVERLAPS)

PRELIMINARY PROCESSING

DIFFERENTIAL PARAMETERIZATION NG SEISMOGRAMS

PAG-EDIT NG MGA PARAMETER (A, F, V, D)

MGA DEEP SEISMIC SECTIONS

PETROPHYSICAL PARAMETER MAP (S, A, F, V, I, P, L)

TRANSFORMATION AT SYNTHESIS NG PARAMETER MAP (IMAGE FORMATION OF GEOLOGICAL OBJECTS)

PISIKAL AT GEOLOHIKAL NA MODEL NG KAPALIGIRAN

Mga parameter ng petropisiko
S - structural, A - quasi-rigidity, F - quasi-absorption, V - average na bilis,
I - bilis ng pagitan, P - quasi-density, L - mga lokal na parameter

Seksyon ng oras ng CDP pagkatapos ng paglipat

Malalim na seksyon ng MDS

kanin. 1 PAGHAHAMBING NG EFFICIENCY NG MOGT AT MDS
Kanlurang Siberia, 1999

Seksyon ng oras ng CDP pagkatapos ng paglipat

Malalim na seksyon ng MDS

kanin. 3 PAGHAHAMBING NG EFFICIENCY NG MOGT AT MDS
Hilagang Karelia, 1998

Ang mga figure 4-10 ay nagpapakita ng mga tipikal na halimbawa ng pagproseso ng MDS sa iba't ibang geological na kondisyon.

Seksyon ng oras ng CDP

Seksyon ng quasi-absorption Malalim na seksyon ng MDS

Seksyon ng average na bilis

kanin. 4 Differential processing ng seismic data sa ilalim ng mga kondisyon
kumplikadong dislokasyon ng mga bato. Profile 10. Kanlurang Siberia

Ginagawang posible ng differential processing na matukoy ang kumplikadong wave field sa kanlurang bahagi ng seismic section. Ayon sa data ng MDS, natagpuan ang isang overthrust, sa lugar kung saan mayroong "pagbagsak" ng produktibong kumplikado (PK PK 2400-5500). Bilang resulta ng isang kumplikadong interpretasyon ng mga seksyon ng mga katangian ng petropisiko (S, A, F, V), natukoy ang mga zone ng mas mataas na pagkamatagusin.

Malalim na seksyon ng MDS Seksyon ng oras ng CDP

Seksyon ng quasi-acoustic stiffness Seksyon ng quasi-absorption

Seksyon ng average na bilis Seksyon ng mga bilis ng pagitan

kanin. 5 Espesyal na pagproseso ng seismic data sa mga paghahanap
haydrokarbon. Rehiyon ng Kaliningrad

Ginagawang posible ng espesyal na pagpoproseso ng computer na makakuha ng isang serye ng mga parametric na seksyon (mga mapa ng mga parameter). Ang bawat parametric na mapa ay nagpapakilala ng tiyak pisikal na katangian kapaligiran. Ang synthesis ng mga parameter ay nagsisilbing batayan para sa pagbuo ng "imahe" ng isang bagay na langis (gas). Ang resulta ng isang komprehensibong interpretasyon ay isang Physical-Geological Model ng kapaligiran na may pagtataya para sa mga hydrocarbon deposits.

kanin. 6 Differential processing ng seismic data
sa paghahanap ng mga copper-nickel ores. Tangway ng Kola

Bilang resulta ng espesyal na pagproseso, ang mga lugar ng mga anomalyang halaga ng iba't ibang mga parameter ng seismic ay ipinahayag. Ang isang komprehensibong interpretasyon ng data ay naging posible upang matukoy ang pinaka-malamang na lokasyon ng ore object (R) sa mga piket na 3600-4800 m, kung saan ang mga sumusunod na pertophysical na tampok ay sinusunod: mataas na acoustic rigidity sa itaas ng object, malakas na pagsipsip sa ibaba ng object, at isang pagbawas sa mga bilis ng agwat sa lugar ng bagay. Ang "larawan" na ito ay tumutugma sa dati nang nakuha na R-etalon sa mga lugar ng malalim na pagbabarena sa lugar ng Kola super-deep well.

kanin. 7 Differential processing ng seismic data
kapag naghahanap ng hydrocarbon deposits. Kanlurang Siberia

Ginagawang posible ng espesyal na pagpoproseso ng computer na makakuha ng isang serye ng mga parametric na seksyon (mga mapa ng mga parameter). Ang bawat parametric na mapa ay nagpapakita ng ilang partikular na pisikal na katangian ng medium. Ang synthesis ng mga parameter ay nagsisilbing batayan para sa pagbuo ng "imahe" ng isang pasilidad ng langis (gas). Ang resulta ng isang komprehensibong interpretasyon ay isang pisikal-geological na modelo ng kapaligiran na may pagtataya para sa mga deposito ng hydrocarbon.

kanin. 8 Geoseismic na modelo ng istraktura ng Pechenga
Peninsula ng Kola.

kanin. 9 Geoseismic na modelo ng hilagang-kanlurang bahagi ng Baltic Shield
Peninsula ng Kola.

kanin. 10 Quasi-density na seksyon sa kahabaan ng profile 031190 (37)
Kanlurang Siberia.

Ang oil-bearing sedimentary basin ng Western Siberia ay dapat maiugnay sa isang kanais-nais na uri ng seksyon para sa pagpapakilala ng bagong teknolohiya. Ang figure ay nagpapakita ng isang halimbawa ng isang quasi-density na seksyon na binuo gamit ang MDS programs sa isang R-5 PC. Ang resultang modelo ng interpretasyon ay nasa mabuting pagsang-ayon sa data ng pagbabarena. Ang lithotype na minarkahan ng dark green sa lalim ng 1900 m ay tumutugma sa mudstones ng Bazhenov Formation; Ang pinakasiksik na lithotypes ng seksyon. Ang dilaw at pula na mga varieties ay quartz at mudstone sandstones, ang light green lithotypes ay tumutugma sa siltstones. Sa ilalim na bahagi ng balon, sa ilalim ng kontak ng tubig-langis, isang lente ng mga quartz sandstone na may mataas na mga katangian ng reservoir ay binuksan.

PREDICTION NG GEOLOGICAL SECTION BATAY SA MDS DATA

Sa yugto ng prospecting at exploration, ang MDS ay isang mahalagang bahagi ng proseso ng exploration, kapwa sa structural mapping at sa yugto ng real forecasting.
Sa fig. 8 ay nagpapakita ng isang fragment ng Geoseismic na modelo ng istraktura ng Pechenga. Ang batayan ng gasolina at pampadulas ay ang data ng seismic ng mga internasyonal na eksperimento na KOLA-SD at 1-EB sa lugar ng Kola superdeep well SG-3 at ang data ng mga gawain sa pag-prospect at paggalugad.
Ang stereometric na kumbinasyon ng geological surface at deep structural (S) na mga seksyon ng MDS sa totoong geological scale ay nagbibigay-daan sa isa na makakuha ng tamang ideya ng spatial na istraktura ng Pechenga synclinorium. Ang mga pangunahing mineral-bearing complex ay kinakatawan ng napakalakas at tuffaceous na mga bato; ang kanilang mga hangganan na may nakapalibot na mga mafic na bato ay malakas na mga hangganan ng seismic, na nagbibigay ng maaasahang pagmamapa ng mga horizon na nagdadala ng ore sa malalim na bahagi ng istraktura ng Pechenga.
Ang resultang seismic framework ay ginagamit bilang isang istrukturang batayan para sa Physical Geological Model ng Pechenga ore region.
Sa fig. Ipinapakita ng Figure 9 ang mga elemento ng geoseismic model para sa hilagang-kanlurang bahagi ng Baltic Shield. Fragment ng geotraverse 1-EV sa linyang SG-3 - Liinakha-mari. Bilang karagdagan sa tradisyonal na seksyon ng istruktura (S), nakuha ang mga seksyon ng parametric:
A - ang seksyon ng quasi-stiffness ay nagpapakilala sa kaibahan ng iba't ibang mga bloke ng geological. Ang bloke ng Pechenga at ang bloke ng Liinakhamari ay nakikilala sa pamamagitan ng mataas na acoustic rigidity; ang zone ng Pitkjarvin syncline ay hindi gaanong kaibahan.
F - ang seksyon ng quasi-absorption ay sumasalamin sa antas ng pagsasama-sama ng bato
mga lahi. Ang bloke ng Liinakhamari ay nailalarawan sa pamamagitan ng hindi bababa sa pagsipsip, at ang pinakamalaking ay nabanggit sa panloob na bahagi ng istraktura ng Pechenga.
V, I ay mga seksyon ng average at interval velocities. Ang mga kinematic na katangian ay kapansin-pansing magkakaiba sa itaas na bahagi ng seksyon at nagpapatatag sa ibaba ng antas ng 4-5 km. Ang bloke ng Pechenga at ang bloke ng Liinakhamari ay nailalarawan sa pamamagitan ng pagtaas ng bilis. Sa hilagang bahagi ng Pitkyayarvin syncline, sa seksyon I, ang isang "hugis-labangan" na istraktura ay sinusunod na may pare-parehong mga halaga ng mga bilis ng pagitan Vi = 5000-5200 m / s, na naaayon sa mga tuntunin ng lugar ng pamamahagi ng Late Archean granitoids.
Ang isang komprehensibong interpretasyon ng mga parametric na seksyon ng MDS at mga materyales ng iba pang geological at geophysical na pamamaraan ay ang batayan para sa paglikha ng isang Pisikal at Geological na modelo ng rehiyon ng West Kola ng Baltic Shield.

PREDICTION OF LITHOLOGY OF THE ENVIRONMENT

Ang pagkakakilanlan ng mga bagong parametric na kakayahan ng MDS ay nauugnay sa pag-aaral ng kaugnayan ng iba't ibang seismic parameter sa mga geological na katangian ng kapaligiran. Ang isa sa mga bagong (pinagkadalubhasaan) na mga parameter ng MDS ay ang quasi-density. Ang parameter na ito ay maaaring makilala sa batayan ng pag-aaral ng tanda ng seismic signal reflection coefficient sa hangganan ng dalawang lithophysical complex. Sa hindi gaanong makabuluhang mga pagbabago sa bilis ng mga seismic wave, ang katangian ng pag-sign ng alon ay pangunahing tinutukoy ng pagbabago sa density ng mga bato, na ginagawang posible sa ilang mga uri ng mga seksyon na pag-aralan ang materyal na komposisyon ng daluyan gamit ang isang bagong parameter.
Ang oil-bearing sedimentary basin ng Western Siberia ay dapat maiugnay sa isang kanais-nais na uri ng seksyon para sa pagpapakilala ng bagong teknolohiya. Sa ibaba sa fig. Ang Figure 10 ay nagpapakita ng isang halimbawa ng isang quasi-density na seksyon na binuo gamit ang mga MDS program sa isang R-5 PC. Ang resultang modelo ng interpretasyon ay nasa mabuting pagsang-ayon sa data ng pagbabarena. Ang lithotype na minarkahan ng dark green sa lalim ng 1900 m ay tumutugma sa mudstones ng Bazhenov Formation; ang pinakasiksik na lithotypes ng seksyon. Ang dilaw at pula na mga varieties ay quartz at mudstone sandstones, ang light green lithotypes ay tumutugma sa siltstones. Isang lente ng quartz sandstone ang binuksan sa ilalim ng butas ng balon sa ilalim ng kontak ng tubig-langis.
na may mataas na katangian ng koleksyon.

PAGKOMPLEX NG DATA NG CDP ​​AT NG SHP

Kapag nagsasagawa ng regional at CDP prospecting at exploration, hindi laging posible na makakuha ng data sa istruktura ng malapit sa ibabaw na bahagi ng seksyon, na nagpapahirap sa pag-link ng mga geological mapping material sa deep seismic data (Fig. 11). Sa ganoong sitwasyon, ipinapayong gamitin ang profiling ng repraksyon sa variant ng GCP, o ang pagproseso ng mga available na materyales ng CDP gamit ang espesyal na teknolohiya ng PMA-OGP. Ang guhit sa ibaba ay nagpapakita ng isang halimbawa ng pagsasama-sama ng data ng repraksyon at CDP para sa isa sa mga seismic profile ng CDP na ginawa sa Central Karelia. Ang mga nakuha na materyales ay naging posible upang maiugnay ang malalim na istraktura sa geological na mapa at linawin ang lokasyon ng Early Proterozoic Paleodepressions, na nangangako para sa mga deposito ng mineral ng iba't ibang mga mineral.

Isinasaalang-alang ang karanasan ng pagsasagawa ng field seismic survey gamit ang klasikal na pamamaraan at ang high-performance na Slip-Sweep na paraan ng pwersa ng Samaraneftegeofizika.

Isinasaalang-alang ang karanasan sa pagsasagawa ng field seismic survey gamit ang classical na pamamaraan at ang high-performance na Slip-Sweep na paraan ng Samaraneftegeofizika.

Ang mga pakinabang at disadvantages ng bagong pamamaraan ay ipinahayag. Ang mga pang-ekonomiyang tagapagpahiwatig ng bawat isa sa mga pamamaraan ay kinakalkula.

Sa kasalukuyan, ang pagiging produktibo ng field seismic survey ay nakasalalay sa maraming salik:

Sidhi ng paggamit ng lupa;

Paggalaw ng mga sasakyan at riles Sasakyan, sa pamamagitan ng lugar na pinag-aaralan;

Aktibidad sa teritoryo ng mga pamayanan na matatagpuan sa lugar ng pag-aaral; impluwensya ng meteorolohiko kadahilanan;

Magaspang na lupain (mga bangin, kagubatan, ilog).

Ang lahat ng mga salik sa itaas ay makabuluhang binabawasan ang bilis ng mga seismic survey.

Sa katunayan, sa araw ay may 5-6 na oras ng gabi para sa seismic observation. Ito ay kritikal at hindi sapat upang matupad ang mga volume sa loob ng itinakdang oras, at makabuluhang taasan din ang halaga ng trabaho.

Ang oras ng trabaho, sa unang yugto, ay nakasalalay sa mga sumusunod na yugto:

Topogeodetic na paghahanda ng sistema ng pagmamasid - pag-install ng mga piket ng mga profile sa lupa;

Pag-install, pagsasaayos ng seismic equipment;

Paggulo ng nababanat na mga vibrations, pagpaparehistro ng data ng seismic.

Ang isang paraan upang mabawasan ang oras na ginugol ay ang paggamit ng Slip-Sweep technique.

Ang pamamaraan na ito ay nagbibigay-daan upang makabuluhang mapabilis ang produksyon ng yugto ng paggulo - pagpaparehistro ng data ng seismic.

Ang slip-sweep ay isang high-performance na seismic system batay sa overlapping na paraan ng sweep, kung saan gumagana ang mga vibrator nang sabay-sabay.

Bilang karagdagan sa pagtaas ng bilis ng field work, ang pamamaraan na ito ay nagbibigay-daan sa iyo upang i-compact ang mga punto ng pagsabog, kaya ang pagtaas ng density ng mga obserbasyon.

Pinapabuti nito ang kalidad ng trabaho at pinatataas ang pagiging produktibo.

Ang pamamaraan ng Slip-Sweep ay medyo bago.

Ang unang karanasan ng CDP-3D seismic exploration gamit ang Slip-Sweep method ay nakuha sa halagang 40 km 2 lamang sa Oman (1996).

Tulad ng nakikita mo, ang pamamaraan ng Slip-Sweep ay ginamit pangunahin sa lugar ng disyerto, maliban sa trabaho sa Alaska.

Sa Russia, sa experimental mode (16 km2), ang Slip-Sweep na teknolohiya ay sinubukan noong 2010 ng Bashneftegeofizika.

Inilalahad ng artikulo ang karanasan sa pagsasagawa ng field work gamit ang Slip-Sweep method at paghahambing ng mga indicator sa karaniwang paraan.

Ang mga pisikal na pundasyon ng pamamaraan at ang posibilidad ng pagsiksik ng sistema ng pagmamasid nang sabay-sabay sa paggamit ng teknolohiyang Slip-Sweep ay ipinapakita.

Ang mga pangunahing resulta ng trabaho ay ibinibigay, ang mga pagkukulang ng pamamaraan ay ipinahiwatig.

Noong 2012, gamit ang Slip-Sweep method, nagsagawa ng 3D work ang Samaraneftegeofizika sa mga bloke ng lisensya ng Zimarny at Mozharovsky ng Samaraneftegaz sa halagang 455 km2.

Ang pagtaas ng produktibidad dahil sa pamamaraan ng Slip-Sweep sa yugto ng pagpaparehistro ng paggulo sa mga kondisyon ng rehiyon ng Samara ay nangyayari dahil sa paggamit ng mga panandaliang panahon na inilaan para sa pagpaparehistro ng data ng seismic sa panahon ng pang-araw-araw na siklo ng trabaho.

Iyon ay, ang gawain ng pagsasagawa ng pinakamalaking bilang ng mga pisikal na obserbasyon sa isang maikling panahon ay ginagampanan ng pamamaraan ng Slip-Sweep na pinaka mahusay sa pamamagitan ng pagtaas ng pagganap ng pagtatala ng mga pisikal na obserbasyon ng 3-4 na beses.

Ang Slip-Sweep technique ay isang high-performance seismic survey system batay sa paraan ng pag-overlap ng vibratory sweep signal, kung saan ang mga vibrator sa iba't ibang SP ay sabay-sabay na gumagana, ang pagre-record ay tuluy-tuloy. (Fig. 1).

Ang emitted sweep signal ay isa sa mga operator ng cross-correlation function sa proseso ng pagkuha ng corelogram mula sa isang vibrogram.

Kasabay nito, sa proseso ng ugnayan, ito rin ay isang filter operator na pinipigilan ang impluwensya ng mga frequency maliban sa dalas na ibinubuga sa isang naibigay na oras, na maaaring ilapat upang sugpuin ang radiation mula sa sabay-sabay na pagpapatakbo ng mga vibrator.

Sa sapat na oras ng pagtugon ng mga yunit ng panginginig ng boses, ang kanilang mga ibinubuga na frequency ay magkakaiba, kaya posible na ganap na maalis ang impluwensya ng kalapit na vibration radiation (Larawan 2).

Samakatuwid, sa tamang napiling slip-time, ang impluwensya ng sabay-sabay na pagpapatakbo ng mga vibration unit ay inaalis sa proseso ng pag-convert ng vibrogram sa isang corelogram.

kanin. 1. Pagkaantala ng slip-time. Sabay-sabay na paglabas ng iba't ibang frequency.

kanin. 2. Pagsusuri ng paggamit ng karagdagang filter para sa impluwensya ng mga kalapit na vibrations: A) correlogram na walang pagsala; B) corelogram na may pagsala sa pamamagitan ng vibrogram; C) frequency-amplitude spectrum ng na-filter (berdeng ilaw) at hindi na-filter (pula) na mga corelogram.

Ang paggamit ng isang vibrator sa halip na isang pangkat ng 4 na vibrator ay batay sa kasapatan ng vibration radiation energy ng isang vibrator para sa pagbuo ng reflected waves mula sa target horizons (Fig. 3).

kanin. 3. Sapat ng vibration energy ng isang vibration unit. A) 1 yunit ng panginginig ng boses; B) 4 na yunit ng panginginig ng boses.

Ang Slip-Sweep technique ay mas mahusay kapag nag-aaplay ng surveillance system compaction.

Para sa mga kondisyon ng rehiyon ng Samara, inilapat ang isang 4-tiklop na compaction ng sistema ng pagmamasid. 4-tiklop na paghahati ng isang pisikal na pagmamasid (f.n.) sa 4 na magkahiwalay na f.n. ay batay sa pagkakapantay-pantay ng distansya sa pagitan ng mga vibrator plate (12.5 m) na may pangkat ng 4 na vibrator, isang 50 m PV step at ang paggamit ng isang vibrator na may 12.5 m PV step (Fig. 4).

kanin. 4. Tinatakan ang surveillance system na may 4 na beses na paghihiwalay ng pisikalmga obserbasyon.

Upang pagsamahin ang mga resulta ng obserbasyon sa pamamagitan ng karaniwang pamamaraan at ang sleep-sweep technique na may 4-fold compaction, ang prinsipyo ng parity ng kabuuang vibro-radiation energies ay isinasaalang-alang.

Ang pagkakapare-pareho ng enerhiya ng pagkilos ng vibration ay maaaring matantya ng kabuuang oras ng pagkilos ng vibration.

Kabuuang oras ng pagkakalantad ng vibration:

St = Nv *Nn * Tsw * dSP,

kung saan ang Nv ay ang bilang ng mga yunit ng panginginig ng boses sa pangkat, ang Nn ay ang bilang ng mga akumulasyon, ang Tsw ay ang tagal ng signal ng sweep, ang dSP ay ang bilang ng f.n. sa loob ng pangunahing hakbang PV=50m.

Para sa tradisyonal na pamamaraan (ST step = 50m, isang pangkat ng 4 na mapagkukunan):

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

Para sa paraan ng slip-sweep:

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

Ang resulta ng parity ng mga energies sa pamamagitan ng pagkakapantay-pantay ng kabuuang oras ay nagpapakita ng parehong resulta sa kabuuang Bin 12.5m x 25m.

Upang ihambing ang mga pamamaraan, nakatanggap ang mga geophysicist ng Samara ng dalawang set ng seismograms: 1st set - 4 na seismogram na naproseso ng isang vibrator (Slip-Sweep method), 2nd set - 1 seismogram na naproseso ng 4 na vibrator (standard na paraan). Ang bawat isa sa 4 na seismogram ng unang hanay ay humigit-kumulang 2-3 beses na mas mahina kaysa sa seismogram ng ikalawang hanay (Larawan 3). Alinsunod dito, ang ratio ng signal-to-microseism ay 2-3 beses na mas mababa. Gayunpaman, ang isang mas husay na resulta ay ang paggamit ng siksik na 4 na medyo mahina sa mga indibidwal na seismogram ng enerhiya (Larawan 5).

Sa kaso ng junction ng mga lugar na ginawa sa pamamagitan ng iba't ibang mga pamamaraan, ang paggamit ng mga pamamaraan sa pagproseso na nakatuon sa wave field ng karaniwang pamamaraan, ang resulta ay naging halos katumbas (Larawan 6, Larawan 7). Gayunpaman, kung ilalapat mo ang mga parameter sa pagpoproseso na inangkop sa diskarteng Slip-Sweep, ang magiging resulta ay mga seksyon ng oras na may mas mataas na resolution ng oras.

kanin. Fig. 5. Isang fragment ng pangunahing kabuuang seksyon ng oras ng INLINE (nang walang mga pamamaraan sa pag-filter) sa junction ng dalawang lugar na ginawa gamit ang paraan ng slip-sweep (kaliwa) at karaniwang pamamaraan (kanan).

Ang paghahambing ng mga seksyon ng oras at parang multo na katangian ng karaniwang pamamaraan at ang Slip-Sweep na pamamaraan ay nagpapakita ng mataas na pagkakahambing ng resultang data (Larawan 8). Ang pagkakaiba ay nakasalalay sa pagkakaroon ng mas mataas na enerhiya ng high-frequency na bahagi ng Slip-Sweep seismic data signal (Fig. 7).

Ang pagkakaiba na ito ay ipinaliwanag sa pamamagitan ng mataas na kaligtasan sa ingay ng compacted observation system, ang mataas na multiplicity ng seismic data (Fig. 6).

Gayundin mahalagang punto ay ang point effect ng isang vibrator sa halip ng isang grupo ng mga vibrator at ang solong epekto nito sa halip na ang kabuuan ng vibration effect (akumulasyon).

Ang paggamit ng isang point source ng excitation ng elastic vibrations sa halip na isang grupo ng mga source ay nagpapalawak ng spectrum ng mga naitalang signal sa rehiyon mataas na frequency, binabawasan ang enerhiya ng malapit-ibabaw na interference waves, na nakakaapekto sa pagtaas ng kalidad ng naitala na data, ang pagiging maaasahan ng mga geological constructions.

kanin. Fig. 6. Amplitude-frequency spectra mula sa mga seismogram na naproseso ayon sa iba't ibangpamamaraan (ayon sa mga resulta ng pagproseso): A) Slip-sweep technique; B) Pamantayang pamamaraan.

kanin. 7. Paghahambing ng mga seksyon ng oras na ginawa ng iba't ibang pamamaraan(ayon sa mga resulta ng pagproseso): A) Slip-sweep technique; B) Pamantayang pamamaraan.

Mga pakinabang ng pamamaraang Slip-Sweep:

1. Mataas na produktibidad ng trabaho, na ipinahayag sa isang pagtaas sa produktibidad ng pagpaparehistro ng f.n. 3-4 beses, isang pagtaas sa pangkalahatang produktibo ng 60%.

2. Pinahusay na kalidad ng field seismic data dahil sa compression ng mga shot:

Mataas na kaligtasan sa ingay ng sistema ng pagsubaybay;

Mataas na dalas ng mga obserbasyon;

Posibilidad ng pagtaas ng espasyo;

Pagtaas sa bahagi ng high-frequency na bahagi ng seismic signal ng 30% dahil sa point excitation (vibration impact).

Mga disadvantages ng paggamit ng pamamaraan.

Ang operasyon sa Slip-Sweep technique mode ay operasyon sa isang "conveyor" mode sa isang streaming na kapaligiran ng impormasyon na may walang tigil na pagpaparehistro ng seismic data. Sa walang tigil na pag-record, ang visual na kontrol ng seismic complex operator sa kalidad ng seismic data ay makabuluhang limitado. Anumang kabiguan ay maaaring humantong sa isang malawakang kasal o huminto sa trabaho. Gayundin, sa yugto ng kasunod na kontrol ng seismic data sa field computer center, ang paggamit ng mas makapangyarihang mga computer system para sa field support ng paghahanda ng data at paunang pagpoproseso ng field ay kinakailangan. Gayunpaman, ang mga gastos sa pagkuha ng mga kagamitan sa computer, pati na rin ang mga kagamitan para sa pag-retrofitting ng recording complex, ay binabayaran sa loob ng balangkas ng kita ng kontratista sa pamamagitan ng pagbawas sa oras para sa kanilang pagpapatupad. Sa iba pang mga bagay, ang mas mahusay na mga pamamaraan ng logistik ay kinakailangan para sa paghahanda ng mga profile para sa pagbuo ng mga pisikal na obserbasyon.

Sa panahon ng gawain ng Samaraneftegeofizika gamit ang pamamaraang Slip-Sweep noong 2012, nakuha ang mga sumusunod na tagapagpahiwatig ng ekonomiya (talahanayan 1).

Talahanayan 1.

Mga tagapagpahiwatig ng ekonomiya ng paghahambing ng mga pamamaraan ng trabaho.

Ang mga datos na ito ay nagpapahintulot sa amin na gumuhit ng mga sumusunod na konklusyon:

1. Sa parehong dami ng trabaho, ang kabuuang produktibidad ng Slip-Sweep ay 63.6% na mas mataas kaysa kapag nagsasagawa ng trabaho gamit ang "standard" na pamamaraan.

2. Ang paglago sa produktibidad ay direktang nakakaapekto sa tagal ng trabaho (pagbaba ng 38.9%).

3. Kapag gumagamit ng Slip-Sweep technique, ang halaga ng field seismic survey ay 4.5% na mas mababa.

Panitikan

1. Patsev V.P., 2012. Ulat sa pagganap ng trabaho sa object ng field seismic survey MOGT-3D sa loob ng Zimarny licensed area ng JSC Samaraneftegaz. 102 p.

2. Patsev V.P., Shkokov O.E., 2012. Ulat sa pagganap ng trabaho sa object ng field seismic survey MOGT-3D sa loob ng lisensyadong lugar ng Mozharovsky ng 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. Karanasan sa pagsasagawa ng mga seismic survey na MOGT-3D ayon sa pamamaraang Slip-Sweep. 15 s.

(mga pundasyon ng teorya ng elasticity, geometric seismic, seismoelectric phenomena; seismic properties ng mga bato (enerhiya, attenuation, wave velocities)

Ang inilapat na paggalugad ng seismic ay nagmula sa seismology, ibig sabihin. agham na tumatalakay sa pagpaparehistro at interpretasyon ng mga alon na nagmumula sa mga lindol. Tinatawag din siya paputok na seismology- Ang mga seismic wave ay nasasabik sa magkakahiwalay na lugar sa pamamagitan ng mga artipisyal na pagsabog upang makakuha ng impormasyon tungkol sa rehiyonal at lokal na geological na istraktura.

yun. paggalugad ng seismic- ito ay isang geophysical na pamamaraan para sa pag-aaral ng crust at upper mantle ng lupa, gayundin para sa paggalugad ng mga deposito ng mineral, batay sa pag-aaral ng pagpapalaganap ng mga nababanat na alon na nasasabik na artipisyal, gamit ang mga pagsabog o mga epekto.

Ang mga bato, dahil sa iba't ibang kalikasan ng pagbuo, ay may iba't ibang bilis ng pagpapalaganap ng mga nababanat na alon. Ito ay humahantong sa katotohanan na sa mga hangganan ng mga layer ng iba't ibang geological media, ang mga sinasalamin at refracted na mga alon na may iba't ibang bilis ay nabuo, ang pagpaparehistro kung saan ay isinasagawa sa ibabaw ng lupa. Matapos bigyang-kahulugan at iproseso ang nakuhang datos, makakakuha tayo ng impormasyon tungkol sa istrukturang geological ng lugar.

Ang malalaking tagumpay sa paggalugad ng seismic, lalo na sa larangan ng mga pamamaraan ng pagmamasid, ay nagsimulang makita pagkatapos ng 20s ng papalabas na siglo. Humigit-kumulang 90% ng mga pondong ginugol sa geophysical exploration sa mundo ay nahuhulog sa seismic exploration.

Teknik ng paggalugad ng seismic ay batay sa pag-aaral ng kinematics ng mga alon, i.e. sa pag-aaral mga oras ng paglalakbay ng iba't ibang mga alon mula sa punto ng paggulo hanggang sa mga seismic receiver, na nagpapalaki ng mga oscillations sa isang bilang ng mga punto sa profile ng pagmamasid. Pagkatapos ang mga vibrations ay na-convert sa mga de-koryenteng signal, amplified at awtomatikong naitala sa magnetograms.

Bilang resulta ng pagproseso ng mga magnetograms, posible na matukoy ang mga bilis ng alon, ang lalim ng mga hangganan ng seismogeological, ang kanilang paglubog, welga. Gamit ang geological data, posibleng maitatag ang kalikasan ng mga hangganang ito.

Mayroong tatlong pangunahing pamamaraan sa paggalugad ng seismic:

paraan ng reflected waves (MOW);

refracted wave method (MPV o CMPV - correlation) (ang salitang ito ay tinanggal para sa pagdadaglat).

paraan ng transmitted wave.

Sa tatlong pamamaraang ito, ang isang bilang ng mga pagbabago ay maaaring makilala, na, sa view ng mga espesyal na pamamaraan ng pagsasagawa ng trabaho at pagbibigay-kahulugan sa mga materyales, kung minsan ay itinuturing na mga independiyenteng pamamaraan.

Ito ang mga sumusunod na pamamaraan: MRNP - isang paraan ng kinokontrol na direktang pagtanggap;

Paraan ng Variable Directional Reception

Ito ay batay sa ideya na sa mga kondisyon kung saan ang mga hangganan sa pagitan ng mga layer ay magaspang o nabuo ng mga heterogeneity na ipinamamahagi sa lugar, ang mga interference wave ay makikita mula sa kanila. Sa maikling pagtanggap ng mga base, ang mga naturang oscillations ay maaaring hatiin sa elementarya na mga alon ng eroplano, ang mga parameter kung saan mas tumpak na tinutukoy ang lokasyon ng mga inhomogeneities, ang mga pinagmumulan ng kanilang paglitaw, kaysa sa mga interference wave. Bilang karagdagan, ang MIS ay ginagamit upang malutas ang mga regular na alon na sabay-sabay na dumarating sa profile sa iba't ibang direksyon. Ang paraan ng paglutas at paghahati ng mga alon sa MRTD ay adjustable multi-temporal rectilinear summation at variable frequency filtering na may diin sa matataas na frequency.

Ang pamamaraan ay inilaan para sa reconnaissance ng mga lugar na may kumplikadong mga istraktura. Ang paggamit nito para sa reconnaissance ng malumanay na sloping platform structures ay nangangailangan ng pagbuo ng isang espesyal na pamamaraan.

Ang mga lugar ng aplikasyon ng pamamaraan sa geology ng langis at gas, kung saan ito ay pinaka-malawak na ginagamit, ay mga lugar na may pinaka-kumplikadong geological na istraktura, ang pagbuo ng mga kumplikadong folds ng foredeeps, salt tectonics, at reef structures.

RTM - paraan ng refracted waves;

CDP - karaniwang paraan ng depth point;

MPOV - paraan ng transverse reflected waves;

MOBV - paraan ng na-convert na mga alon;

MOG - ang paraan ng inverted hodographs, atbp.

Baliktad na pamamaraan ng hodograph. Ang kakaiba ng pamamaraang ito ay nakasalalay sa paglulubog ng seismic receiver sa espesyal na drilled (hanggang sa 200 m) o umiiral na (hanggang sa 2000 m) na mga balon. sa ibaba ng zone (ZMS) at maramihang mga hangganan. Ang mga oscillation ay nasasabik malapit sa ibabaw ng liwanag ng araw kasama ang mga profile na matatagpuan sa pahaba (na may kinalaman sa mga balon), hindi paayon o sa kahabaan ng lugar. Ang mga linear at inverted surface hodograph ng mga alon ay nakikilala mula sa pangkalahatang pattern ng alon.

AT CDP ilapat ang mga linear at areal na obserbasyon. Ang mga sistema ng areal ay ginagamit sa magkakahiwalay na mga balon upang matukoy ang spatial na posisyon ng mga sumasalamin sa mga horizon. Ang haba ng mga baligtad na hodograph para sa bawat balon ng pagmamasid ay tinutukoy empirically. Karaniwan ang haba ng hodograph ay 1.2 - 2.0 km.

Para sa isang kumpletong larawan, kinakailangan na ang mga hodograph ay magkakapatong, at ang magkakapatong na ito ay depende sa lalim ng antas ng pagpaparehistro (karaniwan ay 300 - 400 m). Ang distansya sa pagitan ng mga shotgun ay 100 - 200 m, sa ilalim ng hindi kanais-nais na mga kondisyon - hanggang 50 m.

Ginagamit din ang mga pamamaraan ng borehole sa paghahanap ng mga patlang ng langis at gas. Ang mga pamamaraan ng borehole ay napaka-epektibo sa pag-aaral ng malalim na mga hangganan, kapag, dahil sa matinding maramihang mga alon, ingay sa ibabaw at ang kumplikadong malalim na istraktura ng seksyon ng geological, ang mga resulta ng seismic ng lupa ay hindi sapat na maaasahan.

Vertical seismic profiling - ito ay isang mahalagang seismic logging na ginagawa ng isang multi-channel sonde na may mga espesyal na clamping device na nag-aayos ng posisyon ng mga seismic receiver malapit sa borehole wall; pinapayagan ka nilang alisin ang pagkagambala at iugnay ang mga alon. Ang VSP ay isang epektibong paraan para sa pag-aaral ng mga wave field at ang proseso ng seismic wave propagation sa mga panloob na punto ng totoong media.

Ang kalidad ng pinag-aralan na data ay nakasalalay sa tamang pagpili ng mga kondisyon ng paggulo at ang kanilang pagiging matatag sa proseso ng pagsasagawa ng pananaliksik. Ang mga obserbasyon ng VSP (vertical profile) ay tinutukoy ng lalim at teknikal na kondisyon ng balon. Ang data ng VSP ay ginagamit upang suriin ang mga mapanimdim na katangian ng mga hangganan ng seismic. Mula sa ratio ng amplitude-frequency spectra ng direkta at sinasalamin na mga alon, ang pagtitiwala sa koepisyent ng pagmuni-muni ng hangganan ng seismic ay nakuha.

Paraan ng paggalugad ng piezoelectric ay batay sa paggamit ng mga electromagnetic field na nagmumula sa electrification ng mga bato sa pamamagitan ng nababanat na mga alon na nasasabik ng mga pagsabog, mga epekto at iba pang pinagmumulan ng salpok.

Itinatag nina Volarovich at Parkhomenko (1953) ang piezoelectric effect ng mga bato na naglalaman ng mga piezoelectric mineral na may oriented na electric axes sa isang tiyak na paraan. Ang piezoelectric effect ng mga bato ay nakasalalay sa mga piezoelectric na mineral, mga pattern ng spatial distribution at oryentasyon ng mga electrical ax na ito sa mga texture; sukat, hugis at istraktura ng mga batong ito.

Ang pamamaraan ay ginagamit sa mga variant ng lupa, borehole at minahan sa paghahanap at paggalugad ng mga deposito ng ore-quartz (ginto, tungsten, molibdenum, lata, batong kristal, mika).

Ang isa sa mga pangunahing gawain sa pag-aaral ng pamamaraang ito ay ang pagpili ng isang sistema ng pagmamasid, i.e. ang relatibong posisyon ng mga punto ng mga pagsabog at mga receiver. Sa ilalim ng mga kondisyon sa lupa, ang isang nakapangangatwiran na sistema ng pagmamasid ay binubuo ng tatlong mga profile, kung saan ang gitnang profile ay ang profile ng mga pagsabog, at ang dalawang matinding profile ay ang mga profile ng pag-aayos ng mga receiver.

Ayon sa mga gawain upang malutas seismic exploration nahahati sa:

malalim na paggalugad ng seismic;

istruktura;

langis at gas;

mineral; karbon;

engineering hydrogeological seismic survey.

Ayon sa paraan ng trabaho, mayroong:

lupa,

mga uri ng balon ng seismic exploration.