Методика и технология полевых работ
Геолого-геофизическая изученность района работ. Анализ контроля состояния аппаратуры и оборудования. Сущность приемки полевых материалов. Расчет затрат труда на сейсморазведку. Ликвидация последствий буровзрывных действий. Особенность прорубки просек.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 19.01.2015 |
| Размер файла | 2,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Оглавление
1. Условия производства работ
1.1 Геолого-гефизическая изученность района работ
1.2 Геологическое строение площади исследований
1.2.1 Стратиграфия
1.2.2 Тектоника
1.3 Нефтегазоносность района работ
1.4 Обоснование постановки проектируемых работ
1.5 Методика и технология полевых работ
1.5.1 Производственные работы
1.5.2 Опытные работы
1.5.3 Полевой контроль состояния аппаратуры и оборудования
1.5.4 Буровзрывные работы
1.5.5 Топографо-геодезические работы
1.5.6 Приёмка полевых материалов
2. Производственно-техническая часть
2.1 Организация и ликвидация работ
2.2 Используемые нормативные документы
2.3 Этапы и сроки выполнения работ
2.4 Расчет затрат труда на подготовку проектно-сметной документации
2.5 Технические данные проведения работ
2.6 Поправочный коэффициент к нормам выработки за ненормализованные условия работ
2.7 Расчет затрат труда на сейсморазведку
2.8 Расчет расхода картриджей
2.8.1 Расчет объема обработки сейсмического материала на полевом ВЦ
2.9 Расчет объема буровых работ
2.10 Расчет потребного количества ВМ
2.11 Ликвидация последствий буро-взрывных работ
2.12 Расчет затрат труда на полевые топографо-геодезические работы
2.13 Прорубка просек
2.14 Проминка профилей
2.15 Распределение объемов работ на полевой период
2.16 Транспортировка грузов и персонала
2.17 Охрана окружающей среды
2.18 Рекультивация территории
2.19 Оценка воздействия проектируемых сейсморазведочных работ на окружающую среду
2.20 Охрана труда и техника безопасности
2.21 Требования по технике безопасности при работе с взрывными источниками упругих колебаний
2.22 Меры безопасности при работе с системой синхронизации возбуждения ССВ
2.23 Ликвидация последствий буровзрывных работ
Заключение
Список использованных источников
Приложение
1. Условия производства работ
Вид работ -
Масштаб работ -
Площадь работ, км2 -
Объем работ -
Административное расположение площади работ -
Рельеф местности -
Абсолютные высотные отметки -
Относительные превышения -
Залессеность -
Заболоченность -
Характеристика лесного покрова -
Климатические условия -
Гидрографическая сеть, крутизна берегов, глубина промерзания -
Необхадимоть устройства и количество переправ -
Протяженность, группа дорог -
Возможность передвижения в районе работ и использование различных видов производственного транспорта -
Возможность применения механизированной размотки-смотки сейсмических кос -
Обоснование категории трудности производства всех видов работ -
Распределение площади по категории трудности условий производства работ -
Возможность обеспечения буровых агрегатов технической водой --
Распространенность в разрезе и по площади многолетнемерзлых пород (предполагаемая мощность зоны ММП или таликов) --
Наличие населенных пунктов, железнодорожных станций, пристаней, паромов, аэродромов --
Необходимость организации и количество баз и подбаз на площади проектируемых работ --
Возможность найма рабочих на месте производства работ --
Порядок отработки площади --
Продолжительность полевых сезонов, их количество --
Обеспеченность топографическими картами, фотоснимками (по масштабам) --
В период зимнего сезона 2009-2010 годов ООО «ТНГ-Групп» силами СП №1 по договору с ОАО «ЛУКОЙЛ» будет проводить сейсморазведочные работы по методике 3D МОГТ на Кечимовском лицензионном участке.
Проект составлен на основании «Геологического задания», основанием, для выдачи которого послужило решение регионального совещания Главного управления по геологии и разведке ОАО «ЛУКОЙЛ», Программы геологоразведочных работ ОАО «ЛУКОЙЛ» на 2009г.
Работы будут проводиться с целью детального изучения геологического строения продуктивных пластов ЮВ2, ЮВ0, БВ6, АВ2, АВ13, продуктивных и нефтеперспективных пластов ачимовской толщи с целью построения трехмерной геологической модели; площадного прогноза коллекторских свойств, подсчета параметров и их распределения по площади, прироста запасов категории С1, С2. Подготовки рекомендаций по размещению эксплутационных скважин; поиска перспективных объектов и оценки ресурсной базы с выделением участков категории С3. Масштаб работ - 1:25000
Общий объем работ составляет 300 км2.
В административном отношении площадь исследований находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского АО Югра Тюменской области.
В геоморфологическом отношении участок представляет собой слабо расчлененную поверхность. Максимальные отметки (до +80 м) отмечаются в северной части исследуемой площади. Минимальные отметки рельефа приурочены к долинам рек.
Природно-географические условия типичны для Среднего Приобья. Исследуемая территория (рис.1.) приурочена к водораздельному пространству рек Ай-Ортъягун, Сылькыягун (правые притоки р.Тромъеган) и реки Коттымъеган (правый приток р. Аган). Реки сильно меандрируют и режим их полностью контролируется атмосферными осадками. Поскольку поверхностные водоемы рек Ай-Ортъягун, Сылькыягун, Коттымъеган зачастую загрязнены, они служат лишь временным источником водоснабжения, но могут использоваться для технических целей. Практическую ценность для организации хозяйственно-питьевого водоснабжения представляют подземные воды верхнего гидрогеологического этажа. Большая часть площади заболочена. Многочисленные озера, наиболее крупными из которых является озера Сургутенпаймлор и Паргусыпаймлор, расположены в южной части площади. Лесные массивы сосредоточены в основном на возвышенных участках площади работ.
Согласно геокриологической карте Тюменской области, рассматриваемая территория расположена в зоне разобщенного залегания реликтовой мерзлоты, залегающей на глубинах до 150-200 м в виде сегментов, разделенных сквозными таликами в долинах рек и под крупными озерами. Наличие мерзлотной толщи обуславливает образование специфических форм рельефа: бугров пучения и термокарстовых воронок.
Глубина зеркала грунтовых вод колеблется от 5 м - в пониженных зонах, до 10-20 м - на водоразделах.
Климат района резко континентальный с продолжительной, суровой зимой и коротким, сравнительно теплым летом. Преобладающая температура воздуха зимой -19 -23С (абсолютный минимум -60С), летом +15 +20С (максимум +30С). Наибольшее количество осадков выпадает весной и осенью в виде дождя и снега. Высота снежного покрова колеблется от 0.7 м на отдельных приподнятых участках до 1.5 м в низинах.
Толщина льда на водоемах колеблется от 0.2 до 1 м, и лед надежно устанавливается лишь в январе. Многие озера, болота и мелкие реки часто не промерзают и зимой изобилуют проталинами, особенно у берегов. Ледостав на реках начинается с конца октября, а ледоход - во второй половине мая.
Преобладающее направление ветров - южное и юго-западное, часто в конце весны и в начале лета дуют северные и северо-восточные ветра.
Населенные пункты в районе работ отсутствуют. В 35 км на восток от Южно-Кечимовского проектного участка находится крупный населенный пункт - г. Покачи.
Основными видами транспорта в данном районе являются автомобильный, железнодорожный и авиационный. Автодорожная сеть более развита в восточной части площади. Железнодорожная магистраль Сургут-Уренгой проходит в 1.5 км от западной границы проектируемой площади. В 9.5 км от южной границы проходит железная дорога Сургут-Нижневартовск. Аэропорты находятся в г. Нижневартовск, г. Сургут, г. Когалым.
Залесенность по проектным профилям составляет 60,2% (1070 пог.км), что обусловливает рубку 4 метровых просек и 1,5 метровых визирок, заболоченность - составляет 168,35 пог.км, водная часть площади (реки, озера) составляет - около 540 пог.км. На заболоченных участках будет осуществляться двойная проминка профилей гусеничными транспортерами с целью их намораживания.
Значительные трудности при проведении сейсморазведочных работ на данной территории создают реки, протоки, болота, плохо промерзающие зимой. Транспортировка техники и оборудования через незамерзающие водные преграды обычно осуществляется по построенным переправам и переездам.
В качестве регистрирующей аппаратуры будет использоваться телеметрическая система сбора сейсмической информации I/O SYSTEM FOUR VECTORSЕIS. В качестве источника возбуждения упругих колебаний будут использоваться взрывы в одиночных скважинах (19822 ф.н.) глубиной до 15 м. В эксклюзивных местах, где невозможно будет пробурить одиночную скважину требуемой глубины, планируется применять группирование 2-3 скважин глубиной 6 м каждая (490 ф.н.).
Топографо-геодезические работы будут осуществляться с использованием спутниковой системы глобального позиционирования GB-1000 фирмы Topcon.
Также геолого-техническим заданием предусмотрен контроль качества работ и полевая обработка сейсмического материала, которые будут выполняться с помощью программного пакета Mesa Professional фирмы Green Mounting и специализированной рабочей станции Sun Blade, оснащенной современным обрабатывающим пакетом Focus фирмы Paradigm Geophysical.
После окончания полевых сейсморазведочных работ копии полевых материалов, включающие полевые сейсмо-, топогеодезические данные будут переданы по акту Заказчику, а также организации-исполнителю обработки и интерпретации в соответствии со сроками, установленными в геологическом задании.
1.1 Геолого-гефизическая изученность района работ
Геолого-геофизические исследования в пределах Нижневартовской нефтегазоносной провинции до 1957 года носили региональный характер и были направлены на выявление крупных структурно-тектонических элементов. Мелкомасштабные гравиметрические, аэромагнитные, электро- и сейсморазведочные работы МОВ позволили получить общее представление о геологическом строении территории, в результате была выявлена структура I порядка - Нижневартовский свод.
Сейсморазведочными работами МОВ, проводенными трестом «Хантымансийскгеофизика» и трестом «Тюменьнефтегеофизика», выявлены и изучены структуры II и III порядков, в пределах которых в последующем открыты залежи нефти: Покачевская (с.п. 7/66-67, 14/71-72), Кечимовская (с.п. 4/66-67) и др.
В 1967 году сейсмопартией 4/66-67 треста «Тюменьнефтегеофизика» была выявлена Кечимовская структура. В 1979 году работами сейсмопартии 17/78-79 оконтурено Кечимовское и выявлено Восточно-Кечимовское поднятие.
Результаты геолого-геофизических исследований, проведенных на Южно-Кечимовской проектной площади до 1989-92 гг., подробно изложены в отчетах о работах с.п. 15/89, 1/90, 1,15/90-91 и 1,15/92, поэтому в данной главе приводятся кратко. В результате были выявлены Молодежная, Думская, Марсовская, Южно-Кечимовская, Бельская и Лидинская структуры. Детализированы ранее выявленные Нонг-Еганская, Северо,-Южно-Нонгъеганская, Кечимовская, Восточно,- Западно,- Северо-Кечимовская и ряд небольших антиклиналей. Структурные построения выполнены по отражающим горизонтам: М, Дв, d1, Б, Т1, Т1, А, А1, А2, А3. Уточнены внешние контуры нефтеносности пластов групп АВ, БВ и ЮВ. На участках, где ожидался прирост нефтеперспективных площадей, рекомендовано бурение оценочных скважин.
В период с 1992г. по 1998г. в пределах Кечимовско-Нивагальской проектной площади сейсморазведочные работы не проводились. Начиная с 1998г. силами АО «Татнефтегеофизика» выполнены детализационные работы по методике 48-кратного профилирования на соседних Северо-Нивагальской, Ключевой, Нонг-Еганской и Покачевской площадях.
В северной части исследуемой площади в зоне сочленения Кечимовского и Родникового месторождений с.п. 1/2000 отработано 4 профиля общей протяженностью 24.85 пог.км, а также переобработаны и переинтерпретированы сейсмические материалы прошлых лет. Анализ волнового поля в интервале залегания палеозойских отложений позволил выявить специфические геологические формы, которые, возможно, связаны с потенциальными природными резервуарами углеводородов. Закартирован восточный склон Родникового поднятия. Проведен динамических анализ в интервале залегания пласта ЮВ2. Рекомендовано сместить местоположение глубокой скважины.
В 2000г. ЗАО «Пангея» (Москва) произведены исследования с целью прогнозирования нефтеперспективных зон в горизонтах ЮВ1 и ЮВ2 в центральной части Кечимовского месторождения с применением комплекса программ многомерной интерпретации геолого-геофизических данных и выдано обоснование дальнейших направлений геолого-разведочных работ.
В 2003-2004 г.г. с.п. 16/03 ОАО «Башнефтегеофизика» были выполнены полевые работы, обработка и интерпретация сейсмической съемки 3D. В результате проделанных работ было детально изучено геологическое строение нижнеюрских и доюрских комплексов отложений, выявлены и протрассированы основные отражающие горизонты, выделены объекты, представляющие интерес в отношении нефтеносности. Детально изучено развитие контуров нефтеносности и строения нефтеносных пластов АВ13, АВ2 , БВ6 и ЮВ1. Построены структурные карты по кровле и подошве коллекторов и реперных горизонтов, карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, карты развития толщин глинистой перемычки, разделяющей пласты АВ13 и АВ2 , в том числе с выделением зон слияния пластов АВ13 и АВ2 . Проведен анализ площадного положения ВНК, уточнены границы распространения поля нефтегазоносности в продуктивных пластах. Оценены запасы и даны рекомендации по доразведке и размещению эксплуатационных скважин.
В 2004-2006 г.г. с.п. 14/04-05 ОАО «Башнефтегеофизика» выполнены полевые работы по методике 3D на участке Кечимовского месторождения. Обработка и интерпретация была осуществлена силами «ТНГ-Групп». Данными работами оценены запасы продуктивных пластов ЮВ22, ЮВ21, ЮВ11, БВ61. Созданы трехмерные геологические модели продуктивных отложений Кечимовского и западной части Нонг-Еганского месторождений по пластам ЮВ2, ЮВ11, БВ61. Даны рекомендации на бурение шести опережающих эксплуатационных скважин.
С.п. 12/06-07 ООО «ТНГ-Групп» в 2007 г. были выполнены сейсморазведочные работы по методике 3D на Кечимовско-Нивагальском участке работ. Сведениями о результатах обработки и интерпретации не располагаем.
Кроме сейсморазведочных работ дополнительную информацию о геологическом строении района работ дает глубокое бурение. Палеозойские отложения на Южно-Кечимовской проектной площади вскрыты в скв. 155. В настоящее время в пределах Кечимовского месторождения эксплуатационное бурение проводится с конца 90х годов. В пределах площади работ пробурено более 70 поисково-разведочных скважин. В центральной части разбурены два участка. Один расположен в районе разведочных скв. 133, 146, 134, другой - в районе поисковой скв. 17.
Вертикальное сейсмическое профилирование на территории рассматриваемого участка проведено в скв. 155 Кечимовской (СК «Петро-Альянс», 1999г. Кроме этих скважин скоростные характеристики разреза изучены в скв. 301 Береговой (ВНИГНИ, 1997г.), скв. 6197 Кечимовской (НП и КЧП "Ленгеос", г.Октябрьский, 1998г.), 6 Покачевской, 156 Нивагальской, 77, 107, 4240 Ключевых и 30 Родниковой, пробуренных в непосредственной близости от площади исследований.
Основные сведения о геолого-геофизической изученности района работ представлены в таблице 1.
Таблица 1 Перечень геофизических работ, проведенных в районе работ и прилегающей территории
|
Сроки проведения, наименование организации |
Виды работ, масштаб |
Основные результаты работ |
|
|
Сейсморазведочные работы |
|||
|
1983-1984г.г. ПГО «Запсибнефтегеофизика» Кольская с.п. 5/83-84 |
МОГТ 2D М 1:50000 |
Построены структурные карты по отражающим горизонтам А' (низы осадочного чехла), Т, Б, Д18-19, d1 (нижняя часть вартовской свиты), М' (кровля пласта АВ2). Уточнено геологическое строение северо-западного склона Покачевского и восточного склона Восточно-Кечимовского поднятий. |
|
|
1989г. ПО «Татнефтегеофизика» Кечимовская с.п.15/89 |
МОГТ 2D М 1:50000 |
Выполнены детализационные работы МОГТ с целью уточнения структурных планов отражающих горизонтов в пределах Кечимовского месторождения нефти. |
|
|
1990-1993г.г. ПО «Татнефтегеофизика» Кечимовская с.п. 1,15/90 |
МОГТ 2D М 1:50000 |
Проведены детализационные исследования южной части Кечимовского месторождения. Построены структурные карты по отражающим горизонтам М, Дв,d', Б, Т', Т1, А, А1, А2, А3, включающие Кечимовское, Нонг-Еганское и западную часть Ключевого месторождений. Уточнено геологическое строение Восточно-Кечимовского, Кечимовского, группы Нонгьеганских поднятий. На основании качественного анализа временных разрезов и анализа структурных карт уточнены контуры залежей нефти в пластах групп АВ, БВ, ЮВ. Намечены зоны развития пластов-коллекторов, а также зоны глинизации. |
|
|
1990-1993г.г. ПО «Татнефтегеофизика» Кечимовская с.п. 1,15/90 |
МОГТ 2D М 1:50000 |
Проведены детализационные исследования южной части Кечимовского месторождения. Построены структурные карты по отражающим горизонтам М, Дв,d', Б, Т', Т1, А, А1, А2, А3, включающие Кечимовское, Нонг-Еганское и западную часть Ключевого месторождений. Уточнено геологическое строение Восточно-Кечимовского, Кечимовского, группы Нонгьеганских поднятий. На основании качественного анализа временных разрезов и анализа структурных карт уточнены контуры залежей нефти в пластах групп АВ, БВ, ЮВ. Намечены зоны развития пластов-коллекторов, а также зоны глинизации. |
|
|
1992-1994г.г. ПО «Татнефтегеофизика» Неримлорская с.п. 1,15/92 |
МОГТ 2D М 1:50000 |
По результатам интерпретации построены структурные карты по отражающим горизонтам М1, Дв, Б, Т1, Т1, Т3, А1, А, схематические структурные карты по горизонтам А1, Д18-19. Уточнены контуры залежей пластов АВ13, Ю2. Выявлены Молодежная, Думская, Марсовская, Южно-Кечимовская, Бельская, Лидинская структуры. Рекомендуется пробурить в пределах ранее выявленных Северо-Беляевской, Снежной, Амировской структур скважины с вскрытием доюрского основания. |
|
|
1991-1994 г.г. ПО «Башнефтегеофизика» с.п. 14/91 |
МОГТ 2D М 1:50000 |
Уточнено геологическое строение Восточно-Придорожного месторождения, а также юго-западной части Ватьеганского и южной части Кустового месторождений. Построены структурные карты по кровлям продуктивных пластов БВ0, БВ4, ЮВ1, проведены сейсмофациальный и циклостратиграфический анализы строения неокомского комплекса. Выявлены и закартированы Кабуловская, Булатовская, Хатбуловская, Лехатовская, Восточно - Придорожная структуры. |
|
|
1996-1997г.г. СК «ПетроАльянс» |
МОГТ 3D М 1:50000 |
Сейсморазведочные работы 3D на Восточно-Придорожном месторождении. |
|
|
1995-1998г.г ОАО «Хантымансийскгеофизика» Мишаевская с.п. 18/95-96 |
МОГТ 2D М 1:50000 |
Данными работами охвачена восточная площадь, в пределах которой отработано 233 пог.км профилей. Построены структурные карты и схемы по отражающим горизонтам А (подошва осадочного чехла) ТЮ10 (нижняя юра), ТЮ3-4 (средняя юра), ТЮ2 (средняя юра), ЮВ1, Б (верхняя юра), НБВ7, НБВ72, НБВ6, НБВ3, НБВ2, НАВ13, М (нижний мел). Уточнено геологическое строение зоны сочленения Южно-Ватьеганского прогиба и Покачевского куполовидного поднятия с Восточно-Покачевским прогибом. Уточнено строение ранее выявленных Нонг-Еганского, Ахтамарского поднятий, северного склона Покачевского, восточного склона Ключевого поднятий. Детализированы и подготовлены к бурению Малопокачевское, Западно-Яхлорское поднятия, впервые закартированы Малояхлорское и Южно-Яхлорское поднятия. Уточнены границы залежей нефти в пластах ЮВ11, Ач, БВ6, БВ3, БВ2, АВ13, выделены перспективные участки для обнаружения залежей УВ. |
|
|
1999-2001 г.г. АО «Татнефтегеофизика» Ключевая с.п. 1/99-1 |
МОГТ 2D |
Работы проводились северо-восточнее проектной площади в пределах Ключевого месторождения, а также северо-западной части Покачевского и южной части Нонг-Еганского месторождений. Построены структурные карты по 13 отражающим горизонтам, а также по кровлям пластов ЮВ11, БВ7, БВ2, АВ2. Проведены палеотектонический и литолого-фациальный анализ. По данным динамического анализа в интервале залегания пластов. Уточнены внешние контуры нефтеносности всех продуктивных пластов. |
|
|
2000-2001 г.г. ОАО «Татнефтегеофизика» Кечимовская с.п 1/2000 |
МОГТ 2D М 1:25000 |
Исследования проводились севернее проектной площади. Построены структурные карты по основным отражающим горизонтам (М1, М1, Дв, d1, Б, Т1, Т3, А/, А1, А2, А3). Проведекн динамический анализ в интервале залегания продуктивного пласта ЮВ. Анализ волнового поля в интервале залегания палеозойских отложений позволил выявить наличие специфических геологических форм, которые связаны, возможно, с потенциальными природными резервуарами углеводородов. |
|
|
2001 г. АО «Татнефтегеофизика» Северо-Нивагальская с.п. 1/98 |
МОГТ 2D |
В пределах Кечимовского, Ключевого и Покачевского месторождений выполнена переобработка и переинтерпретация сейсмической съемки 2D. Построены структурные карты по 9 отражающим горизонтам, а также по кровлям продуктивных пластов ЮВ11, ЮВ0, БВ2, АВ2. В результате проведенных работ выявлены Сентябрьское, Сылькылорское, Пагурсынское, Малкъеганское поднятия. Даны рекомендации на бурение разведочных скважин в пределах Пагурсынской, Малкъеганской, Родниковой структур и оценочной скважины в пределах южного купола Кечимовской структуры. Проведен палеотектонический анализ исследуемой площади. Уточнены внешние контуры нефтеносности продуктивных пластов. |
|
|
2003-2004 г.г. ОАО «Башнефтегеофизика» с.п.16/03 |
МОГТ 3D М 1:25000 |
В результате проведенных работ детально изучено геологическое строение нижнеюрских и доюрских комплексов отложений, выявлены и протрассированы основные отражающие горизонты, выделены объекты, представляющие интерес в отношении нефтеносности. Детально изучено развитие контуров нефтеносности и строения нефтеносных пластов АВ13, АВ2 , БВ6 и ЮВ1. Построены структурные карты по кровле и подошве коллекторов и реперных горизонтов (в том числе и отдельно по пластам АВ13 и АВ2), карты эффективных и нефтенасыщенных толщин (в том числе и отдельно по пластам АВ13 и АВ2). Работы проведены на территории Нивагальского месторождения. |
|
|
2004 г. КФК «ПетроАльянс СКЛ» с.п. 1361 |
МОГТ 3D М 1:50000 |
Построены структурные карты по отражающим горизонтам А, Т3, Т1, Б, Н, М и С. Уточнено строение четырех локальных структур (Нонг-Еганская-1, Нонг-Еганская-2, Южно-Нонг-Еганская и Средне-Нонг-Еганская), с целью уточнения площадей нефтеносности группы пластов БВ61-2 рекомендовано пробурить две разведочные скважины. Уточнены внешние контуры нефтеносности продуктивных пластов. |
|
|
2004-2005г.г. полевые работы: ОАО «Башнефтегофизика с.п. 14/04-05, обработка и интерпретация: АО «Татнефте-геофизика» |
МОГТ 3D М 1:25000 |
В пределах Кечимовского месторождения выполнена обработка и интерпретация сейсмической съемки 3D. Построены структурные карты по 13 отражающим горизонтам, а также по кровлям и по подошвам пластов БВ61, БВ62, Ач1-БВ7, Ач10-БВ8, ЮВ0-Ач(н.п.), ЮВ01, ЮВ11, ЮВ21, ЮВ22. Проведены палеотектонический и литолого-фациальный анализ. Уточнены внешние и внутренние контуры нефтеносности продуктивных пластов. Уточнено блоковое строение горизонта ЮВ0. Построена карта фациального районирования пласта ЮВ11. Даны рекомендации на бурение эксплуатационных скважин. |
|
|
2004-2006г.г. полевые работы: ОАО «Татнефтегеофизика» Нивагальская с.п. 11/04-05, обработка и интерпретация: ОАО «Башнефтегофизика» |
МОГТ 3D М 1:25000 |
Работы проводились восточнее рассматриваемой площади. Проведен AVO-анализ. Построены карты AVO-атрибутов по пласту АВ2. Проведена обработка и интерпретация ГИС. Выполнены палеотектонический, динамический анализ и литолого-фациальное районирование отложений продуктивных пластов ЮВ1, БВ8, БВ6, АВ2, АВ13. Построены карты кровли и подошвы коллекторов, прогнозные карты эффективных и нефтенасыщенных толщин пластов ЮВ1, БВ8, БВ6, АВ2, АВ13. Рекомендуется бурение двух разведочных и параметрической скважин. Намечены первоочередные перспективные участки для освоения пласта АВ2. Даны рекомендации для постановки эксплуатационного бурения на пласт БВ8. |
|
|
2006-2007г.г. полевые работы: ООО «ТНГ-Групп» Кечимовско-Нивагальская с.п. 12/06-07 |
МОГТ 3D М 1:25000 |
Сведениями о результатах обработки и интерпретации не располагаем. |
|
|
Сейсмокаротажные исследования |
|||
|
1975г. ПГО «Хантымансийскгеофизика» |
Скв. 58 (Нонг-Еганская пл.) |
||
|
1998г. НП и КЧП «Ленгеос» г.Октябрьский |
Скв. 6197 (Кечимовская пл.) |
||
|
1999-2001г.г. СК «ПетроАльянс» |
Скв. 95, 156, 183, 193 (Нонг-Еганская пл.), скв. 153, 155, 163 (Кечимовская пл.) |
||
|
Тематические работы |
|||
|
1989г. ПО «Татнефте-геофизика», т.п. 28/89 |
М 1:50000 |
Выполнена комплексная переинтерпретация сейсмических материалов МОГТ (с.п. 5/80-81, 5/83-84 и др.) на Ключевой площади. Уточнено геологическое строение Нонг-Еганского, северной части Покачевского и восточной части Ключевого поднятия. Уточнены внешние контуры нефтеносности Ключевого, Покачевского и Нонг-Еганского месторождений. Выделены элементы разрывных тектонических нарушений фундамента, а также зоны аномального строения баженовской свиты. По данным ГИС выявлены нефтеперспективные объекты в пластах групп АВ и БВ. |
|
|
Глубокое бурение |
|||
|
1974-2001г.г Главтюменьгеология, ТПП «Покачевнефтегаз» |
В пределах площади работ пробурено более 70 поисково-разведочных скважин. Скв. 155 вскрыла палеозойские отложения. По данным бурения выявлены залежи нефти в пластах АВ13, АВ2, БВ6, ачимовских пластах, ЮВ0 ЮВ11, ЮВ21, ЮВ22. Разбуривание залежей проводится наклонно-направленными эксплуатационными скважинами. |
1.2 Геологическое строение площади исследований
1.2.1 Стратиграфия
В геологическом строении исследуемой территории принимают участие складчатые образования палеозойского фундамента, отложения параплатформенного комплекса и платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.
К настоящему времени в данном районе пробурено несколько новых глубоких скважин. Две из них вскрыли породы доюрского основания. Скважина 155 пробурена на территории Кечимовского месторождения, скважина 172 - в пределах Ключевого. По данным керна, отобранного из скв. 155 Кечимовской, интервал 3351-3550 м слагают эффузивные породы (группа базальтов) светло-зеленого или зеленовато-серого цвета, плотные с обилием включений шаровидной формы, выполненных кальцитом, хлоритом и кварцем. Встречаются прослои аргиллитов темно-серого, зеленого, коричневого цвета, трещиноватые; алевролиты темно-серые, кварцевые, мелкозернистые, плотные, крепкие с глинисто-карбонатным цементом.
Скважина 172 Ключевая вскрыла доюрские породы на глубину 800м (инт.3204-4004 м). Породы представлены кварцевыми порфиритами с включениями кислых эффузивов и редкими прослоями аргиллитов или песчано-алевролитовых отложений.
Отражающий горизонт А отождествляется с поверхностью доюрского основания. Пластовая скорость в разрезе этих отложений по данным сейсмокаротажа в скв. 155 изменяется от 3660 м/с до 5000 м/с. Доюрские образования представлены в основном вулканогенно-осадочными породами - базальтами, туфами триасового возраста.
В таблице 2 приведены краткие сведения о стратиграфии, литологии и мощности пород, слагающих разрез. Расчленение разреза выполнено в соответствии с региональной стратиграфической схемой мезозойских и кайнозойских отложений, утвержденной в 1991г Межведомственным стратиграфическим комитетом СССР.
Таблица 2 Литолого-стратиграфические комплексы и основные отражающие границы
|
Стратиграфические подразделения |
Литология |
Мощ- |
Интерв. |
Страт. |
Индек- |
||||||
|
эра |
система |
отдел |
ярус |
свита |
пласт |
ность, м |
скорости, м/с |
индекс |
сы отр. гориз. |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
|
м е з о з о й с к а я |
ю р с к а я |
нижний |
плинсбахский-тоарский |
котухтинская (горелая) |
ЮВ12-10 |
чередующиеся песчаники, аргиллиты с прослоями углей и конгломератов |
160 (155) |
4640 (155) |
J1p-J1t |
Т4 (радомская пачка) |
|
|
средний |
ааленский-байоский-батский |
тюменская |
ЮВ9-2 |
чередующиеся песчаники, алевролиты с прослоями углей |
299 (155) |
3600 (155) |
J2a-J2bt |
Т3 (ЮВ8) Т2(ЮВ5) Т1 (ЮВ2) |
|||
|
среднийверхний |
келловейский-оксфордский |
васюганская |
ЮВ11 |
в нижней части - аргиллиты, в верхней - аргиллиты и алевролиты с прослоями и пластами песчаников |
50 (155) |
3600 (155) |
J2kl-J3ox |
Ю1(ЮВ11) |
|||
|
верхний |
кимериджский |
георгиевская |
аргиллитоподобные глины, обогащенные глауконитом |
до 5 |
J3km |
||||||
|
волжский |
баженовский |
нормальный разрез: битуминозные уплотненные аргил-литы |
20-35 |
3410 (155) |
J3v |
Б |
|||||
|
м е з о з о й с к а я |
ЮВ0 |
аномальный разрез: в нижней и средней частях наряду с типичными битуминозными глинами встречаются невыдержанные по простира- |
12 (155) |
3530 (155) |
|||||||
|
нию и разрезу песчано-алевролито-глинистые пропластки |
|||||||||||
|
м е л о в а я |
нижний |
берриасский-валанжинский |
мегионская |
БВ8 |
в нижней части ачимовская пачка, сложенная линзами песчаников, алевролитов; в верхней части аргиллиты с редкими пропластками алевролитов и песчаников |
200-300 255 (155) |
3300 (155) |
K1b-K1v |
R2 R3 |
||
|
готеривский-барремский |
ванденская |
БВ7 АВ8-2 |
в нижней части ритмично чередующиеся песчано-алевролитовые породы и аргиллиты, верхняя часть представлена неоднородным литологически изменчивым по простиранию комплексом пород (песчаники, алевролиты, аргиллиты) |
610 (155) |
3490 (155) |
K1g-K1bг |
НБВ6 НБВ3 |
||||
|
м е з о з о й с к а я |
м е л о в а я |
аптский |
алымская |
АВ13 АВ12 АВ11 |
в нижней части песчаники, алевролиты с линзами глинистого и углистого материала; в верхней части аргиллиты с тонкими прослоями алевролитов |
общая толщина 100-150 |
3200 (155) |
K1a |
|||
|
кошайские глины |
глины темно-серые до черных, слабослюдистые, является выдержанным маркирующим горизонтам |
М |
|||||||||
|
альбский |
нижняя часть покурской свиты |
переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов |
общая мощность 710-770 |
2800 (155) |
K1al |
||||||
|
верхний |
сеноманский |
верхняя часть покурской свиты |
неравномерное чередование песчано-алевролитовых и глинистых пластов и пачек |
К2s |
|||||||
|
туронский |
кузнецовская |
глины темно-серые до черных, плотные, местами алевритистые с тонкими прослоями песчаника |
20-30 |
К2t |
|||||||
|
коньякский-сантонский- кампанский |
березовская |
глины слюдистые алевролитовые, прослоями опоковидные |
120-150 |
2000 (155) |
К2k-K2km |
C |
|||||
|
маастрихтский-датский |
ганькинская |
глины известковые с прослоями алевролитов |
100-130 |
K2m |
|||||||
|
к а й н о з о й с к а я |
п а л е о г е н о в а я |
палеоцен |
инкерманский-качинский |
талицкая |
глины алевролитовые с прослоями песчаников |
90-110 |
1700-1900 |
Рg1 |
|||
|
эоцен |
люлинворская |
в нижней части - глины опоковидные, опоки; в верхней - глины листоватые, плотные |
180-200 |
Рg2 |
|||||||
|
олигоцен |
тавдинская |
глины алевритистые с прослоями песка и угля |
100-110 |
Рg2- Рg3 |
|||||||
|
нижний |
атлымская |
песчаная толща с прослоями алевролитов, бурых углей, глин |
около 70 м |
Рg3 |
|||||||
|
средний |
новомихайловская |
неравномерное переслаивание песков и глин |
180-190 |
Рg3 |
|||||||
|
верхний |
туртасская |
глины, алевролиты с прослоями песков и углей |
40-50 |
Рg3 |
|||||||
|
четвертичная |
плейстоцен |
средний |
чередующиеся ледниковые и межледниковые отложения |
90-130 |
1300-1600 |
Q |
|||||
|
верхний |
пески, суглинки, наносные пески, торф |
10-20 |
1.2.2 Тектоника
В тектоническом строении Западно-Сибирской плиты выделяют три этапа. Геосинклинальный этап (нижний структурный этаж) развития и консолидации складчатого основания платформы закончился в палеозойское время. Породы нижнего этажа сложены эффузивными, изверженными и осадочными образованиями, сильно дислоцированными и метаморфизованными. Эти образования составляют складчатый фундамент плиты, тектоническое строение которой еще слабо изучено. По данным сейсморазведочных работ здесь широко развиты тектонические нарушения, проникающие вплоть до нижней части осадочного чехла.
Переходный этап (средний структурный этаж) развития от геосинклинального к платформенному существовал в пермо-триасовое время. Отложения данного этапа сложены преимущественно вулканогенными, вулканогенно-осадочными породами. Породы эпигеосинклинального генезиса отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. В результате проведенных в предыдущие годы сейсморазведочных работ, в верхней части этого структурно-тектонического этажа были прослежены отражающие горизонты А1 и А'.
Платформенный этап развития (верхний структурно-тектонический этаж), начавшийся в раннеюрское время и формировавшийся в мезозойско-кайнозойское время, является типично платформенным. Сложен мощной толщей осадочных образований, сформированных в условиях длительного и устойчивого прогибания фундамента, для которых характерна слабая дислоцированность и полное отсутствие метаморфизма. Этот структурно-тектонический этаж развития хорошо изучен как глубоким бурением, так и геофизическими методами исследований. Слагающие его породы образуют собственно осадочный чехол и содержат основные промышленные скопления углеводородов.
Тектоническое строение данной площади наиболее полно изучено по отложениям, сформировавшимся в период платформенного этапа развития. Платформенный разрез полностью исследован сейсмическими работами МОГТ масштаба 1:50000, которыми охвачена вся рассматриваемая площадь с высокой плотностью сети профилей, и достаточно детально изучен сетью разведочных, а также эксплуатационных скважин, пробуренных до отложений среднеюрского возраста.
По результатам с.п. 1,15/90 в пределах Южно-Кечимовской проектной площади в разрезе доюрских отложений прослежено три отражающих горизонта, отождествляемых с границами раздела литологических разностей в средней (А3) и верхней (А2, А1) частях параплатформенного комплекса. Структурный план отражающего горизонта А3 характеризуется блоковым строением, ступенчато погружается в юго-западном направлении. Согласно проведенным работам методом вертикального сейсмического профилирования в скв. 155 отражающие горизонты А2 и А1 приурочены к поверхностям эффузивных тел.
Структурный план отражающего горизонта А2 сильно расчленен.
Поверхность отражающего горизонта А1 более пологая. Выделяемые приподнятые участки имеют небольшие размеры и амплитуды.
Более детально строение района работ изучено для периода платформенного этапа развития Западно-Сибирской плиты. Согласно тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты, составленной в 1998 году под редакцией В.И. Шпильмана, исследуемая площадь приурочена к западному склону Нижневартовского свода и восточного борта Ярсомовского прогиба (рис. 3). В локальном плане практически вся площадь работ, кроме юго-западной части приурочена к структуре II порядка - Покачевской вершине, которая в свою очередь осложнена Кечимовской локальной структурой.
В структурном плане участок представляет пологую моноклиналь, погружающуюся в юго-западном направлении. Поверхность этого тектонического элемента осложнена небольшими по величине и амплитуде редкими локальными поднятиями, структурными носами и мелкими мульдами и прогибами. По результатам сейсмических исследований в разрезе палеозойских и нижнеюрских отложений зафиксированы разрывные тектонические нарушения. Вверх по разрезу эти нарушения затухают.
По данным сейсморазведочных работ в разрезе осадочного чехла прослежено несколько отражающих горизонтов, характеризующих современный структурный план исследуемой территории на разных стратиграфических уровнях. Отмечается погружение всех поверхностей в юго-западном направлении - в сторону Ярсомовского прогиба.
Анализ структурных планов отражающих горизонтов показывает, что контуры основных структурных элементов прослеживаются практически по всему осадочному чехлу. При этом отмечается выполаживание положительных и отрицательных форм рельефа вверх по разрезу.
1.3 Нефтегазоносность района работ
Согласно схеме районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, площадь работ Южно-Кечимовской с.п.12/07-08 расположена в пределах Нижневартовского нефтегазоносного района, который является одним из основных по запасам нефти Среднеобской нефтегазоносной области. В непосредственной близости от исследуемого участка расположены Нивагальское, Ключевое и Нонг-Еганское месторождения.
В пределах проектной площади работ нефтеносность связана с Кечимовским месторождением (рис.2), нефтесодержащими объектами на котором являются песчаные пласты, входящие в состав горизонтов АВ1-2, БВ6, ачимовской толщи, ЮВ0 и ЮВ2.
В пределах Кечимовского месторождения в разрезе горизонта ЮВ2 выделяются два пласта ЮВ21 и ЮВ22, разделенные плотными темно-серыми аргиллитами. Общая толщина верхнего пласта ЮВ21 составляет 10-15м, нижнего (ЮВ22) - 10-15м.
Залежь нефти в пласте ЮВ22 относится к литологическому типу. Его нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.8 м (скв.1) до 7.8 м (скв.31). Дебиты нефти при опробовании пласта составили 0.6 м3/сут (скв.41) - 4.6 м3/сут (скв.16). При подсчете запасов нефти Кечимовского месторождения в пределах проектной площади работ были выделены две залежи нефти. Одна протягивается полосой с севера площади на юго-запад, другая - расположена в районе скв 27, 134. Испытание в сважинах проводилось совместно с пластом ЮВ21. В скв 27 из интервала абс. глубин -2835.2-2853.2 м получена безводная нефть дебитом 3.5 м3/сут. В скв. 134 (инт. абс. глубин -2818.4-2842.4) была получена нефть дебитом 6.0 м3/сут.
Залежи нефти в пласте ЮВ21. Располагаются в северной и центральной частях района работ. Ее границы контролируются зонами замещения пласта-коллектора глинистыми разностями. Нефтенасыщенная толщина 0.6-10.2 м. Дебит нефти изменяется от 1.5 м3/сут до 10.5 м3/сут (скв.14). В настоящее время эксплуатационное бурение проводится в районе поисковой скв.17 и скв. 27, 134, 146, 135.
Эти залежи тоже относятся к литологическому типу, а значит уточнить границы их распространения крайне сложно.
Залежь нефти в пласте ЮВ11. Расположена на Кечимовском месторождении, в крайней северной части проектной площади работ. Эффективная толщина пласта в пределах залежи изменяется от 0.8 м до 22.9 м, нефтенасыщенная толщина - от 2.3 м до 14.6 м в пределах ВНЗ и 1.7 - 14.8 м - в ЧНЗ. Дебиты нефти различные: от 3.8 м3/сут (скв. 19) до 70 м3/сут (скв.41). В скв. 57 ВНК отмечается на абс.отметке -2786.7 м; в скв. 147 подошва нефтенасыщеного коллектора наблюдается на абс.отм. -2784.9 м. Кровля водонасыщенного коллектора вскрыта на абс.отметке -2785.7 м. Далее, в скв. 53 ВНК выделяется на абс.отм. -2780.6 м. В районе скважины 41 внешний контур нефтеносности проведен по изогипсе -2778 м, что соответствует подошве нефтенасыщенного коллектора в ней и в скв. 44. Таким образом, на расстоянии 10 км подъем уровня ВНК происходит на 10 м в северном направлении. Это подтверждается и скв. 52, в которой кровля водонасыщенного коллектора вскрыта на абс.отметке -2773.4 м.
Залежи нефти в группе пластов ЮВ0 развиты в зоне аномального разреза баженовской свиты, залегают между аргиллитами георгиевской и баженовской свит и располагаются в северной части рассматриваемого участка работ. Залежи нефти, выявленные в пласте ЮВо, относятся к литологическому типу. Общая толщина горизонта ЮВо изменяется от первых метров до 70-80 м, а в скв.26 она составляет 93 м. В скв.13, 46 получен небольшой приток нефти (1.2 - 1.35 м3/сут) с водой (0.5 - 1.35 м3/сут). В скв. 2 при испытании пласта получен приток безводной нефти дебитом 7.5 м3/сут. В скв 14 и 15 дебиты нефти составили 4.2 м3/сут и 4.2 - 6.0 м3/сут . В скв. 57 был опробован пласт ЮВ01 - получен высокодебитный приток нефти 22 м3/сут.
Залежь нефти в пластах БВ18-22. Нефтенасыщение отложений нижней части ачимовской толщи отмечено по данным геофизических исследований в скв. 134 и 135. Опробование этой части разреза не проводилось.
В пласте БВ6 выявлено три залежи нефти. Залежь нефти в районе скв. 301, расположенная восточнее рассматриваемого участка, приурочена к небольшому поднятию, оконтуренному изогипсой -2340 м. Размеры его не более (2 км х 0.92 км). Амплитуда более 5 м. При опробовании пласта (инт. -2338.2-2340.2 м) в скв. 301, пробуренной в южной части этой структуры, получена нефть дебитом 11 м3/сут и вода дебитом 25.6 м3/сут. Залежь пластово-сводовая. По данным структурных построений площадь залежи составляет 2.7 кв.км.
При опробовании пласта БВ6 в скв. 158 получена нефть с водой. По данным структурных построений юго-восточнее от этой скважины закартирован южный купол Кечимовской структуры, не изученный бурением. Он оконтурен изогипсой -2380 м, амплитуда более 5 м.
В 1989 году в результате бурения скв. 57, которая находится севернее данного участка работ, из пласта БВ61 было получено 15.1 м3/сут нефти и 3.8 м3/сут воды (эффективная нефтенасыщенная мощность пласта - 0.7 м). В последующие годы пробурены скважины 59 (дебит нефти 14 м3/сут) и 147 (дебит нефти 0.9 м3/сут, воды 8.1 м3/сут). Данная залежь имеет небольшие размеры, на западе ее границей является внешний контур нефтеносности. В юго-западной части залежи (район скв. 57) ВНК был принят на абс.отметке -2415 м. Водонефтяной контакт в районе скв. 45 и 59 принят на отметке -2402 м. С востока контролируется зоной фациального литологического разобщения. Граница литологического барьера была проведена условно на половине расстояния между нефтеносными и водоносными скважинами, в которых пласт залегает гипсометрически выше. Тип залежи является пластовым стратиграфически экранированным.
Результаты разбуривания проектной площади работ Южно-Кечимов-ской с.п. 12/07-08 показали, что толща сближенных гидродинамически связанных пластов АВ13 и АВ2 содержит единую залежь нефти, самую крупную по размерам и запасам. По материалам ГИС, опробования, керна установлено, что залежь в этих пластах имеет единый ВНК. Но учитывая различия в геологическом строении пластов, физико-литологические параметры коллекторов, распределение объемов запасов нефти, условия эксплуатации, подсчет запасов проводился раздельно по пластам АВ13 и АВ2.
Залежь нефти в пласте АВ2 охватывает Ключевое и Кечимовское месторождения. По данным бурения и сейсморазведки Ключевая и Кечимовская залежи объединяются единым контуром нефтеносности, проведенным по изогипсе - 1822 м. Эффективная толщина пласта изменяется 0 до 21м. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0.9 -1.0 до 8.8-9.2 м. Коэффициент пористости коллектора составляет 16.7% - 22.4%.
В пределах Кечимовского месторождения залежь нефти, охватывающая центральную и северную части исследуемой площади, долгое время была слабо изучена бурением. В настоящее время залежь разбуривается эксплуатационными скважинами. Бурение проводится в центральной части в районе разведочных скв. 133, 134, 136, 139. Нефтенасыщенная толщина пласта АВ2 по данным бурения изменяется от 0.9-1.0 м до 8.8-9.2 м. При опробовании пласта АВ2 (совместно с пластом АВ13) в скв. 133, 134, 136 была получена безводная нефть дебитом 40, 13.5, 8.1 м3/сут соответственно. В скв. 139 приток нефти составил 2.7 м3/сут, воды - 2.7 м3/сут.
Залежь нефти в пласте АВ13 является единой для Кечимовского и рас- положенных в непосредственной близости от проектного участка работ Ключевого и Нивагальского месторождений. Залежи этих месторождений объединяются единым контуром нефтеносности и относятся к структурно-литологическому типу.
В пределах Кечимовского месторождения залежь нефти хорошо изучена бурением. Общая толщина пласта в среднем равна 6-10 м. Нефтенасыщенная 3-5 м. Проницаемость пласта составляет 140 мД. Пористость пласта 18-20%. Для залежи пласта АВ13 характерны чаще всего низкие дебиты нефти, быстрое обводнение. Внешний контур нефтеносности был проведен в основном по изолинии -1820м. В скв.26 кровля водоносных пород залегает на абс. отметке -1818.5 м. Западнее от этой залежи при подсчете запасов выделялся антиклинальный объект площадью 12.5 кв.км, в пределах которого предполагалось нефтенасыщение пласта АВ13. К настоящему времени здесь пробурена скв.150, вскрывшая кровлю пласта на абс.отметке -1823.6м. Породы, слагающие пласт, водонасыщены. В результате структурных построений южнее от этого предполагаемого объекта закартировано три небольших локальных поднятия, оконтуренных изолинией -1820 м. Бурением они не изучены и могут оказаться нефтеперспективными.
1.4 Обоснование постановки проектируемых работ
Сейсморазведочные работы МОГТ 3D на Южно-Кечимовском участке будут выполняться силами СП № 1 ООО «ТНГ-Групп» на основании геологического задания и составленных на его основе договора и проектно-сметной документации. Основанием выдачи геологического задания послужило решение регионального совещания Главного управления по геологии и разработке ОАО «ЛУКОЙЛ», Программа геологоразведочных работ ОАО «ЛУКОЙЛ» на 2009г. Этап проводимых работ - доразведка, стадия - подготовка площади к разведочному и эксплуатационному бурению. Целевым назначением проектируемых работ является: детальное изучение геологического строения продуктивных пластов ЮВ2, ЮВ0, БВ6, АВ2, АВ13, продуктивных и нефтеперспективных пластов ачимовской толщи с целью построения трехмерной геологической модели; площадной прогноз коллекторских свойств, подсчетных параметров и их распределение по площади, прирост запасов категории С1, С2. Подготовка рекомендаций по размещению эксплуатационных скважин; поиск перспективных объектов и оценка ресурсной базы с выделением участков категории С3.
Проектируемые работы являются продолжением работ, выполненных с.п. 14/04-05 ОАО «БНГФ» на севере проектируемой площади, в пределах Кечимовского месторождения по методике «несимметричный кирпич», а также с.п. 12/06-07 ООО «ТНГ-Юграсервис» на востоке проектируемой площади, в пределах Кечимовского и Нивагальского месторождений по методике «кирпич». Предлагаемая методика сейсморазведочных работ учитывает требования пункта 2.3. геологического задания.
Существующая в настоящий момент геологическая модель строения площади проектируемых работ основана на данных сейсмических исследований МОГТ 2D, проведенных в 1990-1993 годы, и на результатах бурения глубоких скважин. Низкая плотность сети профилей 2D и их слабая информативность не позволяют в нужной степени осветить детали строения Восточно-Кечимовской, Кечимовской, Нонг-Еганской структур, закартированных в пределах проектной площади и контролирующих характер распространения выявленных залежей нефти. Кроме того, сложный тип строения залежей в толще пластах ЮВ22, ЮВ21 ЮВ0, ВВ6, АВ2, АВ ачимовских и верхнеюрских отложений с наличием литологических экранов, требует для оконтуривания границ залежей и прогноза их фильтрационно-емкостных свойств иметь достаточно полный и качественный, выполненный на современном уровне, сейсмический материал 3D.
Применение пространственной модификации 3D с высокой и равномерной плотностью наблюдения и использование телеметрической многоканальной высокоточной регистрации с широким динамическим и частотным диапазоном способствуют созданию высокоэффективной трехмерной геологической модели Кечимовского месторождения. Применение в качестве источника взрывы в скважинах и регистрирующей телеметрической системы I/O SYSTEM FOUR VECTORSЕIS на открытом канале обеспечат более разрешенный высокочастотный спектр полезной записи, что должно способствовать расчленению целевых нижненеокомского - верхнеюрского комплекса в процессе сейсмостратиграфической интерпретации материалов, а также надежному выделению тектонических нарушений и их трассированию по площади, а также более эффективному прогнозу коллекторских свойств по данным динамического анализа. Получению более разрешенной и информативной сейсмической записи будет также способствовать применение одиночных трехкомпонентных цифровых акселерометров Vectorseis.
Таким образом, проведение сейсморазведочных работ 3D позволит не только получить достоверную информацию о геометрии целевых горизонтов и спрогнозировать физико-емкостные свойства нефтеносных пластов.
1.5 Методика и технология полевых работ
1.5.1 Производственные работы
|
Вид работ |
МОГТ 3D |
||
|
Сейсмостанция |
I/O SYSTEM FOUR VECTORSЕIS |
||
|
Количество активных каналов |
1152 |
||
|
Размер бина |
25 25 |
||
|
Параметры регистрации: |
|||
|
шаг дискретизации, мс |
2 |
||
|
длительность регистрации, с |
6 |
||
|
формат записи |
SEG-Y |
||
|
ФВЧ |
Открытый канал |
||
|
ФНЧ |
Открытый канал |
||
|
Методика работ: |
|||
|
система наблюдения |
Симметричный кирпич |
||
|
кратность наблюдений |
48 |
||
|
допустимая минимальная кратность (в зоне полнократного ОГТ) |
не менее 44 |
||
|
минимальное расстояние взрыв-прибор, м |
35 |
||
|
максимальное расстояние взрыв-прибор, м |
3358 |
||
|
количество рабочих каналов в одной линии приёма |
96 |
||
|
ближайшие к линии возбуждения каналы |
48 и 49 |
||
|
количество приемных линий в полосе отработки |
12 |
||
|
количество ПВ на линии возбуждения для одного блока |
8 |
||
|
расстояние между линиями возбуждения, м |
300 |
||
|
расстояние между ПВ на линии возбуждения, м |
50 |
||
|
расстояние между линиями приема, м |
400 |
||
|
расстояние между ПП на линии приема, м |
50 |
||
|
акселерометр |
датчик SVSM |
||
|
Возбуждение колебаний |
Взрыв ВВ |
||
|
в один. скв. |
в группов. скв. |
||
|
Глубина погружения заряда, м |
12-15* |
3-6* |
|
|
Вес заряда, кг |
0,64* |
0,32 |
|
|
|
Подобные документы
Геолого-геофизическая характеристика участка проектируемых работ. Сейсмогеологическая характеристика разреза. Обоснование постановки геофизических работ. Технологии полевых работ. Методика обработки и интерпретации. Топографо-геодезические работы.
курсовая работа [824,9 K], добавлен 10.01.2016Геолого-геофизическая изученность района. Тектоническое строение и стратиграфия участка исследований. Методика и техника полевых работ, обработка и интерпретация данных. Стратиграфическая привязка и корреляция отражающих границ. Построение карт.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 10.11.2012Технология проведения полевых сейсморазведочных работ. Геофизическое исследование месторождения калийных солей. Методика и техника сейсморазведки малых глубин. Малоглубинная сейсморазведка высокого разрешения. Обработка и интерпретация материалов.
отчет по практике [42,2 K], добавлен 12.01.2014Характеристика района в географо-экономическом плане, геолого-геофизическая изученность района. Выбор участка работ и методов ГИС. Методика геофизических исследований скважин. Камеральная обработка и интерпретация материалов. Смета объемов работ.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 04.02.2008Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая и сейсмогеологическая характеристика шельфа моря и перспективы его нефтегазоносности. Методика проведения морских грави- и магнито- сейсморазведочных полевых работ. Описание применяемой аппаратуры.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 03.02.2015Полевые сейсморазведочные работы. Геолого-геофизическая изученность строения территории. Стратиграфия и сейсмогеологическая характеристика района. Параметры сейсморазведочных работ МОГТ-3D на Ново-Жедринском участке. Основные характеристики расстановки.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 19.03.2015Техника и методика проведения сейсморазведочных работ на примере территории Кондинского района Тюменской области. Метод общей глубинной точки. Геолого-геофизическая характеристика района работ. Полевые наблюдения, обработка сейсмических материалов.
курсовая работа [5,5 M], добавлен 24.11.2013Географо-экономическая характеристика района. Сейсмогеологическая характеристика разреза. Краткая характеристика предприятия. Организация проведения сейсморазведочных работ. Расчет системы наблюдения продольной сейсморазведки. Технология полевых работ.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 09.06.2014Исследование геологического строения и нефтегазонасыщения околоскважинного пространства на скважине Ачикулакской №230. Литолого-стратиграфическое и тектоническое строение месторождения. Методика и техника полевых работ; геосейсмическая модель разреза.
дипломная работа [3,3 M], добавлен 14.10.2013Рассмотрение метода общей глубинной точки: особенности годографа и интерференционной системы. Сейсмологическая модель разреза. Расчет годографов полезных волн, определение функции запаздывания волн-помех. Организация полевых сейсморазведочных работ.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 30.05.2012Организация и механизация буровзрывных работ. Буровзрывные работы в городских условиях. Производство взрывных работ при разборке зданий и сооружений. Разработка выемок, котлованов, траншей, колодцев. Охрана труда при производстве буровых и взрывных работ.
курсовая работа [37,1 K], добавлен 22.06.2013Геолого-геофизическая изученность Среднеобской нефтегазоносной области. Литолого-стратиграфическая характеристика и тектоническое строение Мегионского месторождения, анализ его нефтегазоносности. Результаты магниторазведочных и гравиразведочных работ.
курсовая работа [7,2 M], добавлен 10.11.2012Литолого-стратиграфическая характеристика района. Обоснование выбора трехмерной сейсморазведки. Обоснование методики работ МОГТ-3D. Методика обработки и интерпретации полевых материалов. Примеры практического применения AVO-анализа в анизотропной среде.
дипломная работа [4,2 M], добавлен 17.06.2014Физико-географическая и экономическая характеристика Денгизского района Атырауской области Республики Казахстан. Геолого-геофизическая изученность. Тектонические элементы по виду фундамента. Анализ строения надсолевого комплекса. Подсчет запасов нефти.
дипломная работа [68,8 K], добавлен 24.11.2010Методика и технология проведения полевых сейсморазведочных работ. Сейсмогеологическая модель разреза и ее параметры. Расчет функции запаздывания волн-помех. Условия возбуждения и приема упругих волн. Выбор аппаратурных средств и спецоборудования.
курсовая работа [2,8 M], добавлен 24.02.2015Общая характеристика и геолого-геофизическая изученность района: тектоника, гидрология, нефтегназоносность. Физические свойства горных пород, сейсмогеологические условия. Комплекс полевой аппаратуры Sercel-428XL. Методы приема сейсмических колебаний.
отчет по практике [54,1 K], добавлен 10.06.2014Обработка и комплексная интерпретация данных сейсморазведки. Оценка перспектив освоения объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. Изучение физических свойств горных пород и петрофизических комплексов. Тектоника, геологическое строение района.
отчет по практике [1,9 M], добавлен 22.10.2015Сейсмические исследования ОАО "Оренбургская геофизическая экспедиция": изучение принципа вибрационной сейсморазведки; условия применения невзрывных источников возбуждения сейсмических сигналов для данной территории. Технология вибрационных возбуждений.
отчет по практике [363,2 K], добавлен 07.11.2011Геофизическая изученность и описание геологического строения Соанваарской площади. Аппаратурное обеспечение и методика работ: магниторазведка, электроразведка, топографические разбивочно-привязочные работы. Методика интерпретации геофизических данных.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 16.02.2015Обоснование требований к аэрофотосъемке. Выбор метода фототопографической съемки. Технические характеристики фотограмметрических приборов, используемых при выполнении фототопографических камеральных работ. Основные требования к выполнению полевых работ.
курсовая работа [368,4 K], добавлен 19.08.2014
