Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа

Кафедра геофизики

Курсовая работа

Самотлорское нефтегазовое месторождение

Преподаватель Н. С. Покровский

Студент НГ 11-04 081103015 М. И. Сосновский

Красноярск 2014



Оглавление

1. Геологическое строение

1.1 Стратиграфия и физические свойства

1.2 Тектоника

1.3 Нефтегазоносность

2. Выбор и обоснование комплекса геофизических методов

3. Методика работ

3.1 Полевые работы

3.2 Обработка и интерпретация полученных материалов

4. Ожидаемые результаты работ

Заключение

Список используемой литературы



Введение

Впервые обоснованный прогноз о перспективности на нефть в Западно-Сибирской низменности был сделан И.М. Губкиным в выступлениях на выездной сессии Академии наук СССР в Свердловске в 1932г и в Москве в 1934г в заключительном слове при закрытии Всесоюзного совещания Главнефти. Основываясь на статистическом анализе приуроченности нефтяных месторождений к определенным геотектоническим элементам, он в качестве первоочередного обьекта для поисков залежей нефти на севере Сибири признал Обский район.

Работы треста” Востокнефть” в период с 1934 г по 1937г на территории Западно - Сибирской низменности были обобщены и сделаны выводы о формировании структур в мезозойских и кайнозойских отложениях.

Результатом всех нефтегазопоисковых работ в Западно-Сибирской низменности является возникновение убежденности у многих ведущих геологов в высокой перспективности этой территории. Поэтому в послевоенный период, как только появилась возможность выделения технических средств, в Западно-Сибирской низменности начались в крупном масштабе планомерные нефтегазопоисковые работы. Реализация плана региональных работ позволила изучить геологическое строение мезокайнозойских отложений, дать сравнительную характеристику нефтегазоносности районов и открыть месторождения нефти и газа.



1. Геологическое строение

1.1 Стратиграфия и физические свойства

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968г в городе Сургуте. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла.

В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования.

В составе юрской системы на большей части Нижневартовского свода отсутствуют отложения нижнего отдела юры. В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов.

В пределах Нижневартовского свода участки, лишенные отложений аалена приурочены к локальным поднятиям. При этом намечается тенденция увеличения размеров “лысых” по ааленским отложениям участков в южном направлении.

Байосские отложения представлены на всей территории глинистыми породами. Наличие выдержанной глинистой пачки мощностью 30-40м внутри тюменской свиты позволяет рассматривать ее как региональный водоупор и региональную покрышку над ааленскими песчаниками.

В батских отложениях отмечается уменьшение относительного количества песчаников к сводам локальных поднятий. Такая закономерность позволяет предположить наличие сводово-пластовых и литологически экранированных залежей. На Нижневартовском своде батские отложения представлены континентальными сероцветными глинисто-песчанистыми отложениями с невыдержанными песчаными пластами внизу и с выдержанными наверху.

Коллекторские свойства песчаников сравнительно хорошие. Для поисков нефтяных залежей перспективна вся зона.

В составе верхней юры в изучаемом районе присутствуют отложения келловейского,кимериджского и волжского ярусов.

В верхнеюрских отложениях выделяются верхи тюменской, абалакская, васюганская, наунакская, георгиевская и баженовская свиты.

В течении нижнего келловея накапливались песчано-глинистые отложения. Они представлены невыдержанными по простиранию линзовидными пластами песчани-ков,алевролитов и аргиллитов.

Песчаных пластов в верхне -оксфордских породах нет.

В кимериджский век отмечается некоторое углубление морского верхне-юрского бассейна осадконакопления. В это время накапливались морские темно-серые и черные, нередко битуминозные глинистые породы. В пределах южной и восточной частей Нижневартовского свода глинистые отложения кимериджа обогащены глауконитом. Отложения кимериджа в зоне распространения васюганской свиты выделяются в самостоятельную георгиевскую свиту.

В волжских отложениях возможно появление песчаных пластов, к которым могут быть приурочены залежи нефти и газа.

В меловой период накапливалась мощная толща песчано-глинистых пород. В разрезе присутствуют отложения обоих отделов меловой системы. В составе меловой системы в изучаемом районе выделяются мегионская, куломзинская, тарская, вартовская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

В составе нижнего мела выделяются берриасский, валанжинский, готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы.

Берриасские, валанжинские, готеривские отложения охарактеризованы фауной.

Остальные ярусы выделяются по сопоставлению с разрезами других районов низменности.

На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки. Наиболее выдержанным является пласт БВ10. Конец нижнего готерива на Вартовском своде слагается из средней части вартовской свиты. Пачка представлена линзовидным переслаиванием зеленых комковатых глин и серых песчаников. Пласты песчаников гидродинамически связаны между собой за счет многочисленных литологических окон. Крупных залежей нефти и газа не выявлено. Пластам низов готерива Нижневартовского свода условно присвоены индексы от БВ1 до БВ4. В конце нижнего готерива произошла трансгрессия моря и в связи с этим нижние части пимской пачки опесчанены, вкоторых местами зафиксированы нефтепроявления. Породы верхнего готерива на Нижневартовском своде представлены линзовидным переслаиванием песчаников и зеленых глин. В этой пачке выделяются пласты АВ7 и АВ8.

В пределах Нижневартовского свода барремские отложения слагают большую часть разреза верхней подсвиты вартовской свиты. Здесь также условно выделены проницаемые пласты от АВ2 до АВ7. В данное время породы накапливались в прибрежно-морских и лагунных условиях. Соответственно здесь породы баррема представлены пестроцветными глинами с прослоями песчаников.

В апте существовало два этапа осадконакопления, различающихся условиями накопления пород. В начале нижнего апта произошло углубление бассейна осадконакопления, которое в конце нижнего апта сменилось регрессией моря, приведшей к континентальным условиям. На территории Нижневартовского свода отложения апта представлены серыми глинами с линзовидно-гнездовидной текстурой, обусловленной многочисленными линзами светло-серых песчаников и алевролитов. Иногда встречаются прослои песчаников мощностью до 2-5м. По объему песчаный материал преобладают над глинистыми.

К востоку от Мегионской площади количество песчаного материала увеличивается и уже на Самотлорской площади рассматриваемые отложения представлены единым песчаным пластом (АВ1), к западу от Мегионской площади отмечается глинизация.

На всей территории Нижневартовского свода в альбский век существовали континентальные условия. Пачка представлена чередованием сероцветных глин, алевролитов, песка и песчаников. Пласты пород не выдержаны по простиранию часто объединяются друг с другом, образуя единую гидродинамическую систему.

В состав верхнего мела выделяются отложения сеноманского, туронского, конь-якского, сантонского, кампанского, маастрихтского и датского ярусов. Отложения турона, сантона, кампана, маастрихта охарактеризованы фауной. Остальные ярусы верхнего мела выделяются по сопоставлению с разрезами других районов Западно-Сибирской низменности.

В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа. Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различаю-щихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами. Мощность морских отложений 350-450м (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты). Следует отметить, что в северо-восточной и северной частях Нижневартовского свода морские глинистые отложения чеганской свиты замещаются прибрежно- морскими с прослоями континентальных отложений юрковской толщи, сложенной песками и песчаниками чеганского облика.

Часть нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений накапливались в континентальных условиях и представлены песками, алевритами и глинами с преобладанием первых. В этих отложениях выделяются атлымская, новомихай-ловская, журавская свиты. Мощность их равна 20-250м. Неогеновые отложения на рассматриваемой территории отсутствуют и глинисто-песчаные отложения четвертичной системы залегают на размытой поверхности новомихайловской или журавской свит. Мощность четвертичных отложений 20-30м.

1.2 Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И.Н.Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж - мезозойско-кайнозойский - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н.Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка.

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантейской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке - с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере - с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р.р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге.

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка - Юганская впадина.

Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования ( ГСЗ ), проходящего в широтном направлении по реке Оби.

Наиболее четко Нижне-Вартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта “Б”. Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана ( горизонт “Б” ) свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода. геологический стратиграфия газ нефть

Все выявленные локальные поднятия - типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Амплитуда их составляет 50-190м, наклон слоев на крыльях не превышает 1-2°. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной - поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту. Часть структур III- го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968г. в пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка: Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту “Б” ( баженовская свита верхней юры ) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2400м. На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре.

Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами - 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия.

По отражающему горизонту “М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский - валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м.

Морфология отражающего горизонта “Б” наиболее точно совпадает со структурным планом нижних продуктивных пластов месторождения, горизонта “М”- верхних пластов, поэтому при построении структурных карт по продуктивным пластам группы БВ за основу взята карта по горизонту “Б“, а по пластам группы АВ - карта горизонта “М“.

1.3 Нефтегазоносность

Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.

Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы - коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до35,3% (пластАВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.

В пластах Ю1-2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков.

В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.

Пласты Ю1-2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто- каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1-2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5%)

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ8- пленочный.

Количественные определения размеров пор для пластов Ю1-2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор.



2. Выбор и обоснование комплекса геофизических методов

Для того чтобы определить месторождение углеводородов, надо знать, как меняются физические свойства, в зависимости от насыщения породы флюидом.

Рисунок 2. Обобщенная физ.-хим. модель нефтегазовой залежи.

1 - залежь УВ; 2 - запечатывающий слой; 3 - ореол вторжения УВ; 4 - субвертикальные зоны неоднородности пород; 5 - верхняя часть разреза над залежью; I - зона с окислительным режимом; II - зона с восстановительным режимом.

Залежь УВ (вода заменяется нефтью (газом), низкая проводимость, высокое сопротивление и высокое затухание волн, низкая скорость продольной волны)

Ореол вторжения УВ (увеличение пластового давления, низкая проводимость, изменчивость сопротивления, низкое скорость продольной волны)

Субвертикальные зоны (аномально высокие и низкие напряжения, высокий тепловой поток, вынос УВ, радиоактивные и др. вещества.)

Из-за появления окислительной зоны в ВЧР и восстановительной ниже возникает естественное электрическое поле, поэтому желателен комплекс методов (сейсморазведка + электроразведка + др. методы).

Методика поисков тектонических структур

Характерные структуры: антиклинальные поднятия, погребенные рифы, соляные купола, тектонические нарушения, зоны выклинивания слоев, зоны фациальных замещений и др.

Обычно работы ведутся по системе профилей (м/у профилями 2 - 5 км).

Ведущий метод - сейсморазведка МОГТ, выделяет поднятия амплитудой ~ 1 % от глубины залегания, но бывают неблагоприятные условия (траппы в Тунгусской синеклизе, соляные купола в Мексиканском заливе).

Крупные структуры (амплитудой ~ 10 % от глубины залегания) выделяют также электроразведка и гравиразведка.

Кроме того, в геофизике очень часто используют комплексирование методов.

Комплексирование геофизических методов -- геологически и экономически обоснованное сочетание геофизических методов поиска и разведки месторождений полезных ископаемых и сопровождающих их проверочных и оценочных геологических и геохимических видов исследований, применяемых одновременно или в определённой последовательности.

Комплексирование геофизических методов охватывает все стадии геологоразведочного процесса (региональные работы, геокартирование, поиск иразведка месторождений полезных ископаемых), обеспечивает эффективное решение поставленной задачи применительно к определённым условиям конкретного объекта (рациональный комплекс) либо к типовым условиям объекта определённого класса и типа (типовой комплекс). Геологическое обоснование сочетания методов учитывает характер решаемых задач, условия проведения работ, геологические факторы, определяющие размещение полезных ископаемых, требования промышленности к запасам, качеству и глубине залегания полезных ископаемых. Экономическое обоснование включает требования оптимальности затрат на выполнение геофизических исследований, а также учитывает их влияние на экономику всего комплекса геологоразведочных работ. Эффективное решение задачи предполагает получение геологической информации, достаточной для обоснования геологического заключения и выводов о целесообразности (или наоборот) проведения геологоразведочных работ последующей стадии, локализацииперспективной площади, прогнозе размещения и оценке перспектив полезных ископаемых. Основы для комплексирования геофизических методов -- физико-геологическая модель (ФГМ) исследуемого объекта и методический опыт работ при решении аналогичных задач в сходных геологических условиях. ФГМ -- максимально приближённое к реальным условиям обобщённое и формализованное представление об основных геологических и физических характеристиках изучаемого объекта и вмещающей среды.

Комплексирование геофизических методов способствует повышению достоверности решения геологических задач, увеличивает полноту и надёжность представлений об особенностях строения и перспективности (продуктивности) исследуемого объекта. При проведении исследований с применением комплексирования геофизических методов получают большую полезную информацию, чем простая сумма информации отдельных методов, за счёт перевода пассивной информации одного метода под влиянием данных других методов в разряд активной. Существует масса геофизических комплексов, используемых на различных стадиях работ.

В своем проекте я предлагаю использовать сейсморазведку МОГТ в комплексе с электроразведкой ВЭЗ.



3. Методика работ

3.1 Полевые работы

Для того, чтобы использовать выбранные нами методы в комплексе, сначала необходимо рассмотреть их по отдельности, чтобы понять на каких принципах они устроены и за счет каких физических свойств пород можно определить наличие в породе флюида.

Начнем с первого и основного метода для поиска углеводородов - сейсморазведки МОГТ (общей глубинной точки).

Рассмотрим схему полевых сейсморазведочных работ (Рисунок 3).

Рисунок 3. Схема полевых сейсморазведочных работ

1 - прямых и проходящих, 2 - преломленных, 3 - отраженных.



Системы наблюдений

В настоящее время в основном применяют системы многократных перекрытий (СМП), обеспечивающей суммирование по общей глубинной точке (ОГТ), и тем самым резкое повышение соотношения сигнал/помеха. Применение не продольных профилей сокращает затраты на полевые работы и резко повышает технологичность полевых работ.

В настоящее время практически используются только полные корреляционные системы наблюдений, позволяющие проводить непрерывную корреляцию полезных волн.

При рекогносцировочной съемке и на стадии опытных работ с целью предварительного изучения волнового поля в районе исследований применяют сейсмозондирования. Система наблюдений при этом должна обеспечивать получение информации о глубинах и углах наклона исследуемых отражающих границ, а также определение эффективных скоростей. Различают линейные, представляющие собой короткие отрезки продольных профилей, и площадные (крестовые, радиальные, круговые) сейсмозондирования, когда наблюдения производят на нескольких (от двух и более) пересекающихся продольных или не продольных профилях.

На системах многократного профилирования (перекрытия) основан метод общей глубинной точки, при котором используют центральные системы, системы с изменяющимся пунктом взрыва в пределах базы приема, фланговые односторонние без выноса и с выносом пункта взрыва, а также фланговые двухсторонние (встречные) системы без выноса и с выносом пункта взрыва.

Наиболее удобны для производственных работ и обеспечивают максимальную производительность системы, при реализации которых база наблюдений и пункт возбуждения смещаются после каждого взрыва в одном направлении на равные расстояния.

Для прослеживания и определения элементов пространственного залегания крутопадающих границ, а также трассирования тектонических нарушений целесообразно применить сопряженные профили . которые почти параллельны, а расстояние между ними выбирают из расчета обеспечения непрерывной корреляции волн, они составляют 100-1000 м.

При наблюдении на одном профиле ПВ располагают на другом, и наоборот. Такая система наблюдений обеспечивает непрерывную корреляцию волн по сопряженным профилям.

Многократное профилирование по нескольким (от 3 до 9) сопряженным профилям составляет основу способа широкого профиля. Пункт наблюдения при этом располагают на центральном профиле, а возбуждения производят последовательно с пунктов, находящихся на параллельных сопряженных профилях. Кратность прослеживания отражающих границ по каждому из параллельных профилей может быть различной. Общая кратность наблюдений определяется произведением кратности по каждому из сопряженных профилей на их общее число. Увеличение затрат на проведение наблюдений по столь сложным системам оправдывается возможностью получения информации о пространственных особенностях отражающих границ.

Сети профилирования

Для каждой разведочной площади существует предел числа наблюдений, ниже которого невозможно построение структурных карт и схем, а также верхний предел, выше которого точность построений не увеличивается. На выбор рациональной сети наблюдений влияют следующие факторы : форма границ, диапазон изменения глубин залегания, погрешности измерения в точках наблюдения, сечения сейсморазведочных карт и другие. Точные математические зависимости пока не найдены в связи с чем пользуются приближенными выражениями.

Различают три стадии сейсморазведочных работ : региональную, поисковую и детальную. На стадии региональных работ профили стремятся направлять в крест простирания структур через 10-20 км. От этого правила отступают при проведении связующих профилей и увязке со скважинами.

При поисковых работах расстояние между соседними профилями не должно превышать половины предполагаемой длины большой оси исследуемой структуры, обычно оно составляет не более 4 км. При детальных исследованиях густота сети профилей в разных частях структуры различна и не превышает обычно 4 км. При детальных исследованиях густота сети профилей в разных частях профилей различна и не превышает обычно 2 км. Сеть профилей сгущают в наиболее интересных местах структуры (свод, линии нарушения, зоны выклинивания и т.д.). Максимальное расстояние между связующими профилями не превышает удвоенного расстояния между разведочными профилями. При наличии разрывных нарушений на площади исследования в каждом из крупных блоков усложняют сеть профилей для создания замкнутых полигонов. Если размеры блоков небольшие, то проводят только связующие профили, Соляные купола разведывают по радиальной сети профилей с их пересечением над сводом купола, связующие профили проходят по периферии купола, связующие профили проходят по периферии купола.

При проведении сейсмических работ на площади, где ранее выполнялись сейсмические исследования, сеть новых профилей должна частично повторять старые профили для сопоставления качества старого и нового материалов, При наличии на изучаемой площади скважин глубокого бурения они должны быть увязаны в общей сети сейсмических наблюдений, и пункты взрыва и приема должны располагаться вблизи скважин.

Для установления точного расположения профилей еще во время проектирования работ проводят первую рекогносцировку. Детальную рекогносцировку осуществляют в период полевых работ.

Условия возбуждения упругих волн

Возбуждение колебаний осуществляется с помощью взрывов (заряды ВВ или линии ДШ) или невзрывных источников.

Способы возбуждения колебаний выбираются в соответствии с условиями, задачами и методикой проведения полевых работ.

Оптимальный вариант возбуждения выбирается на основании практики предшествующих работ и уточняется путём изучения волнового поля в процессе опытных работ.

Возбуждение взрывными источниками

Взрывы производятся в скважинах, шурфах, в щелях, на поверхности земли, в воздухе. Применяется только электрический способ взрывания.

При взрывах в скважинах наибольший сейсмический эффект достигается при погружении заряда ниже зоны малых скоростей, при взрыве в пластичных и обводненных породах, при укупорке зарядов в скважинах водой, буровым раствором или грунтом.

Выбор оптимальных глубин взрыва осуществляется по наблюдениям МСК и результатам опытных работ

В процессе полевых наблюдений на профиле следует стремиться поддерживать постоянство (оптимальность) условий возбуждения.

С целью получения разрешенной записи масса одиночного заряда выбирается минимальной, но достаточной (с учетом возможного группирования взрывов) для обеспечения необходимой глубинности исследований. Группирование взрывов следует применять при недостаточной эффективности одиночных зарядов. Правильность выбора массы зарядов периодически контролируется.

Заряд ВВ должен опускаться на глубину, отличающуюся от заданной не более чем на 1 м.

Подготовка, погружение и взрывание заряда производятся после соответствующих распоряжений оператора. Об отказе или неполном взрыве взрывник обязан немедленно сообщить оператору.

По окончании взрывных работ оставшиеся после взрыва скважины, котлованы и ямы должны быть ликвидированы в соответствии с "Инструкцией по ликвидации последствий взрыва при сейсморазведочных работах"

При работах с линиями детонирующего шнура (ЛДШ) источник целесообразно размещать вдоль профиля. Параметры такого источника - длина и число линий - выбираются исходя из условий обеспечения достаточной интенсивности целевых волн и допустимых искажений формы их записей (длина источника не должна превышать половины минимальной кажущейся длины волны полезного сигнала). В ряде задач параметры ЛДШ выбираются с целью обеспечения нужной направленности источника.

Для ослабления звуковой волны рекомендуется линии детонирующего шнура заглублять; зимой - присыпать снегом.

При проведении взрывных работ должны соблюдаться требования, предусмотренные "Едиными правилами безопасности при взрывных работах".

Для возбуждения колебаний в водоемах применяются только невзрывные источники (установки газовой детонации, пневматические источники и др.).

При невзрывном возбуждении используются линейные или площадные группы синхронно работающих источников. Параметры групп - количество источников, база, шаг перемещения, число воздействий (на точке) - зависят от поверхностных условий, волнового поля помех, необходимой глубины исследований и выбираются в процессе опытных работ

При проведении работ с невзрывными источниками необходимо соблюдать идентичность основных параметров режима каждого из работающих в группе источников.

Точность синхронизации должна соответствовать шагу дискретизации при регистрации, но быть не хуже 0,002 с.

Возбуждение колебаний импульсными источниками производится по возможности на плотных утрамбованных грунтах с предварительным выполнением уплотнительного удара.

Глубина "штампа" от ударов плиты при рабочем возбуждении источников не должна превышать 20 см.

При проведении работ с невзрывными источниками должны неукоснительно соблюдаться правила техники безопасности и ведения работ, предусмотренные соответствующими инструкциями по безопасному ведению работ с невзрывными источниками и техническими инструкциями по эксплуатации.

Возбуждение поперечных волн осуществляется с помощью горизонтально либо наклонно направленных ударно-механических, взрывных или вибрационных воздействий

Для реализации селекции волн по поляризации в источнике на каждом пункте производят воздействия, различающиеся направлением на 180^о.

Отметка момента взрыва или удара, а также вертикального времени должна быть четкой и устойчивой, обеспечивающей определение момента с погрешностью не более шага дискретизации.

Если на одном объекте работы проводятся с различными источниками возбуждения (взрывы, вибраторы и пр.), должно быть обеспечено дублирование физических наблюдений с получением в местах смены источников записей от каждого из них.

Возбуждение импульсными источниками

Многочисленный опыт работ с поверхностными импульсными излучателями показывает, что необходимый сейсмический эффект и приемлемые соотношения сигнал/помеха достигаются при накоплении 16-32 воздействий. Это число накоплений эквивалентно взрывам зарядов тротила массой всего 150-300 г. Высокая сейсмическая эффективность излучателей объясняется большим коэффициентом полезного действия слабых источников, что делает перспективным их применение в сейсморазведке, особенно в способе ОГТ, когда на этапе обработки происходит N-кратное суммирование, обеспечивающее дополнительное повышение соотношения сигнал/помеха.

Перед производственными работами с использованием невзрывных источников на каждой новой площади проводят цикл работ по выбору оптимальных условий возбуждения и регистрации сейсмических волновых полей.

Условия приема упругих волн

При импульсном возбуждении всегда стремятся создать в источнике резкий и короткий по времени импульс, достаточный для образования интенсивных волн, отраженных от исследуемых горизонтов. Сильными средствами воздействия на форму и длительность этих импульсов во взрывных и ударных источниках мы не располагаем. Не располагаем мы также высокоэффективными средствами воздействия на отражающие, преломляющие и поглощающие свойства горных пород. Однако сейсморазведка располагает целым арсеналом методических приемов и технических средств, позволяющих в процессе возбуждения и особенно регистрации упругих волн, а также в процессе обработки полученных записей наиболее ярко выделить полезные волны и подавить мешающие их выделению волны-помехи. С этой целью используются различия в направлении прихода волн разного типа к земном поверхности, в направлении смещения частиц среды за фронтами приходящих волн, в частотных спектрах упругих волн, в формах их годографов и т. п.

Упругие волны регистрируются комплектом достаточно сложной аппаратуры, монтируемой в специальных кузовах, устанавливаемых на высоко проходимых транспортных средствах - сейсмических станциях.

Комплект приборов, регистрирующих колебания почвы, вызванные приходом упругих волн в той пли иной точке земной поверхности, называют сейсморегистрирующим (сейсмическим) каналом. В зависимости от числа точек земной поверхности, в которых одновременно регистрируется приход упругих волн, различают 24-, 48-канальные и более сейсмостанции.

Начальным звеном сейсморегистрирующего канала является сейсмоприемник, воспринимающий колебания почвы, обусловленные приходом упругих волн и преобразующий их в электрические напряжения. Так как колебания почвы очень малы, электрические напряжения, возникающие на выходе сейсмоприемника, перед регистрацией усиливаются. С помощью пар проводов напряжения с выхода сейсмоприемников подаются на вход усилителей, смонтированных в сейсмостанции. Для соединения сейсмоприемников с усилителями используется специальный многожильный сейсмический кабель, который обычно называют сейсмической косой.

Сейсмический усилитель представляет собой электронную схему, усиливающую подаваемые на его вход напряжения в десятки тысяч раз. Он может с помощью специальных схем полуавтоматических либо автоматических регуляторов усиления или амплитуд (ПРУ, ПРА, АРУ, АРА) усиливать сигналы. Усилители включают специальные схемы (фильтры), позволяющие необходимые частотные составляющие сигналов усиливать максимально, а другие - минимально, т. е. осуществлять их частотную фильтрацию.

Напряжения с выхода усилителя поступают на регистратор. Используется несколько способов регистрации сейсмических волн. Ранее наиболее широко использовался оптический способ регистрации волн на фотобумаге. В настоящее время упругие волны регистрируются на магнитной пленке. В том и другом способе перед началом регистрации фотобумага либо магнитная пленка приводятся в движение с помощью лентопротяжных механизмов. При оптическом способе регистрации напряжение с выхода усилителя подается на зеркальный гальванометр, а при магнитном способе - на магнитную головку. Когда на фотобумаге или на магнитной пленке производится непрерывная запись, волнового процесса способ записи называют аналоговым. В настоящее время наибольшее применение получает дискретный (прерывистый) способ записи, который обычно называют цифровым. В этом способе в двоичном цифровом коде регистрируются мгновенные значения амплитуд напряжений на выходе усилителя, через равные интервалы времени ?t изменяющиеся от 0,001 до 0,004с. Такая операция носит название квантования по времени, а принятую при этом величину ?t называют шагом квантования. Дискретная цифровая регистрация в двоичном коде дает возможность использовать для обработки сейсмических материалов универсальные ЭВМ. Аналоговые записи могут быть обработаны на ЭВМ после их преобразования в дискретную цифровую форму.

Запись колебаний почвы в одной точке земной поверхности обычно называют сейсмической трассой или дорожкой. Совокупность сейсмических трасс, полученных в ряде смежных точек земной поверхности (либо скважины) на фотобумаге, в наглядной аналоговой форме составляет сейсмограмму (Рис. 4), а на магнитной пленке - магнитограмму. В процессе записи на сейсмограммах и магнитограммах наносятся марки времени через 0,01с, и отмечается момент возбуждения упругих волн.

Рисунок 4. Пример сейсмограммы

Любая сейсморегистрирующая аппаратура вносит некоторые искажения в записываемый колебательный процесс. Для выделения и отождествления однотипных волн на соседних трассах необходимо, чтобы вносимые в них искажения на всех трассах были одинаковыми. Для этого все элементы регистрирующих каналов должны быть идентичны друг другу, а вносимые ими искажения в колебательный процесс - минимальными.

Далее перейдем ко второму предложенному методу, которым является электроразведка методом ВЭЗ.

Идея метода ВЭЗ чрезвычайно проста. На поверхности земли собирают электроразведочную установку, которая, как правило, состоит из двух питающих и двух приемных электродов (см. Рис. 5). В качестве электродов обычно применяют металлические штыри, которые забиваются в землю. Питающие электроды принято обозначать буквами А и В, приемные - M и N. К питающим электродам подключают источник тока - например, батарею (Рисунок 4 (1)). В земле возникает электрическое поле и, соответственно, электрический ток. Силу тока в питающей линии (I_AB) измеряют с помощью амперметра, включенного в цепь АВ. На приемных электродах M и N возникает разность электрических потенциалов (ДU_MN), которая измеряется с помощью вольтметра. По результатам измерений можно судить об электрических свойствах горных пород на глубинах проникновения тока в землю. Глубина «погружения тока» зависит, в основном, от расстояния между питающими электродами А и В. По результатам выполненных измерений вычисляют кажущееся электрическое сопротивление(КС), обозначаемое с_k, и измеряемое в Ом·м:

где, K - геометрический коэффициент (зависит от расстояний между электродами A, B, M и N), ДU_MN - разность потенциалов на приемных электродах M и N, I_AB - сила тока, протекающего в питающей линии.



Рисунок 5. Схема установки в методе ВЭЗ

Для выполнения зондирования производят серию измерений, постепенно увеличивая размер питающей линии АВ. Чем больше параметр АВ/2 - тем глубже «погружается ток в землю» и тем больше глубинность исследований (см. Рис.6).При этом каждая следующая область исследования полностью включает в себя предыдущую.

Рисунок 6. Зависимость глубины от разноса питающих электродов

В результате описанной серии измерений получается набор значений кажущегося сопротивления, измеренных при известных АВ/2. В электроразведке параметр АВ/2 называют разносом питающей линии (или просто разносом).

Для удобного представления результатов наблюдений строят график зависимости с_k (в Ом·м) от разноса (в м). Такой график называется кривой зондирования или кривой ВЭЗ. Кривые зондирования принято строить не в обычном (линейном) масштабе, а на билогарифмических бланках (см. Рис. 7) По обеим осям такого бланка откладываются не значения с_k(Ом·м) и АВ/2 (м), а их логарифмы

Рисунок 7. Кривая ВЭЗ

При выполнении измерений приходится сталкиваться с многочисленными помехами. Наиболее значимые из них:

· аппаратурные помехи: шумы измерителя, погрешности работы генератора и др.;

· методические погрешности: погрешности в задании разносов АВ, отклонения положений электродов от прямой линии, индукционные наводки и пр.;

· наводки от линий электропередач, электрофицированных железных дорог и т.д.;

· влияние рельефа;

· влияние локальных неоднородностей изучаемого разреза, залегающих на глубинах от первых сантиметров.

Влияние помех приводит к различным искажениям на кривых ВЭЗ. Нормативные документы требуют от геофизиков, чтобы погрешность полевых наблюдений не превышала 5%.

3.2 Обработка и интерпретация полученных материалов

Рассмотрим обработку и интерпретацию данных, полученных при сейсморазведке на примеры программного комплекса Landmark.

Пакет SeisWorks® 3D предоставляет инновационные 3D возможности визуализации и интерпретации и удобные в использовании инструменты интерпретации горизонтов и разломов. Этот пакет является отраслевым стандартом для анализа и интерпретации сейсмических данных 3D. С помощью пакета SeisWorks 3D интерпретаторы могут одновременно работать с проектом 2D и несколькими проектами 3D, что обеспечивает высокую гибкость интерпретации.

Семейство продуктов SeisWorks® от Landmark является передовым в нефтегазовой отрасли интегрированным программным пакетом интерпретации и анализа сейсмических данных, предоставляющим интерпретаторам основные инструменты интерпретации. Семейство продуктов SeisWorks устанавливает критерии качества по управлению, доступу, визуализации и интерпретации данных для больших съемок.

С помощью среды управления данными OpenWorks® от Landmark пакет SeisWorks предоставляет специалистам беспрецедентный доступ к данным различных дисциплин и интеграцию с мощным набором инновационных приложений, обеспечивающих усовершенствованные технологии поисков и разведки.

Основные направления исследований:

Прослеживание сейсмических горизонтов, выделение и трассирование тектонических нарушений, увязка сейсмических и скважинных данных, построение карт изохрон, создание скоростной модели и выполнение структурных построений на ее основе, построение карт мощностей (Рис. 8);

При выделении тектонических нарушений, кроме использования стандартных временных разрезов, на которых видны смещения осей синфазности отражающих горизонтов, а также затухание амплитуд вдоль субвертикальных линий, можно применять и другие инструменты. Например, расчет кубов когерентности. Линейное снижение когерентности является типичным признаком тектонического нарушения, и может быть использовано при обосновании его выделения и трассирования. Другой инструмент выделения разломов - построение карт наклонов и азимутов падения поверхности. Такие карты несложно построить, имея соответствующее программное обеспечение. Субсейсмические разломы можно картировать косвенно по картам сейсмических параметров и классов сейсмической записи. Их можно рассматривать как еще один инструмент картирования положения возможных разломов.

Рассмотрим, каким образом выделены сейсмофации на временном разрезе. Полоса переменного цвета указывает, какая сейсмофация выделена на том или ином участке. Это еще один способ контроля полученного результата. Выделенные сейсмофации должны соответствовать нашим представлениям о геометрии распределения геологических тел в известных нам и описанных в литературе седиментационных обстановках. То же самое относится и к разрезу, где сейсмофации должны соответствовать геологическим представлениям об их распределении в разрезе. На данном разрезе мы видим, что синие сейсмофации сопоставлены с фацией склоновых конусов выноса - в данном случае с песчаными телами. Коричневые сейсмофации соответствуют областям его выклинивания. В центральной части разреза это хорошо соответствует нашим представлениям об их положении и согласуется с геометрией тел в разрезе. Насколько эти же сейсмофации могут быть проинтерпретированы таким же образом в левой части разреза, сказать сложно, но явно с меньшей степенью надежности. В этой ситуации можно попробовать вновь выделить сейсмофации, задавшись другим интервалом временного разреза, иным опорным горизонтом и иными критериями. В целом же можно заметить, что количество сейсмофаций, выделенных на этом разрезе, кажется несколько избыточным.

Эффекты проявления углеводородов в амплитудах сейсмической записи разбиваются на 3 группы явлений: яркого пятна, тусклого пятна и плоского пятна.

Для удобства визуализирован только фрагмент временного разреза, зато в крупном масштабе. Другая его особенность - разрез выведен в режиме так называемой двойной полярности. Это сделано для того, чтобы эффекты прямого присутствия УВ были видны возможно более четко. Мы видим на времени 1.62 мс и 1.72 мс яркие пятна, а на времени 1.46 мс - плоское пятно. По всей видимости, плоское пятно соответствует подошве газовой залежи. При нанесении положения газовой залежи на временной разрез более удобно отметить, что при смене насыщающего пласт флюида с воды на газ происходит смена полярности отражения, соответствующего кровле изучаемого резервуара.

Динамический анализ, который, в свою очередь включает: AVO анализ,сейсмическую инверсию и анализ сейсмических атрибутов;

Мгновенные атрибуты включают в себя: мгновенную фазу и мгновенную амплитуду.

Мгновенная фаза наиболее информативна при картировании зон:

· Выклиниваний;

· угловых несогласий;

· разломов;

· литологических ловушек;

границ пластов и др

Определение пространственных границ резервуара, количественные и качественные оценки свойств резервуара;

Мгновенная Частота информативна как:

· Индикатор углеводорода - низкочастотная аномалия.

· Индикатор зоны трещиноватости, проявляется как низкочастотные зоны,

· Индикатор толщины пласта. Более высокие частоты указывают четкие границы или тонкие глинистые пропластки, низкие частоты указывают богатые песчаные пропластки,

· Индикатор отношения песок/глина.

Разберем интерпретацию кривых ВЭЗ на примере программы Zond-IP.

В основу программы Zond-IP положена концепция профильной интерпретации. Следовательно, профильные данные рассматриваются, как отражение геологического разреза по профилю в целом, а не как набор независимых кривых зондирования, с которыми работают по отдельности. В программе предусмотрены специальные алгоритмы, предназначенные для интерпретации профильных данных вертикального электрического зондирования, с подавлением P-эффекта каждого сегмента кривой. Конечно, большинство возможностей программы может быть использовано и при работе с отдельными точками ВЭЗ.

Zond-IP позволяет работать с любыми типами электроразведочных установок или их сочетаниями. Программа поддерживает как традиционные установки (Шлюмберже, Веннера, или Дипольно-Осевая), так и самые экзотические, с произвольной ориентацией и смешанной системой разносов.

Электроды (питающие и приемные) могут быть расположены на одной линии или в произвольной конфигурации на плоскости. В программу могут быть загружены данные в форматах наиболее популярных программ, таких как IPI2WIN.

Так как основной задачей программы является восстановление параметров геоэлектрического разреза - в ZondIP реализовано несколько вариантов решения обратной задачи, важнейшими из которых являются: сглаживающая инверсия - для получения гладкого, и фокусирующая- для получения кусочно-гладкого распределения геоэлектрических параметров с глубиной.

Ввиду эквивалентности обратных геофизических задач, качество получаемых результатов напрямую зависит от количества используемых априорных данных. В Zond-IP имеется возможность назначения весов измерениям, закрепления и задания пределов изменения свойств отдельных слоев, использования априорной модели, как опорной при инверсии.

Если значения каких-либо параметров разреза известны точно (априори или по результатам интерпретации), возможно их закрепление перед началом автоматической интерпретации. Закрепленные параметры не меняются в процессе подбора. Закрепление параметров является способом более жесткой и управляемой регуляризации процесса подбора. Кроме этого в программе реализованы робастные схемы оценки шумовой составляющей.

Возможности программы:

Поддержка любых электроразведочных установок с произвольной системой разносов и положениями электродов. Возможность работы с разными установками на одном профиле/площади.

...