Технология сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D на акватории Хатангского залива моря Лаптевых (по материалам ГНЦ "Южморгеология")

Принципиальная схема размещения приемно-регистрирующего оборудования системы «ARAM ARIES II » на местности, приведена на рис. 12.

Рисунок 12 - Примерная схема размещения приемно-регистрирующего оборудования системы «ARAM ARIES II » на местности

Модуль дистанционного сбора данных - Remoute Acquisition Module (RAM) служит для сбора в аналоговой форме данных сейсморазведки от сейсмических приемников с последующим преобразованием в цифровую форму и передачей к модулю обработки данных - Seismic Processing Module (SPM). Основные параметры модулей дистанционного сбора данных (RAM) приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Основные параметры модулей дистанционного сбора данных

Наименование параметра	Значение параметра
Разрешение АЦП	24 бит (23 плюс знак)
Число трасс на ПМ RAM	8 сейсмических каналов
Интервалы между отсчетами	ј, Ѕ, 1, 2, 3, 4 мс
Взаимное влияние	>130 (при шаге дискретизации 2 мс и 25 °С)
Нелинейные искажения	0,0002 %
Предусиление	12, 24 и 30 дБ
Эквивалентный входной шум	<61 мкВ RMS при коэффициенте 12 дБ
Полоса пропускания частот	от 3 до 1640 Гц
Максимальный входной сигнал	0,944 В RMS @ 12 дБ предварительное усиление, 0,214 В RMS @ 24 дБ предварительное усиление, 0,122 В RMS @ 30 дБ предварительное усиление
Динамический диапазон	135 дБ
Стандарт времени	±2,5 ppm от минус 45 °С до 70 °С
Идентичность каналов	лучше 1 %
Рабочее напряжение	18ч30 В
Подавление общего режима	>105 дБ
Входной импеданс	20 кОм (дифференциальный)
Антиаляйсинговый фильтр	цифровой фильтр с линейно-фазовой характеристикой. Для интервала дискретизации 2 мс: f0 (частота среза, точка - 3 дБ) = 0,82fN=205,9 Гц
Рабочий диапазон температур	от минус 40°C до +70°C

Коммуникационный модуль TAP служит для организации работы множества базовых линий и ретрансляции данных от модулей RAM на модуль обработки данных. Межлинейный модуль TAP со встроенным RAM обеспечивает межлинейную связь линий приема. На каждую линию приема требуется один модуль TAP. Модули TAP между собой соединены кабелем, который подключается к сейсмостанции. Зарядка ионно-литиевых батарей в морских корпусах TAP и RAM показана на рисунке 13.

Ионно-литиевая батарея имеет следующие характеристики:

– напряжение - 24 В DC;

– емкость - 14 А·ч;

– время пользования - 120 ч непрерывно при 20°С;

– время зарядки - 4 ч через зарядное устройство SMART Charger;

– вес - 4,54 кг.

Рисунок 13 - Зарядка ионно-литиевых батарей

Морской корпус:

– вес - 16 кг с RAM и ионно-литиевой батареей;

– глубина погружения - до 75 м.

Кабель:

– усиление на разрыв - до 727 кг;

– кожух - двойной, полностью водонепроницаемый;

– вес - 17,5 кг/100 м.

В составе приемного устройства использовались сейсмоприемники гидрофонного типа DT-25-11A, характеристики которых приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристики гидрофонов DT-25-11A

Наименование параметров	Параметры
Собственная частота	10 Гц
Чувствительность	11,2 В/бар
Сопротивление	160 Ом
Импеданс	250 Ом
Рабочие температуры	0 ч +35 °С
Рабочие глубины	До 80 м
Длина	12,4 см
Диаметр	5,3 см
Масса	400 г

На барже БП-101 в специально оборудованном помещении была установлена ЦРС системы «ARAM ARIES II» (рис. 14), основные характеристики которого приведены в таблице 3.

Рисунок 14 - Специально оборудованное помещение с регистрирующим оборудованием системы «ARAM ARIES II»

Таблица 3 - Основные характеристики центральной регистрирующей системы

Наименование характеристики	Параметр
Контроль, управление и контроль качества	Модуль обработки данных - Seismic Processing Module (SPM) служит для управления полевым оборудованием и периферийными устройствами, входящими в состав центрального оборудования ARIES. SPM построен на базе двух процессоров 2.0Ггц Pentiun 4 XEON (5300 серии), 16Гб RAM, помимо этого в модуле применяется объединяющая шина PCI-X. Два QUAD порта поддерживают до 2400 каналов в линии. Работа оператора построена на основе графического интерфейса операционной системы Windows XP. Интерфейс поддерживает до 5 мониторов с максимальным разрешением до 1920x1200. В состав модуля входят 2 накопителя на высокоскоростной жестких дисках SATA 1Тб, включающих два RAID-1 массива данных.
Число сейсмических трасс	записывающий модуль обеспечивает работу с 24 000 трасс в реальном времени с шагом 2 мс
Формат записи	демультиплексировaнный SEG-D, Rev 0; демультиплексировaнный SEG-Y в 4-бaйтной конфигурaции. Длинa зaписи - от 250 мс. до мaксимумa в 128 с при частоте выборки 2 мс.
Возможность выбора записи данных на внешний носитель	DVD, HDD, NAS, USB и т. д.

2.1.3 Навигация

Для определения положения судна использовалась навигационно-спутниковая система DGPS. Для обеспечения требуемой точности привязки не более 5 м применялся спутниковый дифференциальный режим DGPS, реализованный на базе GPS приемника C-NAV 2050 R (рис. 15), который принимает спутниковые дифференциальные поправки и через радиомодем «Integra» (рис. 16) передает на маломерные плавсредства. Для промера глубин использовали эхолоты «HUMMINBIRD 718X».



Рисунок 15 - GPS приемник C-NAV 2050 R

Рисунок 16 - Радиомодем «Integra»

Размещение навигационного оборудования на мотолодке показано на рисунке 17.



Рисунок 17 - Навигационное оборудование на мотолодке RIB FAST-1000

2.1.4 Транспорт

Для проведения сейсморазведочных работ использовались следующие регистровые суда:

1.МБ «Созидательный» (рис. 18).

Судно использовалось для буксировки всех плавсредств в район проведения геофизических работ.



Рисунок 18 - МБ «Созидательный»

2. Л/х «Лесное» (рис. 19).

Судно использовалось для проживания работников сейсмической партии, хранения научного оборудования, запасов ГСМ, продуктов и пресной воды.

Рисунок 19 - Л/х «Лесное»

3. Баржа БП-101 (рис. 20).

Баржа БП-101 предназначена для хранения приемного устройства и зарядки полевых модулей. Также на ней установлена сейсмостанция.

Рисунок 20 - Баржа БП-101

Также использовались плавсредства, принадлежащие ГНЦ ФГУГП «Южморгеология»:

4. Маломерный судно «Спарка» (рис. 21).

Судно-источник предназначено для размещения на борту пневматического комплекса и осуществления возбуждения сейсмических колебаний.



Рисунок 21 - М/с «Спарка»

4. М/л «RIB FAST-1000» (рис. 22).

М/л «RIB FAST-1000» - предназначено для раскладки и сборки приемного устройства.

Рисунок 22 - М/л «RIB FAST-1000»

Технические характеристики лодок RIB FAST-1000 приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Технические характеристики лодки RIB FAST-1000

Параметры	Характеристика параметров
общая длина	999 см
общая ширина	270 см
макс. высота борта	142 см
кол-во отсеков	7+1
макс. диаметр баллонов	50
вес	936 кг
макс. кол-во человек	25
макс. допустимая загрузка	2700 кг
макс. мощность	368 kW=500 л.с.

2.2 Методика работ

Сейсмические исследования МОВ ОГТ 2D проводились по методике профильного сейсмозондирования с перемещением пункта взрыва вдоль донной приемной расстановки (косы).

Водная территория бассейна реки Хатанга и Хатангского залива носит мелководный характер. В сезоне 2013 г исследована акватория с глубинами от 40 до 1 метра.

Условия нахождения приемного устройства на дне Хатангского залива можно подразделить на 2 категории:

– приемное устройство располагается на глубинах от 2 м;

– приемное устройство располагается в условиях повышенных течений, которые имеют место в устье реки Хатанга (мыс Поворотный) и на выходе Хатангского залива в море Лаптевых (мыс Сибирский).

В условиях всех упомянутых категорий при одинаковом состоянии погоды уровень шумов на приемном устройстве будет различен.

Перед началом выполнения возбуждений в обязательном порядке тестируется приемное устройство на предмет его работоспособности и контроля уровня шумов (рис. 24). Если существуют неработающие каналы, то они устраняются.

Рисунок 24 - Измерение уровня шумов

1. Приемное устройство располагается на глубинах от 2 м

В подобных условиях был выполнен весь основной объем сейсмических исследований в 2013 г с гидрофонными датчиками. Опыт работ показал, что уровень шумов здесь зависит только от погодных условий.

2. Приемное устройство располагается в условиях повышенных течений (мыс Сибирский и мыс Поворотный).

В этом районе работы проводились только с утяжеленными грузовыми секциями «косы». Здесь помимо приливного/отливного повышенного течения, наблюдались течения вдоль берега и различные течения с реки Хатанга, влияющие на качество сейсмического материала.

Во всех случаях снос кабеля на линиях приема не допускался и всегда контролировался оператором сейсмостанции. Если после раскладки косы обнаруживалось искривление приемной линии после выполнения первых возбуждений, то оно первоначально расценивалось как брак в работе при их раскладке и работы останавливались. Происходила перекладка снесенных линий приема и если после этого искривление не исчезало, то работы продолжались. В случае невозможности исправления искривления приемной линии связанное с сильным течением ситуация воспринималась как непреодолимое препятствие, которое впоследствии учитывалось при обработке сейсмического материала.

По прибытии к месту работ сейсмическая партия начала производственные работы в реке Хатанга на профиле 3212206.

Попытки раскладки приемных линий согласно проектным условиям (в поперечном направлении реки) даже с дополнительными грузовыми секциями не позволяли удерживать его в фиксированном положении на дне водоема. Анализ результатов первых исследований показал, что пагубное действе на приемные устройства, находящиеся на дне водоема, оказывает сильное течение реки. Поэтому было принято решение об установке дополнительных грузов на приемные секции (рис. 25).

Рисунок 25 - Приемная секция с дополнительным грузом

Уровень шумов на приемном устройстве в процессе производственных наблюдений контролировался путем прямых их измерений на сейсмостанции. Выполнение возбуждений, как правило, начиналось в благоприятную для исследований погоду за 1.5-2 часа до времени максимального прилива и заканчивалось на времени, соответствующем срединной точки отлива, когда резко повышался уровень шумов. В среднем период отстрела на приливе занимал 3-4 часа. При выполнении возбуждений были установлены следующие величины погружения групповых пневмоизлучателей:

– глубине моря от 4.0 м соответствовало погружение на 2 м;

– глубине моря от 2 до 4 м соответствовало погружение на 1.0 м;

– глубине моря менее 2 м соответствовало погружение на 0.7-0.8 м.

Технологическая схема выполнения съемки 2D на акватории с применением системы «ARAM ARIES II» имела следующую последовательность выполняемых операций:

1. Непосредственно на барже-площадке в 2 мотолодки «RIB FAST-1000» укладывались модули RAM с сейсмическим кабелем и гидрофонами (каналами) в каждую лодку. Загруженные мотолодки с баржи-площадки выходили в точку раскладки. После раскладки приемного оборудования мотолодки возвращались к барже-площадке для ожидания окончания отстрела активной расстановки.

2. После выполнения операции по раскладке приемного устройства в одну лодку «RIB FAST-1000» загружается безприборный кабель с модулем TAP и лодка выходит для раскладки безприборной линии. Параллельно выполняемым операциям судно «взрыв-пункт» выходит в точку начала запланированной к отработке линии пунктов взрыва.

3. Разложенное приемное устройство тестируется и в случае положительного результата дается команда на выполнение возбуждений. Судно «взрыв-пункт» выполняет возбуждения колебаний.

4. После выполнения регистрации лодки или собирают приемную линию на баржу или после сборки начинают процесс перекладки приемной системы.

Далее процесс повторяется конвейерным способом производства работ.[4]

3. ОБРАБОТКА И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ

3.1 Анализ качества полученных материалов

Контроль первичных сейсмических данных выполнялся непосредственно на борту судна с целью оценки качества сейсмических и гидрографических материалов, чтобы контролировать качество сейсмической записи, удовлетворяющее проектным условиям и не допустить отклонений.

Оператор центральной станции в реальном времени контролирует работоспособность телеметрической системы и качество поступающего сейсмического материала, наблюдая сейсмограммы (рис. 26), выводимые на экран.

Рисунок 26 - Первичная сейсмограмма

После отработки профиля по данным SPS-файлов с результатами фактической привязки отрабатываемых ПВ и ПП, производится его построение, контроль отклонений и расчет фактической кратности. Данная процедура проводится с использованием программы проектирования OMNI Design. Дальнейший контроль качества производился непосредственно в процессе предварительной обработки материала.

Предварительная обработка выполнялась в поле с целью оперативного обобщенного контроля качества работ и регистрируемых сейсмических данных, с целью внесения возможных корректив в некоторые элементы методики регистрации колебаний, например, коэффициенты предварительного усиления и т.д. Кроме этого, на полевом ВЦ осуществлялась вся необходимая подготовка полевых данных для передачи материалов на окончательную обработку в основном ВЦ, а в дальнейшем в ФГУНПП «Росгеолфонд» и территориальный фонд геологической информации ФГУ «ТФИ по Красноярскому краю».

Оперативный контроль качества на полевом ВЦ выполнялся путем обработки как отдельных сейсмограмм по процедурам амплитудного и спектрального анализа, так и временных разрезов с использованием программного обеспечения «Geocluster 4100» либо «VISTA® 2D/3D».

Обработка сейсмических данных и дополнительный QC- анализ выполнялся на персональном компьютере с установленным пакетом обработки Geocluster. Также в данном обрабатывающем комплексе для контроля качества получаемого материала рассчитывался АЧХ и соотношения Ас/Аш по исходным сейсмограммам в окнах (оптимальное соотношение сигнал-шум для данного района работ определено и согласовано с представителем заказчика). Все результаты расчетов выводятся в виде графиков в электронном виде и на бумажном носителе.

3.2 Граф обработки сейсморазведочных данных 2D

Стандартная обработка сейсмических данных с целью последующей структурной интерпретации полученных результатов выполнена с использованием базового графа (в процессе обработки и анализа промежуточных результатов граф корректировался).

Базовый граф обработки материалов с целью детального изучения геологического разреза и прогнозирования зон нефтегазоносности:

­ ввод сейсмических данных, формирование заголовков, описание геометрии с её контролем в системе «Geocluster»;

­ ввод поправок за отметку момента возбуждения (задержку записи);

­ редакция исходных сейсмических данных;

­ ввод аппаратурной задержки;

­ расчет и введение априорных статических поправок;

­ сигнатурная деконволюция с использованием информации о форме сигнала;

­ восстановление амплитуд (учёт геометрического расхождения) с учётом удалений;

­ редактирование участков записи с аномально высокими значениями амплитуд;

­ поверхностно-согласованная коррекция амплитуд;

­ скоростной анализ с шагом 1000 м;

­ предсказывающая деконволюция (с учётом поверхностных условий);

­ введение априорных статических поправок;

­ итеративная коррекция статических и кинематических поправок (2-3 итерации);

­ подавление кратных волн;

­ F-X деконволюция;

­ компенсация сейсмограмм за угол наклона отражающих границ (DMO-преобразование);

­ финальная коррекция кинематических поправок;

­ полосовая фильтрация;

­ выполнение предварительной временной миграции до суммирования с целью дополнительного анализа скоростей для построения скоростной модели миграции;

­ скоростной анализ с шагом 500 м;

­ выполнение временной миграции до суммирования с уточнённой скоростной моделью;

­ выбор и применение оптимальных параметров суммирования;

­ коррекция остаточных фазовых и статических сдвигов;

­ повышение когерентной составляющей полезного сигнала;

­ выравнивание спектра суммарного разреза;

­ полосовая фильтрация (переменная по времени и пространству);

­ дополнительный анализ волнового поля с получением мгновенных динамических и кинематических характеристик сейсмозаписей;

­ архивация результатов обработки в формате SEG-Y и визуализация временных разрезов на бумагу.

В связи с неоднозначностью оценок по углеводородному потенциалу осадочного чехла был проведен атрибутный динамический анализ с целью определения возможной нефтегазоносности геологического разреза. Для этого былы реализованы дополнительные процедуры обработки с использованием технологий как СGG (система GeoCluster-5000), так и AVO-анализа сейсмических данных (система Probе - Paradigm Geophysical, B.V., Нидерланды), а также автоматическая высокоразрешающая коррекция остаточной кинематики на основе AVO-критерия (SWAN метод). Поскольку с помощью указанных процедур оценены не только перспективные объекты, которые были выявлены, но и «фоновые» участки профилей, дополнительная обработка с AVO-анализом произведена для всего объема сейсмических материалов.

3.3 Результаты геофизических исследований

Методика интерпретации сейсмических данных основана на принципах сейсмической стратиграфии и включает следующие основные этапы:

- анализ волновой картины на временных разрезах ОГТ и стратификация сейсмических границ и осадочных комплексов; (рис. 27)

- анализ атрибутов сейсмической записи;

- анализ сейсмических скоростей и построение глубинно-скоростных моделей;

- построение карт, схем, сейсмогеологических разрезов с использованием компьютерных технологий;

- интерпретация AVO-атрибутов и графическая визуализация результатов анализа;

- комплексная интерпретация и анализ всех результатов обработки сейсмических данных;

- оценка погрешности и достоверности результативных данных.

Окончательная обработка сейсморазведочных материалов выполнялась на вычислительном центре НПП «ЮМГинфо» ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» с использованием программ:

­ комплекс программ «Millenium» для расчёта статических поправок по первым вступлениям преломлённых волн 2D/3D;

­ комплекс программ интерпретации данных сейсморазведки 2D/3D «GeoGraphix Discovery»;

­ GeoCluster-3100, 4100, 5000 - комплекс программных продуктов компании CGGVeritas, Франция для обработки данных сейсморазведки 2D/3D;

­ ChronoVista - интерактивный пакет программ компании CGGVeritas для детального скоростного анализа.

­ GeoDepth 2D/3D - пакеты временной обработки и интерпретации данных сейсморазведки;

­ FastVEL 2D/3D - автоматическая высокоразрешающая коррекция остаточной кинематики на основе AVO-критерия (SWAN метод). Остаточная кинематика оценивается на основе AVO-атрибутов (коэффициента нормального падения R0 и градиента GR);

­ Probe - (Paradigm Geophysical, B.V., Нидерланды) cистема для 2D/3D AVO инверсии (получения AVO атрибутов), анализа и моделирования, предоставляющая специалистам все необходимые инструментальные средства для выполнения любых по сложности и объему AVO проектов. Система обеспечивает комплексную интеграцию данных, методик и технологий обработки;

Указанное программное обеспечение позволяет выполнять все процедуры графа кинематической и динамической обработки 2D/3D-данных.

Рисунок 27 - Временной разрез по профилю 240802-240805

При камеральных работах также использовались программы MapInfo 7.0, ArcView 3.2, CorelDRAW Graphics Suite 12, Photoshop CS Full Russian и др.

Район работ располагается в Западно-Лаптевской структурно-тектонической и нефтегазоносной области, представляющей собой наиболее перспективную часть шельфа.

В разрезе выделяется платформенный этаж, сложенный терригенно-карбанатными отложениями верхнего рифея-венда, карбонатными породами кембрия - нижнего карбона и терригенной толщей от визейского яруса С1 до нижнего мела.

Отложения платформенного этажа играют определяющую роль в оценке нефтегазоносности не только по косвенным признакам, но и по наличию в них месторождений нефти, битумов, проявлений газа на северном склоне Сибирской платформы.

Это определяет необходимость детального изучения этой части разреза, которая содержит следующие отражающие сейсмические границы, по которым были построены карты изохрон, структурные карты, карты мощностей комплексов:

1) граница VI - поверхность фундамента;

2) граница VI - кровля венда (сейсмическое несогласие);

3) граница V - кровля кембрия (сейсмическое несогласие);

4) граница IV - кровля карбонатной толщи ордовика - силура - нижнего-среднего девона;

5) граница III - поверхность карбонатного комплекса (турнейский ярус нижнего карбона).

В терригенной части бассейнового комплекса выделяются четыре отражающих горизонта: от IIIо до IIIз.

Таким образом, по платформенному этажу был построен комплекс карт: изохрон - 9, структурных - 9, мощностей - 8.

Бассейновый, возможно, нефтегазоносный этаж подразделяется на два интервала: рифтогенный, сложенный терригенными отложениями верхнего мела - миоцена и плиоцен-четвертичный покровный интервал. Мощность бассейнового комплекса резко меняется от 0 до 5-7 км в рифтовых зонах. Подошва бассейнового комплекса картируется горизонтом II, а кровля - горизонтом Л. Внутри толщи выделяются два основных горизонта: IIо, соответствующий кровле верхнего мела, и горизонт I, соответствующий кровле палеогена. Таким образом, для данного комплекса можно выполнить структурные построения еще по 4 отражающим горизонтам и построения карт мощностей по 3 интервалам разреза.

Общее количество карт изохрон и структурных может составить: изохрон - 13, структурных - 13, мощностей - 12.

Были построены глубинные и сейсмогеологические разрезы по 11 профилям в масштабе 1:200000. [1, 2, 3, 4]

3.4 Проект работ МОВ ОГТ 3D

Кратность наблюдений является важнейшим технико-экономическим параметром проектируемых работ. Величина кратности наблюдений контролирует на итоговом временном разрезе отношение сигнал / помеха: чем выше кратность, тем выше динамическая выразительность временного разреза. Чрезмерное увеличение кратности или уменьшение размеров бина непременно приводит к резкому удорожанию полевых работ. Поиск разумного компромисса в этом вопросе - главная задача этапа проектирования сейсморазведочных работ.

Практика проведения сейсморазведочных работ 3D свидетельствует о том, что в большинстве случаев для предварительной оценки величины возможной кратности работ можно руководствоваться следующим простым соотношением: Fold3D = (0.5 - 1.0)Fold2D, где - Fold2D - кратность профильных сейсморазведочных работ по технологии 2D хорошего качества в изучаемом или соседнем районе.

Профильные работы в Хатангском заливе с хорошим качеством записи имели кратность 120, то есть кратность площадных работ должна быть в диапазоне 60-120, для получения хорошего качества материала и удовлетворительной стоимости полевых работ оптимальной кратностью является 80.

Для обеспечения необходимой глубинности исследований проектируемой съемкой 3D важно выполнение еще одного условия: система наблюдений должна обеспечивать получение неискаженных записей сейсмических трасс от наиболее глубоко залегающих целевых сейсмических горизонтов.

Это будет возможным, если размеры регистрирующей расстановки будут таковы, что размер Хмах максимального удаления "источник - приемник" будет определенным образом согласовываться с изучаемыми глубинами залегания этих горизонтов. Расстояние Хмах, с одной стороны, должно быть возможно большим, чтобы обеспечить уверенное проведение скоростного анализа до целевых горизонтов. С другой стороны, это расстояние должно быть таким, чтобы исключалась возможность регистрации либо головных волн, либо закритических отраженных волн. Конечно, полученные на чрезмерно больших удалениях трассы можно просто проигнорировать в процессе обработки. Однако это ведет к неоправданным временным и финансовым затратам. Поэтому принято считать, что приемлемые проектные решения получаются в том случае, если максимальное расстояние Хмах и наибольшая глубина залегания целевого горизонта Zueли связаны следующим соотношением: Хмах = (0.8 - 1.2)Zцели. [5]

По результатам работ прошлых лет перспективными нефтегазовыми отложениями на Нордвикской зоне поднятий Хатангского залива являются отложения нижней перми глубиной залегания до 4000 м. Под данный целевой горизонт и были подобраны параметры системы наблюдения 3Д.

Обзорная схема Хатангского залива моря Лаптевых приведена на рисунке 28, где представлены возможные площади работ для исследований по методике МОВ ОГТ 3D, параметры которой приведены в таблице 5.

Рисунок 28 - Расположение проектных площадок исследований

Таблица 5 - Проектные параметры морских сейсморазведочных работ

Проектные параметры методики работ	Величина параметров
1. Вид работ	МОВ ОГТ 3D
Система расположения взрывных и приемных профилей	взаимно-перпендикулярная, «прямой крест»
2. Основные параметры
система наблюдений	центральная, симметричная
номинальная кратность (в зоне полнократного накопления)	80
по оси Х (вдоль ЛПВ)	10
по оси Y (вдоль ЛПП)	8
максимальное удаление «взрыв-прием», м (Хмах)	4537
минимальное удаление «взрыв-прием», м (Хмин)	389
соотношение полуосей шаблона (характеристика А)	0.87
размер бина, м	25 Ч 25
размер полуосей единичной расстановки, м	2975 Ч 3425
3. Геометрия линий приема в шаблоне
количество ЛПП в полосе	8
интервал между ЛПП, м	300
количество ПП на ЛПП	120
количество активных каналов в шаблоне	960
шаг ПП на ЛПП, м	50
4. Геометрия линий возбуждения в шаблоне
количество ЛПВ	1
интервал между ЛПВ, м	300
количество ПВ на линии	96
шаг ПВ на ЛПВ, м	50
5. Параметры перемещения шаблона
перемещение шаблона вдоль полосы в количестве интервалов между ЛПВ	1
перемещение шаблона на смежную полосу в количестве интервалов между ЛПП	8
6. Параметры регистрации
шаг дискретизации, с	0.002
длина записи, с	6
формат записи	SEG-D , SEG-Y

Схема проектных профилей линий пунктов приема (ЛПП) и линий пунктов взрыва (ЛПВ) представлена на рисунке 29.



Рисунок 29 - Схема проектных профилей линий пунктов приема (ЛПП) и линий пунктов взрыва (ЛПВ)

Распределение номинальной кратности на площади исследований приводится на рисунке 30.



Рисунок 30 - Распределение номинальной кратности на площади исследований

В связи с тем, что параметры системы наблюдения 3D на всех площадях однотипны, то и атрибуты для всех площадей съемок, которые представлены на нижеследующих рисунках, будут идентичны вне зависимости от размера площади (рис. 31-34).



а б

Рисунок 31 Распределение ближних (а) и дальних (б) удалений

а б

Рисунок 32 Распределение удалений (а) и азимутов (б) в бине

а б

Рисунок 33 Гистограммы распределения удалений (а) и азимутов (б)

Рисунок 34 Распределение средней кратности прослеживания отражающих границ в зависимости от глубины их залегания

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящей дипломной работе показана эффективность применения технологии сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D кабельными телеметрическими системами Aram на Хатангском заливе моря Лаптевых.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

- изучены геолого-геофизические особенности района работ;

- описан аппаратурный комплекс и методика работ;

- рассмотрен оптимальный граф обработки данных;

- проанализированы конечные сейсмические разрезы;

- спроектированы сейсморазведочные 3D работы.

Для повышения интенсивности записи производилось группирование 6 источников. В результате опытных работ была оптимизирована геометрия наблюдений, подобрана мощность источника упругих волн, выбраны параметры регистрации для конкретных условий изучаемого разреза.

Сейсмическая информация, полученная в пределах Хатангского залива, характеризуется разнообразным качеством волнового поля. Полученные результаты отображают целесообразность проведения обработки профильных наблюдений 2D МОВ ОГТ по технологии AVO-анализа для уточнения положения разведочных скважин.

При подборе графа обработки исходных материалов, зарегистрированных в условиях предельного мелководья, выполнена унификация разнородной информации и получен материал, пригодный для последующей специализированной обработки.

В данной дипломной работе показана эффективность технологии МОВ ОГТ 2D для выявления зон нефтегазонакопления на Анабаро-Хатангской седловине.

Автор выражает благодарность своему научному руководителю - Владимиру Ивановичу Гуленко, доктору технических наук, заведующему кафедрой геофизических методов поиска и разведки за неоценимую помощь в написании дипломной работы.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ГНЦ ФГУГП «ЮЖМОРГЕОЛОГИЯ». Информационный отчет по результатам работ 2009 года по Государственному контракту № 24/01/70-310 «Изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности недр Енисейского и Хатангского заливов».

2. ГНЦ ФГУГП «ЮЖМОРГЕОЛОГИЯ». Информационный отчет на выполнение работ «Комплексные геолого-геофизические работы в области сочленения Лено-Тунгусской НГП и Лаптевской ПНГО» (Государственный контракт от 30 марта 2012 г. № 40/01/70-108).

3. ГНЦ ФГУГП «ЮЖМОРГЕОЛОГИЯ». Информационный отчет по результатам работ 2009 года по Государственному контракту № 51 от 19 октября 2009 г. «Геофизические работы на Анабаро-Хатангской седловине с целью подготовки участков лицензирования».

4. ГНЦ ФГУГП «ЮЖМОРГЕОЛОГИЯ». Информационный отчет по результатам выполнения сейсморазведочных работ МОГТ 2D по Государственному контракту № 32 «Комплексные геофизические работы на Анабаро-Хатангской седловине с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности» в 2013г.

5. Бондарев. В.И., Основы сейсморазведки. Учебное пособие для вузов. Екатеринбург: изд. УГГГА, 2003, 332с.

Размещено на Allbest.ru

...