Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

• Содержание
• Введение
• 1. Геологическая часть
• 1.1 Условия производства работ
• 1.2 Геолого-геофизическая изученность района
• 1.3 Стратиграфическая характеристика разреза
• 1.4 Основные черты тектонического строения
• 1.5 Нефтегазоносность
• 2. Методическая часть
• 2.1 Обоснование постановки сейсморазведочных работ
• 2.2 Система наблюдения МОВ ОГТ-3D
• 2.3 Группирование сейсмоприемников
• 2.4 Топографо-геодезические работы
• 2.5 Опытные работы
• 3. Технический раздел

3.1 Система сбора и регистрации данных Sersel-428XL

• 3.2 Полевые модули

3.2.1 Звено FDU-428

3.2.2 Модуль LAUL-428

3.2.3 Модуль LAUX 428

3.3 Система сбора информации

3.3.1 Сейсморазведочные косы

3.3.2 Приём сейсмических колебаний. Сейсмоприёмник GS-20DX

3.3.3 Источники возбуждения сейсмических колебаний

3.3.4 Взрывные источники ЗС-40

3.3.5 Система синхронизации SGD-S

3.3.6 Виброконтроллер Vib Pro HD

3.3.7 Датчик тестирования SMT-200

3.4 Полевой контроль качества сейсмических работ и материалов

3.4.1 Контроль качества взрывного источника возбуждения

3.4.2 Контроль качества приёмной расстановки

3.4.3 Контроль полевой аппаратуры

3.4.4 Контроль первичных сейсмических материалов группой контроля качества

3.4.5 Предварительная обработка данных на полевом ВЦ

• 4. Организационный раздел
• 4.1 Общие требования и положения
• 4.2 Охрана труда и техники безопасности
• 4.3 Охрана недр и окружающей природной среды
• 4.3.1 Охрана атмосферного воздуха
• 4.3.2 Охрана почвенного покрова
• 4.4 Организация сбора и удаления отходов
• 4.5 Ликвидация последствий полевых сейсморазведочных работ
• Заключение
• Список использованных источников

Введение

Сейсморазведка основана на изучении распространение в горных породах искусственно возбужденных упругих волн. Вызванные взрывом, ударом или вибрацией сейсмического источника упругие колебания распространяются во все стороны и проходят в толщу земной коры.

По записям этих волн строят сейсмические изображения геологических объектов, что позволяет определить их глубины и формы, а также прогнозировать их литологический состав.

Данная курсовая работа написана с целью детализации структурного плана, уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности отложений тюменской свиты с перспективой создания геологической и гидро-динамической модели участка на Западно-Тугровской площади.

На проектируемую сейсморазведку 3D возлагаются следующие задачи:

1. Получить качественный сейсморазведочный материал, обеспечивающий детальное изучение геологического строения исследуемой территории по отражающим горизонтам нижней перми, карбона, девона, венда, рифея и внутрипластовым реперам.

2. Выполнить собственную обработку полевого сейсмического материала.

3. Последовательность выполнения работ

4. Привязка сейсмических профилей и пунктов наблюдений современными навигационными, топогеодезическими системами (GPS) с точностью, обеспечивающей проведение сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 3D, перенесение с проектной схемы в натуру в масштабе 1:25000.

5. Опытные работы с целью оптимизации условий возбуждения и регистрации, в том числе по уточнению параметров системы наблюдений.

6. Полевые сейсморазведочные работы с использованием современной геофизической аппаратуры и в соответствии с современными требованиями, предъявляемыми к сейсмической съемке МОВ ОГТ 3D.

7. Собственная полевая обработка полученного сейсмического материала с целью оценки качества.

8. Отчет по результатам полевых проектируемых работ.

Для решения задач предусматривается выполнение трехмерной сейсмической съемки с использованием современной телеметрической системой геофизической информацией Sersel 428XL, с применением сейсмических приемников GS-20DX и сейсмических вибраторов Nomad-65, также взрывные источники ЗС-40, в качестве инициирование заряда электродетонатор ЭДС-1.

1. Геологическая часть

1.1 Условия производства работ

Площадь работ расположена в пределах Западно-Тугровского лицензионного участка ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». В административном отношении площадь работ находится на территории Советского района Ханты-Мансийского автономного округа (рисунок 1). Площадь участка 170,28 кв. км. Ближайшие разрабатываемые месторождения (Ловинское, Яхлинское).

Рисунок 1 - Обзорная карта района работ

1.2 Геолого-геофизическая изученность района

Геофизическое изучение территории началось в 1949 г. В период с 1949 г. по 1963 годы были проведены следующие виды работ:

1 - аэромагнитные съемки масштабов 1:1000000, 1:200000;

2 - электроразведочные работы масштабов 1:500000, 1:200000;

3 - аэрогравиметрическая съемка масштаба 1:1000000.

В результате этих работ на площади съемок были выделены поднятия как регионального, так и локального характера, определена граница поверхности фундамента и дано направление на постановку сейсморазведочных работ.

Первые сейсморазведочные работы масштаба 1:100000 в пределах лицензионного участка проведены в зиму 1960-1961 годов сейсмической партией 10 (Ерицян А.А.). В следующие 1962-1963 годы работы МОВ были продолжены сейсмической партией 12 (Шиян Б.И.). В результате работ выявлены и оконтурены поднятия Тугровской приподнятой зоны и даны рекомендации по глубокому бурению. В зимний период 1964-1965 годов сейсморазведочные работы проводились на южной территории лицензионного участка и к югу от него. Были доразведаны и более детально оконтурены выявленные ранее объекты, а также установлены новые локальные поднятия. После этого геофизические работы в пределах участка длительное время не проводились и возобновились только в 1983 году. В период 1983-1987 гг. ПГО «Уралгеология» проведена аэромагнитная съемка масштаба 1:50000, в результате которой была составлена схема с элементами строения домезозойского фундамента и выявлены площади развития терригенно-карбонатных пород. И следующими работами МОГТ масштаба 1:50000, проведенными в 1988-1989 гг. сейсмопартией 89 ПГО ХМГ, было подготовлено к глубокому бурению Тугровское поднятие.

Поисковое бурение в пределах Западно-Тугровской площади начато в 1992 году, когда была заложена первая на площади параметрическая скважина №11. Положительных результатов бурение скважины не дало. По доюрским породам ею пройдено 633 метра. Притоков из большинства объектов в палеозое не получено, один объект дал пластовую воду. Отложения шеркалинской и тюменской свит оказались водоносными.

В том же 1991 году начата бурением разведочная скважина №13, заложенная на южной периклинали структуры. В скважине получена нефть с водой из пласта Ю₁₀ шеркалинской свиты. Приток нефти был незначительным.

В 1992 году пробурена разведочная скважина №14, которой открыто Западно-Тугровское нефтяное месторождение. Из пласта Ю₂ получен фонтан нефти дебитом 54,9 м³/сут через 8 мм штуцер.

В 1993 году на месторождении пробурены скважины №№16, 18, 19.

Скважиной №16 открыта залежь нефти в пласте Ю₁₀. Из него получен фонтан нефти дебитом 81,6 м³/сут через 8 мм штуцер.

Скважина №19 оказалась «непродуктивной», а в скважине №18 были выявлены нефтенасыщенные пласты Ю₂, Ю₃, Ю₄, из отложений шеркалинской свиты получен приток нефти с водой.

В 1994 году на месторождении пробурены две скважины - №№20, 27. В скважине №20 получен приток пластовой воды, а в скважине №27 при совместном испытании пластов Ю₂, Ю₃, Ю₄ - непромышленный приток нефти.

В апреле 2000 года была пробурена скважина №14-1 в 400 метрах к северо-востоку от скважины №14. В скважине №14-1 при испытании пласта Ю₂ получен приток нефти дебитом 1,6 м³/сут.

Разведочная скважина №23 пробурена в 2002году в центральной части Западно-Тугровского лицензионного участка.

При испытании пласта Ю_2-3 тюменской свиты получен приток нефти с пластовой водой.

При испытании пластов Ю_5, Ю₆ тюменской свиты получен приток пластовой воды с нефтью.

Разведочная скважина №26 пробурена в 2005 году в центральной части Западно-Тугровского месторождения. При испытании Ю₂,Ю₃,Ю₄,Ю_8, Ю₁₀, Ю₁₀ получен приток нефти.

Всего на участке пробурено 16 скважин.

1.3 Стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое описания разреза даны по результатам анализа данных глубокого бурения и материалов сейсморазведки МОВ. Расчленение разреза основано на региональных стратиграфических схемах мезозойско-кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины, утвержденных МСК 30 января 1991 г. Геологический разрез территории представлен палеозойским кристаллическим фундаментом и мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом.

В пределах рассматриваемой площади доюрские образования вскрыты большинством пробуренных скважин. Представлены они эффузивными, интрузивными и метаморфическими породами палеозоя и туфогенно-осадочными породами туринской серии триаса. По ним развиты породы коры выветривания.

Комплекс основания (гранито-гнейсовый цоколь) представляет собой сочетание древнейших докембрийских метаморфических сланцев, гнейсов, кристаллических сланцев и гранитоидов докембрийского и палеозойского возрастов, включая пермские.

Палеозой представлен тремя отделами: нижним, средним и верхним. Нижний - средний палеозой представлен андезитами, базальтами и их туфами, диабазами силурийско-нижнедевонского возраста, а также известняками, мергелями, глинисто-кремнистыми сланцами и порфиритами девонского возраста. Еще выше залегают нижнекаменноугольные отложения, представленные вулканогенно-сланцевыми образованиями, известняками, песчаниками. В ряде разрезов выявлены граувакковые и флишевые формации, а также угленосные отложения.

Верхний палеозой представлен внизу - морскими терригенно-карбонатными отложениями и вверху - грубообломочными породами континентального генезиса.

Триасовый комплекс представлен туфогенно-осадочными породами туринской серии.

Породы юрского возраста залегают в основании осадочного чехла с перерывом на породах доюрского возраста. Наиболее полные разрезы юры приурочены к депрессионным понижениям и установлены в восточной и юго-западной частях Зауральского геоблока. На этой территории отложения юрской системы представлены всеми тремя отделами (нижним, средним и верхним). Суммарная толщина осадков достигает 290 м. В целом они образуют весьма крупный осадочный цикл, состоящий из нескольких крупных фациальных комплексов.

Нижний комплекс охватывает отложения нижней и средней юры до нижнего келловея включительно. Он относится к заводоуковскому надгоризонту. Верхний комплекс относится к даниловскому надгоризонту. В составе заводоуковского надгоризонта выделяется (снизу вверх) шеркалинская и тюменская свиты, в даниловском - абалакская и тутлеймская свиты. В западном направлении толщина осадков юрской системы последовательно сокращается за счет выклинивания нижних горизонтов юры.

В северо-западной части Зауральского геоблока отложения юрской системы представлены лишь средним и верхним отделами. Суммарная толщина их обычно не превышает 100 метров. В сводовых частях локальных поднятий отложения юры выклиниваются. В западном направлении, на относительно приподнятых частях Березовской моноклинали, отложения юрской системы отсутствуют полностью. Региональная граница выклинивания юры имеет сложную, извилистую конфигурацию, с многочисленными заливообразными понижениями и выступами.

На сейсмогеологическом разрезе отложениям юрского возраста соответствует толща пород между отражающими горизонтами А и Б. Отложения нижней и средней юры формировались в континентальных, переходных и, частично, морских условиях, верхней юры - в морских условиях.

Породы раннеюрского возраста объединены в шеркалинскую свиту. В ее составе выделены нижняя и верхняя подсвиты. Нижняя подсвита включает пласт ЮК₁₁ и тогурскую пачку.

Пласт ЮК₁₁ представлен песчаниками, гравелитами с прослоями алевролитов и аргиллитоподобных глин. Минеральный состав пород граувакково-кварцевый, реже полимиктовый. Цемент глинистый, карбонатно-глинистый. На площади отложения распространены весьма ограниченно и приурочены к наиболее погруженным участкам впадин, на склонах поднятий выклиниваются. Нефтеносность этих отложений доказана на Талинской, Южно-Талинской и других площадях.

Тогурская пачка представлена преимущественно аргиллитоподобными глинистыми образованиями, темно-серыми, серыми с зеленоватым или коричневатым оттенком, с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. В верхней части пачки встречаются глины со сферолитами сидерита. Толщина подсвиты в пределах лицензионного участка достигает 30 м, за пределами участка, в наиболее погруженных частях впадин 40-50 и более метров. На сейсмогеологическом разрезе нижняя подсвита заключена между отражающими горизонтами А и Т₄.

Верхняя подсвита (до 40 м) включает пласт ЮК₁₀ и радомскую пачку. Пласт ЮК₁₀ представлен песчаниками, алевролитами, гравелитами кварцевыми, полимиктовыми с прослоями аргиллитоподобных глин. Прослеживается, как и породы пласта ЮК₁₁, в наиболее погруженных участках впадин, но имеет более широкое площадное распространение. Является основным продуктивным пластом и с ним связаны крупные залежи нефти на Талинской, Южно-Талинской, Емъеговской и других площадях.

Радомская пачка представлена преимущественно темно-серыми и черными аргиллитоподобными глинами, нередко битуминозными, с прослоями углей и углистых аргиллитов. Породы радомской пачки являются надежным экраном для нижележащих пластов ЮК₁₀ и ЮК₁₁. На сейсмогеологическом разрезе породы верхней подсвиты заключены между отражающими горизонтами Т₄ и Т₃. Возраст шеркалинской свиты, установленный по палинологическим данным, датируется плинсбах-тоарским, частично, ааленским веками.

Осадки среднеюрского отдела объединены в тюменскую свиту, которая подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена переслаиванием песчаников и алевролитов серых, глинистых, реже с прослоями углей. У выступов фундамента появляются гравелиты. Характерен растительный детрит, ядра двустворок. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК₇, ЮК₈, ЮК₉. Они характеризуются значительной фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. В направлении повышения участков палеорельефа породы подсвиты выклиниваются. Толщина осадков в среднем составляет 40 м.

Средняя подсвита представлена неравномерным чередованием глин уплотненных, иногда углистых, с песчаниками, алевролитами, карбонатными разностями пород и прослоями углей толщиной 0,5-2,5 м. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК₅, ЮК₆. Толщина подсвиты 50-60 м.

Верхняя подсвита представлена полимиктовыми песчаниками, чередующимися с алевролитами и уплотненными глинами. Все типы пород содержат большое количество растительных остатков. Есть прослои углей толщиной 0,5-2,0 м. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК₂, ЮК₃, ЮК₄. Они характеризуются резкой фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. В западном направлении толщина осадков тюменской свиты последовательно сокращается за счет выклинивания нижних горизонтов юры. На сейсмогеологическом разрезе породы тюменской свиты расположены между отражающими горизонтами Т₃ и Т₂. Породы нижней подсвиты - между отражающими горизонтами Т₃ и Т₂, средней - между отражающими горизонтами Т₂ и Т₁, верхней - между отражающими горизонтами Т₁ и Т.

Породы, слагающие верхнеюрские морские отложения, залегают несогласно на породах верхней подсвиты тюменской свиты. В составе отдела выделяется абалакская и тутлеймская свиты. Возраст абалакской свиты датируется келловей-оксфорд-кимериджским, тутлеймской - волжско-валанжинским.

Абалакская свита. На Западно-Тугровском лицензионном участке отложения абалакской свиты представлены глинами темно-серыми, слабослюдистыми, с включениями глауконита, пирита, остатками морской фауны, с прослоями алевролитов и песчаников в основании. Толщина свиты 20-25 м.

Тутлеймская свита. Породы тутлеймской свиты представлены глинами коричневато-черными, битуминозными, с прослоями известняков, рыбным детритом. Общая толщина верхнеюрских отложений - 10-60м.

Меловая система охарактеризована нижним и верхним отделами. На сейсмогеологическом разрезе толща пород, соответствующих меловым отложениям, располагается выше отражающего горизонта Б. Толщина пород меловой системы на Западно-Тугровском месторождении составляет 1630-1760 м.

Нижний отдел включает отложения фроловской, кошайской, викуловской и ханты-мансийской свит. В основании отдела залегает верхняя подсвита тутлеймской свиты толщиной 5-10 м. Названная посвита соответствует низам берриас-валанжина.

Фроловская свита. Представлена мощной толщей морских уплотненных глин серого, темно-серого цвета с редкими прослоями алевролитов, глинистых известняков и сидеритов. В верхней части разреза выделяется пачка М, в составе которой обособляются песчано-алевритовые пласты АС_1-2. Толщина пачки 44-70 м, толщина свиты 545-640 м. На сейсмогеологическом разрезе толща пород, слагающих фроловскую свиту совместно с верхней подсвитой тутлеймской свиты, заключена между отражающими горизонтами Б и М. Возраст вмещающих пород - валанжин-аптский.

Кошайская свита. Сложена морскими глинами серыми, темно-серыми, с частыми тонкими прослоями светло-серых алевролитов, глинистых известняков. Характерен углистый детрит. Толщина свиты 35-65 м. Возраст кошайской свиты датируется аптским.

Викуловская свита. Согласно перекрывается отложениями ханты-мансийской свиты. Викуловская свита разделена на нижнюю (до 170 м) и верхнюю (до 155 м) подсвиты. Нижняя подсвита представлена серыми алевритами, алевролитами и песчаниками с прослоями глин и глинистых известняков. В породах много обугленных растительных остатков. Верхняя подсвита представлена мелкозернистыми песками, серыми, коричневато-серыми; глинистыми песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Много углистого детрита. В составе подсвиты выделяются пласты ВК₁ и ВК₂, толщиной 9-20 м. На сейсмогеологическом разрезе породы викуловской свиты заключены между отражающими горизонтами М и М₁. Толщина свиты 250-275 м. Возраст викуловской свиты датируется аптским.

Ханты-мансийская свита. Разделена на нижнюю (до 160 м) и верхнюю (до 115 м) подсвиты. Нижняя подсвита представлена глинами темно-серыми, с редкими прослоями алевролитов и алевритов, глинистых известняков и сидеритов. В нижней части встречается глауконит. Верхняя подсвита представлена серыми алевритами и песками с прослоями серых алевритовых глин, в верхней части подсвиты - глины и алевролиты серые с прослоями песков. Толщина свиты 240-250 м. Возраст ханты-мансийской свиты датируется альбским.

В составе верхнего отдела выделены уватская, кузнецовская, Березовская, ганькинская свиты.

Уватская свита. Разделяется на две подсвиты: нижнюю (100 м) и верхнюю (140 м). Верхняя подсвита сложена алевритами и алевролитами светло-серыми, с прослоями песков, песчаников и известняков. Для нижней подсвиты характерны глинистые прослои.

Кузнецовская свита. Отложения кузнецовской свиты имеют морской генезис, они трансгрессивно залегают на подстилающих породах сеномана. Представлена морскими глинами, серыми, темно-серыми с редкими прослоями глинистых алевролитов. Встречаются углефицированные растительные остатки, чешуя рыб, ходы червей. С подошвой кузнецовской свиты связан отражающий сейсмический горизонт Г. Возраст кузнецовской свиты, определенный по палеонтологическим остаткам, датируется туронским.

Березовская свита. Подразделяется на две подсвиты: нижнюю (до 150 м) и верхнюю (до 130 м). Нижняя подсвита представлена глинами темно-серыми, слабоалевритистыми, опоковидными и опоками глинистыми. Верхняя подсвита сложена глинами зеленовато-серыми, темно-серыми с прослоями опоковидных глин, опок, стяжений пирита. Толщина свиты 225-240 м. Возраст свиты датируется коньяк-сантон-кампанским. Отражающий горизонт С приурочен к подошве верхней подсвиты Березовской свиты.

Ганькинская свита. Слагающие ее породы имеют морской генезис. Представлена глинами зеленовато-серыми, известковистыми, листоватыми, с включениями пирита, иногда глауконита. Толщина отложений 25-65 м. Общая толщина вернемеловых отложений составляет 550-615 м. Возраст свиты установлен по комплексам фораминифер и датируется как маастрихт-датский.

Палеогеновая система залегает несогласно на отложениях меловой системы. Содержит отделы: палеоценовый, эоценовый, олигоценовый. В ее объеме выделены отложения талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, ново-михайловской, туртасской свит.

Талицкая свита. Подразделяется на две подсвиты: нижнюю (до 110 м) и верхнюю (до 106 м). Нижняя подсвита сложена глинами темно-серыми, алевритистыми, опоковидными. Верхняя подсвита представлена глинами темно-серыми, алевритовыми, в верхней части разреза с пропластками песчаников. Возраст вмещающих пород - палеоценовый.

Люлинворская свита. Подразделяется на три подсвиты: нижнюю (75 м), среднюю (до 90 м), верхнюю (45-55 м). Нижняя подсвита сложена опоками серыми, опоковидными глинами с прослоями кварцево-глауконитовых песчаников и алевролитов. Средняя подсвита представлена диатомитами светло-серыми, белыми, диатомовыми глинами. Верхняя подсвита представлена глинами зеленовато-серыми, диатомовыми, алевритистыми, иногда опоковидными. Возраст вмещающих пород - эоценовый.

Тавдинская свита. Включает две подсвиты: нижнюю (60 м) и верхнюю (60 м). Нижняя подсвита представлена глинами зелеными, серовато-зелеными. Верхняя подсвита представлена глинами зеленовато-серыми, желтовато-зелеными, листоватыми, алевритистыми с пропластками алевритов и линзочками бурых углей. Толщина свиты составляет 120-160 м. Возраст вмещающих пород - эоцен-олигоценовый.

Атлымская свита. Породы атлымской свиты представлены песками кварцево-полевошпатовыми, кварцевыми, с прослоями алевритов и глин. Толщина свиты 60-80 м. Возраст вмещающих пород - олигоценовый.

Ново-Михайловская свита. Представлена глинами, алевритами, песками, бурыми углями. Толщина свиты составляеь 50-70 м. Возраст вмещающих пород - олигоценовый.

Туртасская свита. С размывом и несогласно перекрывается четвертичными образованиями. Представлена глинами, алевритами зеленовато-серыми, слюдистыми и доломитами зеленовато-серыми. Толщина свиты - 10-30 м. Возраст вмещающих пород - олигоценовый. Общая толщина палеогеновых отложений составляет 555-705 м.

Четвертичная система

Породы четвертичной системы несогласно залегают на отложениях туртасской свиты. Представлены песками, супесями, алевролитами. Толщина отложений составляет 20-40 м.

Общая толщина осадочного чехла в пределах Западно-Тугровского лицензионного участка составляет 2750 м.

1.4 Основные черты тектонического строения

Рассматриваемая территория принадлежит эпигерцинской части Западно-Сибирской молодой платформы. Эта платформа имеет классическое двухъярусное строение, то есть в разрезе расчленяется на два структурных этажа: фундамент и чехол.

В свою очередь фундамент и платформенный чехол расчленяются на структурные ярусы. Для фундамента это: комплекс основания (гранито-гнейсовый цоколь), ортогеосинклинальный ярус (нижний-средний палеозой) и орогенный ярус (верхний палеозой).

Платформенный чехол имеет субгоризонтальное залегание и с региональным перерывом перекрывает размытые складки фундамента. В составе чехла обычно выделяются три структурных яруса: тафрогенный (триасовый), ортоплатформенный (юрско-палеогеновый) и неоплатформенный или неотектонический (неоген-антропогеновый).

Складчатый фундамент

Комплекс основания представляет собой сочетание древнейших докембрийских метаморфических сланцев, гнейсов, кристаллических сланцев и гранитоидов докембрийского и палеозойского возрастов, включая пермские. Эти толщи развиты в пределах осевых частей Шаимского и Красноленинского поднятий. В структуре фундамента гранито-гнейсовый комплекс распространен в ядрах антиклиналей Зауральского антиклинория, к западу от которого располагается Шеркалинский синклинорий, а к востоку Кустанайско-Тюменский. Совокупность перечисленных трех крупнейших структур фундамента составляет восточную половину Уральской складчатой системы. Мелкие выступы основания встречаются по всей территории (Хангокуртская, Ольховская и другие площади).

Ортогеосинклинальный структурный ярус (нижний-средний палеозой) слагает Шеркалинский синклинорий, к которому приурочена Западно-Тугровская структура, и Зауральский антиклинорий. В пределах этого антиклинория располагается Поттымская, Ингинская и другие структуры.

В Шеркалинском синклинории много скважин имело проходку по палеозойским толщам от 500 м до 1700 м (Ем-Еговская, Ловинская, Яхлинская и другие площади). Здесь выявлены силурийско-нижнедевонские толеитовые андезиты, базальты и их туфы, диабазы, далее, выше по разрезам установлены известняки с фауной всей отделов девона, мергели, глинисто-кремнистые сланцы, яшмы, туфогенные сланцы и порфириты. Еще выше залегают нижнекаменноугольные отложения, представленные вулканогенно-сланцевыми образованиями, известняками, песчаниками. В ряде разрезов выявлены граувакковые и флишевые формации, а также угленосные отложения (Бочкарев, Криночкин, 1989 г.).

Описанные толщи вмещают тела разнообразных интрузий ультраосновного (Поттымская, Талинская и другие площади), среднего (Пальяновская площадь) и кислого состава. Последние чаще всего имеют позднепалеозойский возраст.

Орогенный структурный ярус представлен внизу морскими терригенно-карбонатными отложениями и вверху - грубообломочными породами континентального генезиса. Возраст пород - средне-позднекарбоновый. Пермские отложения не установлены и, вероятно, не накапливались в связи с интенсивным орогенезом.

Весь палеозойский комплекс пород смят в интенсивные складки, метаморфизован и разбит дизъюнктивами (Бочкарев, 1992 г.)

Платформенный чехол

Тафрогенный структурный ярус сформировался сразу же после завершения герцинской складчатости (кратонизация) и пенепленизации горной страны в условиях унаследованного медленного воздымания фундамента в виде сводового поднятия (Бочкарев, 1964-1993 г; Куликов, 1971 г. и др.). Это сводовое поднятие сопровождалось образованием очень крупных грабенов-бассейнов, типа Байкала и вулканогенной деятельностью. В итоге сформировалась нефтеносная туринская серия, которая представлена темно-серыми песчаниками, аргиллитами и толщами базальтов (Тугровская, Шеркалинская, и другие площади). Мощность серии составляет 1,5 - 2,5 км. Породы залегают полого (5⁰ - 15⁰) и не метаморфизованы. Грабены имеют размеры до 250 км в длину и 50-60 км в ширину. Местами залегание пород осложнено сбросами, которые, как правило, в ортоплатформенном ярусе не прослеживаются.

1.5 Нефтегазоносность

Рассматриваемая зона располагается в пределах Фроловской и Приуральской нефтегазоносных областей, охватывая Красноленинский, Березовский, Шаимский нефтегазоносные районы. Промышленная нефтегазоносность установлена в палеозойских, триасовых, нижне-среднеюрских, верхнеюрских, неокомских и аптских отложениях. Анализ имеющегося фактического материала по площади геоблока позволяет выделить семь нефтегазоносных комплексов, о которых будет сказано ниже.

Непосредственно на самом Западно-Тугровском месторождении продуктивным является нижне-среднеюрский НГК. С ним связаны все выявленные к настоящему времени залежи нефти в пластах Ю_2-3, Ю₄, Ю₅, Ю_10-1, Ю_10-2.

Залежь пласта Ю_2-3 вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами, субмеридионального простирания, пластово-сводовая, тектонически экранированная, размерами 10 х 11,7 км, высотой 77,4 м. Общая мощность пласта от 25,6 м (скв. 23) до 33,2 м (скв.16Б). Эффективная мощность пласта достигает 12,2 м, нефтенасыщенные толщины от 1,4 м (скв. 22) до 12,2 м (скв.18). В скважине 27 при освоении верней части пласта выявлена газовая шапка. ВНК пласта -2144,4 м, ГНК (скв.27) -2086,7 м.

Залежь пласта Ю₄ вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами, субмеридионального простирания, пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная, размерами 10 х 1,6-7,5 км, высотой 48,4 м. Общая мощность пласта от 23,0 м (скв.14Б) до 36,2 м (скв. 18). В скв. 27 при освоении верней части пласта (совместно с пластом Ю_2-3) выявлена газовая шапка. ВНК пласта -2144,4 м.

Залежь пласта Ю₅ вскрыта всеми скважинами на площади. Залежь локальная (скв. 23), пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 2,5 х 0,9-1,3 км, высота 27,7м. (Рис.28.)

Залежь пласта Ю₁₀ относятся к шеркалинской свите нижнеюрского возраста, пласт разделен на 2 пачки - Ю_10-1и Ю_10-2, каждая из которых имеет свой ВНК. Первая залежь имеет размеры 2,6 х 0,7 км, высота - 15,4 м, залежь пластовая, сводовая, ВНК -2230,4 м (по скв.16Б). Вторая - пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная, размерами - 6,5 х 0,6-2,0 км, высотой - 20 м. ВНК - 2256,6 м (скв.13) и 2250,5 м (скв.18).

Как отмечалось выше, возможно нефтеносны следующие комплексы:

Нефтегазоносный комплекс палеозойских пород представлен трещиновато-кавернозными образованиями, которые развиты в виде линейных и площадных зон, приуроченных местами к разломам. В большинстве случаев коры выветривания палеозойских пород образуют единый резервуар с юрскими песчаными пластами, увеличивая их объем. К ним относятся залежи, выявленные на Красноленинском своде, Шаимском мегавалу и т.д.

В доюрских резервуарах (как самостоятельных объектах) открыто пока небольшое число залежей. Коллекторы обусловлены процессами, связанными с формированием кор выветривания, такими как выщелачивание и дезинтеграция доюрских пород. Пористость средняя равна 15%, проницаемость - 132 мД. Дебиты нефти составляют 60 м³/сут, дебиты газа - 186,3 тыс.м³/сут. Перспективными зонами коллекторов являются участки интенсивного тектонического дробления и развития палеокарста.

Триасовый нефтегазоносный комплекс включает залежи нефти, связанные с отложениями триаса, выявлены южнее Западно-Тугровского участка и приурочены к северной части Навского вала. Непромышленные притоки нефти получены при испытании скв. 851 Емъеговской и других, пробуренных в Мутомской котловине. Триасовые отложения представлены эффузивно-осадочными образованиями, чередованием пачек базальтов, туфогенных и осадочных терригенных пород. Последние представлены переслаиванием конгломератов, гравелитов, песчано-алевритовых пород и аргиллитов. Сложены продуктивные пласты конгломератами, гравелитами и песчано-алевритовыми породами грауваккового и полимиктового состава. Карбонатность равна 1-2%. Дебиты нефти составляют 30-40 м³/сут. при переливе.

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс включает вогулкинскую толщу (пласты П_1-3), которая развита на западе района, на склонах значительных по амплитуде поднятий, валов и мегавалов. Песчано-гравийные породы-коллекторы пластов П_1-3 образовались в прибрежной и мелководной частях моря и вокруг островов, а в кимеридже, кроме того, в мелкой части моря накапливались спонголиты и органогенно-обломочные известняки. Состав песчаников кварцевый, аркозовый, полимиктовый. Карбонатность составляет 10-30%.

Многочисленные залежи нефти в пластах П_1-3 выявлены в Шаимском нефтегазоносном районе, на Красноленинском своде и др., залежи газа - на Сысконсыньинском, Пунгинском и др. месторождениях. Пористость средняя 20%, проницаемость 232 мД. Дебиты нефти средние 40 м³/сут., скважины фонтанирующие, дебиты газа - 800 тыс. м³/сут. (Сысконсыньинское месторождение).

Залежи структурно-литологические. Покрышками являются глинистые породы абалакской и тутлеймской свит, они же являются нефтепроизводящими.

Баженовский нефтегазоносный комплекс

Осложняет региональную покрышку (выделяется в ее составе). Коллекторами являются кавернозные глины кимериджского возраста и битуминозные глинисто-кремнистые породы тутлеймской свиты. Коллекторы верхов абалакской и тутлеймской(пласт Ю₀) свит имеют весьма сложный характер распространения, обусловленный как микрослоистостью и листоватостью пород, так и тектонически напряженными зонами (зоны деструкции, растяжения и сжатия).

Коллекторы порово-кавернозно-трещинного типа. Залежи нефти выявлены в пределах Красноленинского свода. Карбонатность достигает 10%. Пористость в среднем составляет 9-12%. Дебиты нефти составляют в среднем 20 м³/сут на динамическом уровне, либо фонтанирующие. Покрышкой служат перекрывающие глинистые породы неокома и непроницаемые разности тутлеймской свиты. Породы пласта Ю₀ одновременно являются нефтепроизводящими.

Неокомский нефтегазоносный комплекс в его составе выделяются пласты АС_1-2 фроловской или леушинской свит. Остальная часть разреза неокома представлена в основном глинистыми разностями пород. Промышленная нефтегазоносность в пределах западной зоны пока не установлена.

Однако, учитывая материалы региональных исследований, проведенных по зоне, и наличие нефтенасыщенного керна из верхов фроловской свиты на Лорбинской и Ингинской площадях, следует уделить более пристальное внимание изучению данного НГК. При наличии пород-коллекторов в нем могут быть выявлены залежи нефти и газа.

Аптский нефтегазоносный комплекс включает пласты ВК_1-3 викуловской свиты. Пласты ВК_1-3 развиты во всей западной зоне, образуют сплошные покровы и накапливались в мелководном опресненном бассейне типа море-озеро. Коллекторы имеют покровный характер распространения. Сложены песчано-алевритовыми породами аркозового и полимиктового состава. Карбонатность равна 1-3%. Пористость средняя 26%, проницаемость - 78 мД.

Залежи нефти в пластах ВК₁, ВК₃ открыты в пределах Красноленинского свода (Емъеговское, Пальяновское, Каменное месторождения). В пределах Поттымско-Ингинского участка выявлены три залежи нефти: Лорбинская, Западно-Сеульская, Поттымская. Залежи пластового типа, водоплавающие.

Дебиты нефти средние, около 10 м³/сут. Покрышками являются глинистые отложения ханты-мансийской свиты. Они же совместно с глинистыми отложениями викуловской и кошайской свит являются нефтепроизводящими.

Таким образом в этом разделе рассмотрены не только существующие на данный момент на проектной площади залежи нефти, но и перспективные, по близ расположенным площадям, объекты поиска.

2. Методическая часть

2.1 Обоснование методики и технологии проектируемых работ

Скоростные характеристики (вертикальный годограф) исследуемого участка работ, необходимые для расчёта методики работ и волнового поля, можно получить из скважины №23 Западно-Тугровского месторождения (рисунок 2), где были проведены работы ВСП.

Рисунок 2 - Кинематическая характеристика разреза

По результатам анализа сейсмогеологических условий получены необходимые данные для проектирования методики работ:

Наибольший угол падения пластов _max ?2°.

Глубина целевого интервала исследования 3700 м.

Мьютинг для глубины исследования целевых объектов 3115 м.

Максимальная глубина целевого горизонта H = 3700 м.

Глубина до верхнего опорного горизонта (P1_ar) Z_min = 420 м.

Мьютинг для верхнего опорного горизонта (P1_ar) 545 м.

Средняя скорость V_cp = 4557 м/с.

Интервальная скорость карбонатного комплекса V_int = 6200 м/с.

Мощности целевых объектов от 1,1 до 2,8 м (средняя 1,95 м).

Максимальная частота в спектре полезных волн f_max = 120 Гц.

Доминирующая частота в спектре полезных волн f_dom = 70 Гц.

Минимальный размер целевых объектов по латерали L_min = 150 м.

Кратность, использованная при работах МОВ ОГТ-2D хорошего качества F_2D = 60.

Шаг ОГТ при работах МОВ ОГТ-2D хорошего качества B_2D = 25 м.

Используя исходную геолого-геофизическую информацию, проведен расчет ключевых параметров съемки МОВ ОГТ-3D.

2.2 Система наблюдения МОВ ОГТ-3D

Основой МОВ ОГТ-3D являются сложные системы многократных перекрытий, преимуществом которых являются возможность реализации алгоритмов в процессе обработки, что существенно увеличивает соотношение сигнал/помеха за счет ослабления нерегулярных и регулярных волн-помех.

Системой наблюдений называют взаимное расположение пунктов возбуждения и пунктов приема колебаний. Она образуется при последовательном перемещении базы наблюдений, которая состоит из сейсмической расстановки и сейсмических источников. Сейсмическая расстановка - это совокупность всех пунктов приема, в которых одновременно записывают колебания от единого источника.

Наиболее часто используют регулярные системы наблюдений типа «крест», в которых приемники и источники расположены на взаимно перпендикулярных линиях. Рассчитаем параметры площадной системы наблюдений типа «крест»:

1) Кратность наблюдений:

N_3D = (0,5…1,0)•N_2D;

N_3D = (0,5…1,0)•50;

N_3D = 50

2) Рассчитаем плотность ПВ на 1 км² по формуле:

m = (N_3Dh10 ⁶)/(ShB_xhB_y) ;

где S - канальность;

B_x и B_y - размер бина;

m = 50000000/(3400h12,5h25) = 47

4) Рассчитываем расстояние между линиями возбуждения по формуле:

?X = (ShB_xhB_y)/(N_3Dh?y), м;

?X = (3400h12,5h25)/(50h50) = 425м.

За расстояние между линиями возбуждения возьмем 400 м

5) Рассчитываем расстояние между линиями приема по формуле:

X_min ? (1…1,2) H_min, м;

X_min?(1…1,2) h 500, м;

X_min?550 м;

6) Вычислим расстояние между ЛП по формуле:

?Y = (X_min ²-(?X-0,5h?y) ²) ^Ѕ+0,5h?x

?Y = (550 ²-(400-0,5h50) ²) ^Ѕ+ 0,5h25 = 400м;

7) Рассчитываем максимальное расстояние «источник-приемник», при размерах блока по формуле:

X_max = (L_x²/4+L_y²)^Ѕ м;

X_max = ( 8000²/4+ 4000²) ^Ѕ = 5650 м;

8) Рассчитываем кратность по направлению линии приема по формуле:

n_x = L_x/2h?Y;

n_x = 8000/2h400 = 10;

9) Рассчитываем кратность в направлении линии возбуждения по формуле:

n_y = L_y/2h?X;

n_y = 4000/2h400 = 5;

10) Рассчитываем число пунктов возбуждения в шаблоне по формуле:

m_y = (n_yh?Y)/ ?y ;

m_y = (5h400)/50 = 40;

11) Пересчитаем кратность по формуле:

N_3D = n_yhn_x;

N_3D = 5х10 = 50;

12) Рассчитываем минимальные размеры зоны набора кратности по формуле:

a_x = ((n_x/2)-0,5)h?X;

a_y = ((n_y/2)-0,5)h?Y;

a_x = ((10/2)-0,5)h400 = 1800м;

a_y = ((5/2)-0,5)h400 = 800м;

13) Рассчитываем количество отрабатываемых полос по формуле:

NS = (LY/(0,5hL_y))-1;

NS = (25000/(0,5h4000))-1 = 11;

14) Количество отрабатываемых блоков по полосе рассчитывается по формуле:

NT = ((LX-L_y/?Х)+1;

NT = ((10000-4000/400)+1 = 16;

16) Общее количество ПВ на площади рассчитывается по формуле:

С = S_съемкиhm;

С = 275h47 = 12925 ПВ/км.²

На основании выполненных расчетов, предлагаю применить систему наблюдения МОВ ОГТ-3D центрально-симметричную, типа «крест», с перекрытием пятнадцати линий приема. Такая система наблюдений обеспечивает равномерное изучение исследуемой территории.

2.3 Группирование сейсмоприемников

На данном месторождении ожидается использование группирование приемников. В зависимости от расстановки сейсмоприемников на профиле выделяют равномерные группы, в которых расстояние между соединенными соседними приборами постоянное и неравномерные группы. В зависимости от сравнительной чувствительности приемников выделяют однородные группы, в которых все чувствительности одинаковы и неоднородные группы, когда приборы устанавливаются вдоль некоторой прямой, и площадные, когда приборы установлены по площади. Среди линейных групп выделяют продольные группы, соответствующие расположению приемников на продольном профиле и поперечные. Для подавления низкочастотных волн-помех применяется группирование сейсмоприемников.

Подавление волн-помех группированием сейсмоприёмников даёт эффект вдоль линии приёма. Вдоль линии возбуждения предполагается ослаблять помехи посредством группирования вибраторов.

Рассчитаем параметры группирования:

Имеющиеся параметры:

V_отр (скорость отраженной волны) = 4300 м/с;

V_ктin (минимальная скорость) = 200 м/с;

V_ктax (максимальная скорость) = 600 м/с;

f_отр (частота отраженной волны) = 80 Гц;

f_min (минимальная частота) = 30 Гц;

f_max (максимальная частота) = 40 Гц.

Рассчитаем параметры группирования сейсмоприемников

1. Рассчитаем волновые числа:

f_отр = f_вид/v_отр

f_отр = 80/4300 = 0,02

f_min = f_min/v_max

f_min = 30/600 = 0,05

f_max = f_max/v_min

f_max = 40/200 = 0,2

2. Расстояние между приборами вычитаем по формуле:

x = 2р/ _min + _max

?x = 6,28/0,25 = 26 м

Так как в реально существующей конфигурации расположения приборов расстояние между ними в группе составляет не более одного метра, примем её за единицу.

3. Определяем минимальное допустимое число приборов:

n ? 1 + _max / _min

n ? 1+4 ? 5

Так как в оснащении партии имеются сейсмоприемники GS-20DX, предлагаю применить группирование приемников в количестве 6 штук.

4. Определяем статистический эффект:

D = n^1/2 = 5 ^1\2 = 2,24

Исходя из данных расчетов, предлагаю применить линейное группирование из 6 сейсмоприемников, которое позволит увеличить соотношение сигнал-помеха в 2,2 раза.

2.4 Топографо-геодезические работы

Для отработки сейсморазведочных профилей должны быть выполнены следующие виды топогеодезических работ:

1. Перенесение в натуру проекта расположения профилей.

2. Рубка просек.

3. Заготовка вешек и кольев.

4. Разбивка сейсморазведочных профилей с помощью GPS.

5. Очистка просек.

6. Уборка порубочных остатков.

Для разбивки (перенесения на местность) проектной сети профилей будет использоваться спутниковая система привязки GPS Trimble 5700. До начала полевых топогеодезических работ будет создан проектный каталог координат концов профилей. Затем будет произведен поиск на местности центров исходных пунктов ГГС и нивелирных знаков для привязки базовых станций спутниковой навигационной системы GPS. Пункты геодезического обоснования (ГП) по каждому профилю через 2-3 км будут закреплены на местности долговременными знаками. Координаты и высоты ГП будут определяться с помощью спутниковой навигационной системы GPS (Trimble 5700 - три приемника). Вынос в натуру профилей по заданным координатам будет выполняться с помощью приборов Trimble 5700 от пунктов ГП. Точность определения координат и высот пунктов геофизических наблюдений +1,0 м. Координаты и отметки разведочных скважин, находящихся в границах лицензионных участков, будут определяться с помощью спутниковых приборов Trimble 5700. Точность привязки устьев скважин в плане - +0,25 м, по высоте - +0,5 м.

Радиус действия базовой станции составляет 10-12 км, поэтому для уверенного приема сигнала мобильной станции, базовую станцию необходимо установить примерно в центре разбиваемой площади.

Перед началом полевых работ необходимо составить подробную схему коммуникаций в масштабе 1:50 000 с проектными профилями и ознакомить с ней под роспись руководящий состав партии и руководителей полевых отрядов. Первым этапом топографо-геодезических работ было отыскание на местности пунктов Государственной геодезической сети (ГГС). Всего для планово-высотного обеспечения проводимых работ использовано пять пунктов ГГС, от которых выставлено четыре базовых станции. Параллельно проведена съёмка существующих коммуникаций с помощью навигационного приёмника фирмы Trimble серии 5700.

Наблюдения на пунктах триангуляции и базовых станциях должны быть проведены в статическом режиме. При работе будут использованы геодезические двухчастотные системы спутниковых наблюдений фирмы Trimble серии 5700, обеспечивающие сантиметровую точность определения планово-высотного положения. Продолжительность времени наблюдения 40-60 мин в зависимости от закрытости небесного свода. Обработка полученных данных (вычисление базовых линий, их уравнивание с опорой на пункты ГГС, получение каталога координат базовых станций) проводится с помощью ПО Trimble Geomatics Office. Все решения по базовым линиям фиксированные, СКО не превышает ± 0.02 м. При уравнивании каркасной сети приняты следующие ошибки установки инструмента: центрирование ± 0.02 м, по высоте ± 0.05 м. СКО определения координат базовых станций не превышает ± 0.1 м. Все пункты закрепляются в виде корневого столба высотой 2-2.5 м.

Вторым этапом работ является вынос в натуру проектного положения геофизических профилей и закрепление на местности пунктов геофизических наблюдений (ПГН) пикетными вехами с надписью №профиля и пикета; определение координат и высот ПГН относительно пунктов ГГС. Разбивка профилей проводится по методике RTK с привязкой к созданной каркасной сети. Используемый инструмент - геодезические двухчастотные системы спутниковых наблюдений фирмы Trimble серии 5700. В систему входят пять передвижных приёмников и одна базовая станция, оснащённая радиомодемом TrimmarkIII. Максимальное расстояние уверенного приёма радиосигнала: равнинная местность - 8 км, пересечённая -5 км. Хорошие технические характеристики названных систем позволяют производить вынос в натуру и определение планово-высотного положения ПГН с необходимой точностью.

2.5 Опытные работы

Исходя из требований геологического задания на Западно-Тугровской площади, перед началом полевых работ для выбора оптимальных параметров возбуждения и регистрации упругих колебаний будут проведены опытные работы согласно регламенту в количестве двух приборосмен. Цель опытных работ сводится к определению оптимальной величины и глубины погружения заряда в одиночных скважинах и выбора параметров групп скважин в природоохранных зонах.

Возбуждение колебаний осуществляется на двух пунктах взрыва (ПВ 1 и ПВ 2), расположенных примерно в центральной части приемной расстановки (боковой вынос не более 25 м). Отличие этих ПВ друг от друга в том, что один должен располагаться в пониженной (заболоченной) части рельефа, а другой - на его возвышенной (водораздельной) части.

Исходя из вышеизложенного, на этих двух ПВ предусматривается опробовать глубины заложения заряда в одиночных взрывных скважинах от 22,5 до 6 м с шагом по стволу 1,5 м. Величина заряда ЗС-40 - 320 г и 640 г. По результатам опытных работ, в количественных характеристиках, должна быть определена возможность достижения проектных требований к качеству полевых сейсмограмм.

Параметры регистрации опытных работ следующие:

- ФВЧ - ОК;

- шаг квантования - 1 мс;

- ФНЧ (аляйзинг-фильтр) - 250 Гц;

- длительность регистрации - 4 с;

- режекторный фильтр 50 Гц - выключен.

...