Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2D в транзитной зоне Баренцева моря

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра геофизических методов поисков и разведки

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

ДЕТАЛЬНЫЕ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ МОВ ОГТ 2D В ТРАНЗИТНОЙ ЗОНЕ БАРЕНЦЕВА МОРЯ

РЕФЕРАТ

Лапин Анатолий Сергеевич. «Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2D в транзитной зоне Баренцева моря» (дипломная работа).

Дипломная работа посвящена рассмотрению особенностей сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D кабельными телеметрическими системами ХZone на Восточно-Перевозной площади Баренцева моря, и содержит введение, четыре раздела, заключение, 36 рис., 13 табл., 76стр., 10 источников.

В первом разделе дается физико-географический очерк района работ, рассматривается стратиграфические комплексы и тектоническое строение и нефтегазоносность региона.

Второй раздел посвящен технике и методике работ. Приводятся характеристики приемно-регистрирующей аппаратуры и источников возбуждения. Представлен спектр основных и вспомогательных технических средств, для проведения работ в сложных условиях транзитной зоны.

В третьем разделе приведен граф обработки полевого материла. Дана оценка качества материала, представлены результаты работ в виде схемы отработанных профилей и ряда конечных сейсмических разрезов, которым дано описание структуры волнового поля.

В четвертом разделе рассмотрены особенности развития рифогенных объектов в пределах Печорской плиты и непосредственно в пределах участка исследования. Составлена сводная схема потенциальных объектов на основе ранее выполненных обобщений Б.В. Сенина, Т.А. Кирюхиной, Ю.Н. Григоренко. Проведена оценка изменения петрофизических свойств модели карбонатных коллекторов для интервала девон-карбоновых отложений при различных условиях насыщения. Дана прогнозная оценка возможности выделения нефтегазонасыщенных объектов с использованием технологии AVO-анализа.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящий диплом составлен по результатам прохождения производственной практики при проведении детализационных сейсморазведочных работ 2D методом ОГТ в пределах Восточно-Перевозной площади в юго-восточной части Баренцева моря. Работы проводились Опытно-методической партией ООО «Донгеофизика» (субподрядчик) и ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (субподрядчик). Заказчиком является ООО «Нарьянмарнефтегаз», подрядчиком - ООО «ПГС-Хазар».

Целевым назначением указанных работ являлось изучение геологического строения перспективных горизонтов осадочного чехла и поверхности кристаллического фундамента для подготовки к бурению Восточно-Перевозной структуры. Целью дипломной работы является оценка эффективности технологии сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2Д на базе кабельных телеметрических систем ХZone в пределах Восточно-Перевозной площади Баренцева моря. Для достижения поставленной цели было предусмотрено решение следующих задач:

- изучение геолого-геофизической характеристики района работ;

- анализ аппаратурного комплекса и методики полевых работ;

- рассмотрение оптимизированного графа базовой обработки;

- анализ конечных сейсмических разрезов по отработанным профилям;

- рассмотрение особенностей перспективных объектов в пределах участка исследования;

- оценка возможности выделения нефтегазонасыщенных объектов с использованием технологии AVO-анализа.

Исходными данными для написания работы послужили: служебные материалы фирмы ООО «Донгеофизика», техническая документация на приборы и оборудование; сейсмические материалы, полученные в ходе полевых работ, публикации, посвященные изучению данного участка и всей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

1. Геолого-геофизическая характеристика района

1.1 Физико-географический очерк

Административное расположение района работ - Архангельская область, Ненецкий автономный округ. Объект изысканий располагался севернее Полярного круга в юго-восточной части Баренцева моря на акватории Перевозной губы и прилегающей суше (рисунок 1.1). Характерна продолжительная и суровая зима и короткое лето. Полевые работы выполнялись в период с 20 июня 2009 года по 15 октября 2009 года. Среднегодовая температура воздуха - отрицательная -5 о - 6о С. В июле-августе средняя температура +10о С +12о С, световой день длится 14-20 часов.

Рисунок 1.1 - Расположение района работ

Северные концы профилей пролегали непосредственно по акватории Баренцева моря с глубинами моря до 17м. Перевозная губа вдается в берег материка от мыса Медынский Заворот на севере и Хайпудырской губы на юге. Центральная часть Перевозной губы представляет собой систему отмелей - «кошек», проходимыми судами с осадкой 0,5-0,6 м. Во время отлива акватория Перевозной губы осушается на протяжении 6-8 км. Заполненными водой остаются лишь русла рек и их старицы. Местность в данной части представляет собой сильно заболоченную низменность с крупным озером Тобой и большим количеством средних и мелких озер (Ябтарма, Мядто), рек (Памендуй, Большая и Малая Камбалицы, Мядсё, Тобойсё.), проток (Нгосавейсё, Матусё) и многочисленных речушек и ручьёв. Море, реки и озера замерзают в начале ноября, а вскрываются в мае. Во время сильных ветров вода заливает низменные места. Берега губы окаймлены обсыхающими отмелями. Грунт в губе представлен глинистым песок и илистым песками. Колебания уровня воды в губе обусловлены приливными и сгонно-нагонными явлениями. Величины приливов составляли 0.3-1.6 метра, а при сильных ветрах западного и северо-западного направления, совпадающих по времени с приливом, может достигать 2.0-2.5 метров.

Скорость течения в губе при приливных явлениях достигает 3.5-7.0 км/час. Сгонными ветрами в Перевозной Губе являются ветра восточного, северо-восточного и юго-восточного направлений. Со второй половины сентября наблюдается неустойчивый тип погоды. Он характеризуется неустойчивыми по направлению сильными ветрами (штормовые ветра 17-25 м/сек), понижением температуры. Продолжительность штормовых ветров (скорость ветра 15м/с и более) составляла, в среднем 10-16 часов в сутки.

Дороги и причалы отсутствуют. Ближайший населенный пункт - п. Варандей (50 км) с посадочной площадкой для самолета Ан-2 и вертолетов. Ближайшим морским портом, оборудованным погрузочно-разгрузочными механизмами, является г. Нарьян-Мар (290 км), здесь же имеется аэропорт, нефтебаза. Ближайшие железнодорожные станции и аэропорты - г. Воркута (250км), г. Инта (300км), г. Архангельск (950 км).[10]

1.2 Геологическая и геофизическая изученность района

Современная геолого-геофизическая изученность акватории Печорского шельфа, по сравнению с другими акваториями, оценивается как относительно высокая. Количественные данные по изученности всего шельфа на настоящее время составляют более 100 тыс. пог. км сейсмопрофилирования и 21 скважина. При этом все месторождения углеводородного сырья на шельфе Печорского моря были открыты в 80-90-х годах прошлого века.[3]

В истории развития геологоразведочных работ можно выделить несколько основных этапов:

I этап (1929-1960 гг.). За 30 лет объем опорного, поискового и разведочного бурения составил 669 тыс. пог. м, выявлено 5,5% от начальных суммарных ресурсов нефти и 5,1% газа, что позволило нефтяникам и газовикам извлечь из недр 7,2 млн. т нефти и 12,2 млрд. м3 газа.

II этап (1961-1980 гг.). В течения второго этапа значительно расширилась площадь поисков новых месторождений и стратиграфический диапазон новых открытий.

III этап (1981-1990 гг.). Одним из наиболее важных факторов целенаправленного проведения поисково-разведочных работ этого этапа, обеспечившего дальнейшее развитие сырьевой базы и совершенствование структуры размещения разведанных запасов, явилась систематически проводимая научная обработка всей накопленной геолого-геофизической информации.

IV этап (начало 90-х гг. - настоящее время). Итоги на этом этапе освоения ресурсов отличаются аномальным снижением объемов как в Республике Коми, так и, особенно, в Ненецком автономном округе, что привело к исключительно низким темпам роста разведанности начальных суммарных ресурсов нефти и газа. Однако, в будущем регион обладает значительным потенциалом для расширения сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности.[10]

1.3 Геологическое строение района

1.3.1 Стратиграфия

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза дается по результатам обобщенных данных бурения, ГИС и анализа керна, выполненных производственными организациями: «Коминефть», «Ухтанефтегазгеология», «Архангельскгеология», «Печорагеофизика» и др. На рисунке 1.2 приведена литолого-стратиграфическая колонка для акваториальной части Тимано-Печорской провинции.



Рисунок 1.2 - Нефтегазоносные комплексы и мегакомплексы осадочного чехла акваториальной части Тимано-Печорской провинции [По Ю.Н. Григоренко]

1-8 - литология: 1 - глины, аргиллиты, 2 - алевролиты, 3 - песчаники, 4 - известняки, 5 - доломиты, 6 - мергели, 7 - ангидриты, гипсы, 8 - размывы; 9-10 - покрышки: 9 - региональная, 10 - зональная; 11-13 - залежи: 11 - нефти, 12 - газа, 13 - конденсата; 14-15 - проявления: 14 - нефти, 15 - газа; 16 - предполагаемое распределение НСР УВ по комплексам, %.

На неё представлена не только литолого-стратиграфическая разбивка, но и интервалы нефтегазоносности и соответствующие интервалы покрышек.[4]

Шельф Печорского моря большинством исследователей относится к числу наиболее перспективных в отношении нефтеносности среди арктических акваторий РФ, в силу своей изученности.

Характерной чертой нефтегазоносного бассейна является широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности, охватывающий отложения от ордовика до триаса включительно. При этом большинство открытых в настоящее время месторождений нефти и газа на шельфе Печорского моря относится к транзитной зоне.[10]

Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами. Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км (платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб).

На Печорском шельфе регионально распространенные тимано-саргаевская, кунгурская и триасовая (ангуранская) покрышки разделяют три крупных нефтегазоносных мегакомплекса с реально установленными запасами и прогнозными ресурсами, преобладающими в преимущественно карбонатном франско-нижнепермском комплексе (50 %); нижний терригенно-карбонатный ордовикско-нижнефранский комплекс содержит около 15% ресурсов, верхний терригенный среднепермско-мезозойский (триасовый) - 35 % (рисунок 1.2).

Вероятное размещение основных очагов генерации углеводородов для района исследований показано на рисунке 1.3.



Рисунок 1.3 - Вероятное размещение основных очагов генерации углеводородов в осадочном бассейне Баренцева моря По Ю.Н. Григоренко

1 - границы ареалов развития очагов генерации УВ; 2-5 основная фазовая специализация очагов генерации: 2 - преимущественно нефтяные, 3 газонефтяные, 4 - газоконденсатные, 5 - нефтегазоконденсатные; 6 - возраст материнских свит в очагах генерации;

Стратиграфический диапазон нефтегазоносности северных районов ТПП включает отложения от ордовикских до триасовых. В осадочном чехле выделено шесть крупных НГК:

Ордовик-нижнедевонский НГК. Комплекс сложен тремя литологически различными толщами: терригенно-карбонатной (О1-3) мощностью до 1000 м, карбонатной (S1-2) мощностью до 1500 м и карбонатно-терригенной (D1) мощностью до 1000 м. Максимальных мощностей отложения НГК достигают в центральных частях Денисовского прогиба, Колвинского грабена и в Мореюской депрессии. Ордовик-нижнедевонский НГК бурением изучен частично.

Среднедевонско-нижнефранский НГК. Среднедевонско-нижнефранский комплекс ограничен снизу разновозрастной верхнесилурийско-нижнедевонской поверхностью размыва, сверху - подошвой доманикового горизонта. Нижняя часть НГК имеет преимущественно песчаный состав. Комплекс стратиграфическим несогласием разделяется на две толщи: среднедевонскую и нижнефранскую. Среднедевонская толща распространена преимущественно в западной части региона, где в Западно-Колгуевском прогибе и Колвинском грабене достигает мощности 400-1300 м.

Наиболее благоприятные условия нефтегазонакопления описываемый комплекс имеет в западной части Печорской синеклизы, в особенности в пределах Печоро-Колвинского авлакогена. Здесь возможны открытия крупных нефтяных залежей.

Франско-турнейский НГК. Франско-турнейский НГК - один из основных продуктивных комплексов на суше провинции. Он имеет сложное строение и пестрый фациальный состав. Комплекс характеризуется мощностями 0,4 - 1,0 км. Положение литолого-фациальных зон контролируется расположением некомпенсированной впадины, на бортах которой располагался рифовый барьер.

Франско-турнейский комплекс содержит основную нефтематеринскую свиту Тимано-Печорской НГП - битуминозную карбонатно-кремнисто-глинистую толщу франско-турнейского возраста. Для месторождений франско-турнейского комплекса характерны: массивные залежи в рифогенных постройках и пластово-сводовые в облекающих постройки слоях карбонатов, а также пластово-сводовые, тектонически экранированные; высокоёмкие породы-коллекторы (пористость 20-30%).

Окско-артинский НГК. Окско-артинский карбонатный НГК характеризуется мощностями от 0,4 до 1,0 км. Большая часть окско-артинских отложений имеет карбонатный состав и сформирована на шельфе.

Залежи месторождений окско-артинского комплекса массивные, сводовые, реже пластово-сводовые; приурочены к биогермным линзовидным телам или пластам органогенно-обломочных известняков повышенной емкости (пористость 11-34%).

Кунгурско-верхнепермский НГК. Значение кунгурско-верхнепермского НГК возрастает к северным приморским районам и в акваторию ТПП. Он вмещает залежи нефти в Печоро-Колвинской и Варандей-Адзьвинской НГО, установлен непромышленный приток нефти в параметрической скважине Паханческая-1 (акватория Хорейверской НГО).

Залегающие в подошве кунгурские отложения на большей части акватории имеют глинистый состав и играют роль флюидоупора для нижележащего НГК. Однако, в Печоро-Колвинской и Варандей-Адзьвинской НГО эти отложения содержат мощные (до 37 м) песчаные, достаточно выраженные по простиранию пласты, обладающие пористостью 16-20% и проницаемостью - 1,5-6,5 мД.

Триасовый НГК. Значение триасового НГК возрастает к северным и северо-восточным районам акватории ТПП. Выявленные на территории ТПП залежи УВ в триасовом НГК расположены преимущественно в северной, приморской ее части. В акватории НГК нефтеносен в Малоземельско-Колгуевской и Варандей-Адзьвинской НГО. Кровля комплекса располагается на глубинах 400-1300 м, погружаясь на север в направлении к Куренцовской структурной зоне баренцевского шельфа. Мощность НГК отчетливо возрастает с юга на север и северо-восток от 1 до 3-3,5 км, достигая на северной границе синеклизы 4,2-5 км.[3]

Большая часть разведанных и прогнозных ресурсов нефти в провинции сконцентрирована в платформенной части, в тектонически подвижных зонах (Печорско-Колвинском авлакогене, Варандей-Адзьвинской структурной зоне и др.) формирование которых связано с древними рифтами.

Район работ, Восточно-Перевозная площадь, относится к Варандей-Адзьвинской структурной зоне. В Варандей-Адзьвинской структурной зоне широко развиты нефтяные дегазированные залежи с повышенной плотностью нефти. Нефтегазоносные структуры связаны с ордовикско-нижнедевонским и верхнедевонско-турнейским комплексами.[10]

1.3.2 Тектоника

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена в пределах Припайхойско-Приюжноновоземельского мегапрогиба, Предуральского мегапрогиба и одноименной плиты.

Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами. Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км (платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб).[3]

Для Печорского шельфа характерно продолжение в акваторию большинства тектонических элементов сопредельной суши: Малоземельско-Колгуевской моноклинали, Денисовской впадины с обрамляющими Шапкино-Юрьяхинским валом и Колвинским мегавалом, Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской зоны, Коротаихинской впадины (рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 - Структурно-тектоническая схема района исследований

В соответствии с последним, непосредственно изучаемый район охватывает следующие структурно-тектонические элементы:

Малоземельско-Колгуевская моноклиналь (200 х 80-120 км) занимает северо-западную часть плиты, граничит на востоке с Шапкина-Юрьяхинским и Колоколморским валам и Денисовского прогиба, на западе с Седуяхинским валом, на юго-западе с Янгытской ступенью, на юге - с Печоро-Кожвинским мегавалом.

По нижним, доверхнедевонским, отложениям осадочного чехла моноклиналь представляет ряд ступенчато погружающихся на северо-восток блоков. В составе моноклинали в качестве подчинённых структур первого и второго порядков (попадающих в район исследований) выделяются Нарьян-Марская моноклиналь (Харицейская депрессия).

Печоро-Колвинский авлакоген обладает весьма сложной внутренней структурой. Его составными элементами являются структуры первого порядка - Печоро-Кожвинский мегавал, Денисовский прогиб и Колвинский мегавал.

Печоро-Колвинский авлакоген, в пределах суши имеет размеры 700 х 60-20 км, протягивается в северо-западном направлении в акваторию Печорского моря, рассекая центральную часть Тимано-Печорской плиты.

В основании авлакогена находится мобильный Печоро-Колвинский мегаблок земной коры, который чётко выделяется по системам ограничивающих его глубинных разломов. По поверхности фундамента он представляет собой обширный прогиб, разбитый серией разломов на ряд ступенчатых блоков, наклонённых к северу.

Вдоль юго-западной и северо-восточной границ авлакогена простираются крупные инверсионные Печоро-Кожвинский и Колвинский мегавалы. Между последним и северо-западным замыканиям первого находится Денисовский прогиб со сложнопостроенными Шапкина-Юрьяхинским и Колоколморским валами, унаследовано развивавшийся Лайским валом и сопредельными с ними впадинами.

Денисовский прогиб (400 х 40-70 км) простирается в северо-западном направлении и занимает центральную часть Печоро-Колвинского авлакогена. На севере он раскрывается в акваториальную часть бассейна.

Крайними западными шовными структурами прогиба являются Шапкина-Юрьяхинский вал (220 х 20 км), и его акваториальное продолжение Колоколморский вал. Оба вала отделённы от Малоземельско-Колгуевской моноклинали дизъюнктивным нарушением типа взбросо-надвига. Они являются приразломными инверсионными структурами.

На севере прогиба располагается Усть-Печорская депрессия.

Депрессионная часть Денисовского прогиба на акватории представлена в основном Восточно-Колгуевской заливообразной депрессией. Носовая перемычка с Болванским выступом фундамента разделяет Усть-Печорскую и Восточно-Колгуевскую депрессии.

Колвинский мегавал (300 х 30-40 км) расположен над восточной системой краевых дислокаций авлакогена, северная часть мегавала продолжается в акваторию Печорского моря. Мегавал на всём протяжении характеризуется асимметричным строением.

Ярейюский вал (75 х 30 км) занимает северную половину мегавала, отчётливо выражен по горизонтам осадочного чехла, начиная с силура вплоть до мезозоя. Западное крыло осложнено нарушением и имеет более крутой угол падения, чем восточное.

Колвинский мегавал в районе Печорской губы разделяется Ходоварихинской ступенью на 2 части: северную, находящуюся на печороморском шельфе (Поморская ступень с погребённым в нижнепалеозойском структурном этаже Русским валом), и южную, представленную на суше Ярейюсским и Возейским валами.

Хорейверско-Печороморская синеклиза включает две структуры первого порядка: Хорейверскую впадину и Русскую моноклиналь.

Хорейверская впадина (280 х 120 км) отвечает стабильному Большеземельскому мегаблоку фундамента. Впадину ограничивают резко выраженные положительные структурные формы: Колвинский мегавал на западе и вал Сорокина и поднятие Чернышёва на востоке и юго-востоке. В этих границах Хорейверская впадина, открывающаяся в сторону акватории Печорского моря, хорошо выражена по мезозойскому и верхнепалеозойскому комплексам; по ниже залегающим отложениям - это Большеземельский палеосвод. Впадина имеет асимметричное строение.

Хорейверская впадина заходит в пределы акватории лишь своей северной частью, представленной Паханческой террасой и Кошкинской котловиной.

В пределах впадины выделяется ряд подчинённых тектонических элементов, в т.ч. Чернореченская ступень.

Чернореченская ступень (170 х 40 км) находится в крайней западной части Хорейверской впадины, протягивается вдоль поднятий Колвинского мегавала и раскрывается в сторону акватории, характеризуется асимметричным строением.

Большеземельский палеосвод, который проявляется по поверхности фундамента, полого наклонён к востоку и северо-востоку. На шельфе по кровле нижнего палеозоя приурочена Русская моноклиналь. Поднятие фундамента (Русский вал), над которым находится моноклиналь, погружается на восток к продолжающейся на акватории перемещенной к западу по субширотному сдвигу северо-западных дислокаций Варандей Адзьвинской структурно-тектонической зоне.[7]

1.3.3 Нефтегазоносность

Наиболее крупными и богатыми углеводородами (УВ) являются карбонатные нефтегазоносные комплексы (НГК). Они содержат несколько толщ-резервуаров, достаточно надежно изолированы региональным флюидоупором. Эти НГК являются основным объектом геологоразведочных работ на шельфе Печорского моря. Вторым объектом работ может быть ордовик-нижнедевонский НГК в Хорейверской впадине.

Средняя величина размеров структур в приморских районах суши 22 км2, тогда как на сопредельном транзитном мелководье - 35 км2.

Крупные структурные ловушки особенно характерны для восточной части шельфа, отличающейся большей тектонической напряжённостью и присутствием надвигов и высокоамплитудных сбросов. Резервуары, отождествляемые с карбонатными образованиями, имеют мощность до 50 м и характеризуются многократным увеличением пористости и проницаемости пород в зонах выщелачивания органогенных построек (рифов, биогерм и биостромов). В акваториальной части провинции установлены 24 таких зоны, объединяющих от 2 до 9 локальных структур. Среди зональных объектов нефтегазонакопления Печорского шельфа представлены 6 подтверждённых открытиями месторождений объектов и 18 прогнозных зон. Среди первых Долгинская, Гуляевская, Приразломная, Медынская, Сорокинская и Поморская.

Современная структура начальных суммарных ресурсов углеводородов такова, что основную их часть составляют невыявленные ресурсы категорий С3, D1, D2. Практически все ресурсы УВ Печороморского шельфа расположены в мелководных участках с глубинами морского дна до 50 м, то есть в зоне транзитного мелководья. Важно также то, что основная доля УВ содержится в нефтегазоносных комплексах, залегающих на глубинах до 3-4 км.[4]

Региональная оценка ресурсов УВГ по Григоренко Ю.Н. и др. приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Зоны нефтегазонакопления заподных акваторий Арктики

Регион	Кол-во зон	Кол-во лок. объектов в зонах	Средняя площадь км2	Геологические ресурсы зон, млн т/млрд м3	Средняя плотность в зоне, тыс. т/км2	Превалирющий интервал УВ-накопления
		от-до	среднее число		от-до	Среднее число
Печорское море,Тимано-Печорская НГП	24	3-9	4	780	21-958	332	425	O - D1 D3 - P1

По схеме нефтегазогеологического районирования в северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выделяется Варандей-Адзьвинская нефтегазоносная область, соответствующая тектоническому элементу первого порядка - Варандей-Адзьвинской структурной зоне.

В НГО подготовлено к разработке пять нефтяных месторождений, в том числе крупные по запасам Торавейское, Наульское и средние Варандейское, Лабоганское и Южно-Торавейское. В ее пределах за последние годы создана крупная сырьевая база, обеспечивающая устойчивую добычу нефти для создаваемого на ближайшую перспективу нефтедобывающего района в крайней северо-восточной части провинции.

Основными объектами геологического изучения, обеспечивающими дальнейший прирост запасов нефти, являются три нефтегазоносных комплекса: верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный, содержащий 26,4 % от суммы перспективных и прогнозных ресурсов нефти по НГО в целом и 35,4 % от суммы ресурсов по комплексу провинции; доманиково-турнейский карбонатный, содержащий соответственно 20,6 и 17,4 %; верхневизейско-нижнепермский содержит 15,2 % от суммы ресурсов по комплексу.

По верхнеордовикско-нижнедевонскому комплексу получено почти 73 % суммарного прироста запасов нефти за последние пять лет. Достаточно существенными потенциальными возможностями по приросту запасов обладает также верхневизейско-нижнепермский карбонатный комплекс. В целом разведанность начальных ресурсов нефти в области составляет 37 %.

Учитывая геологические особенности строения изучаемой площади, прогнозируемые объекты, связанные с нефтенасыщением, будут характеризоваться относительно невысокими акустическими свойствами и для их выделения необходимо применение специальных технологий полевых работ и процедур обработки сейсмической информации.

2. Техника и методика полевых работ

2.1 Аппаратура и оборудование

Участок работ условно можно разбить на сушу, «транзитную зону» и предельное мелководье. В зависимости от зоны, использовались различные методики и аппаратурно-технические комплексы регистрации. На участке «транзитная зона» использовались телеметрические системы сбора геофизической информации XZone® «Fly Lander» и XZone® «Marsh Line» производства фирмы «СИ Технолоджи Инструментс» (г. Геленджик), специализированные геофизические суда, вездеходная техника в комплексе со вспомогательным оборудованием. На участке «предельное мелководье» использовалась телеметрическая система сбора геофизической информации XZone® «Marsh Line» с многокомпонентными электронными модулями, связующими отрезками бронированного кабеля и специализированные геофизические суда.[5]

Параметры возбуждения и регистрации в целом соответствовали проектным и выбранным по результатам опытных работ. Возбуждение упругих колебаний на суше и в зонах осушения осуществлялось в скважинах с применением взрывчатых веществ. На участках «предельное мелководье» использовался групповой пневматический источник упругих волн, класса «Пульс-6/ Малыш».

2.1.1 Приёмно-регистрирующая аппаратура

Центральная станция регистрации, изображенная на рисунке 2.1 (ЦСР) выполнена в виде стойки со встроенными в нее серверами, системой электропитания и подключенными периферийными устройствами, она может быть использована как при проведении работ в транзитных зонах (система XZone® Marsh Line), так и при сухопутных работах (XZone® Fly Lander).

Основнымие характеристики системы представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные характеристики системы

фирма-изготовитель	ООО «Си Технолоджи Инструментс»
максимальная длина записи	100с
динамический диапазон	120 дБ
макс. число регистрируемых каналов одной линии для интервалов дискретизации	0,25мс - 120; 0,5мс - 240; 1мс - 480; 2мс - 960; 4мс - 1920
разрядность	24 (23+ знак)
рабочая полоса частот	3-1632 Гц
формат записи данных	SEG-D (8048, 8058)
накопитель	IBM 3580

Оператор при помощи ЦСР может производить настройку системы на различные режимы работы, выбирает длительность записи и период дискретизации, настраивает количество регистрируемых и служебных каналов, определяет параметры фильтров, проводит процедуры калибровки и диагностики косы.

В процессе регистрации оператор контролирует состояние телеметрической косы и качество получаемых в результате работ сейсмограмм. Они могут быть выведены на экран монитора, распечатаны на плоттере или принтере и записаны на внешний носитель в выбранном формате. Для записи на внешний носитель система поддерживает геофизические форматы SEG-D 8048 и SEG-D 8058. По результатам работы оператор может сформировать полный комплект отчетных документов.

2.1.2 Приёмно-регистрирующие устройства

XZone® Marsh Line

Цифровая телеметрическая приемная коса системы состоит из однотипных измерительных модулей (рисунок 2.2), соединенных между собой прочным кабель-тросом, изображенным на рисунке 2.3, и дополнительных специальных секций в начале и конце линий. Корпус модуля выполнен из нержавеющей стали. В его конструкции предусмотрена возможность установки системы контроля герметичности. Для этого на плате электроники размещается датчик давления. Эта система позволяет контролировать герметичность модуля на всех стадиях: при сборке, хранении, транспортировке и работе.

Таблица 3 - Характеристики телеметрической косы XZone® Marsh Line

фирма-изготовитель	ООО «Си Технолоджи Инструментс»
условия размещения датчиков	в модулях
число каналов	2 (гидрофон и геофон)
тип датчиков	геофон GS-20DX, гидрофон PZ-2
интервал между модулями	25 м
вес секции	20 кг
рабочая нагрузка	не более 5000 кг.с
максимальная рабочая глубина	100 м

В зависимости от проводимых работ в системе предусмотрены следующие исполнения измерительного модуля: при работе в водной среде (мелководье, транзитные зоны) устанавливается датчик давления - гидрофон и одно- или трехкомпонентные датчики смещения - геофоны, при работе на суше устанавливаются только одно- или трехкомпонентные геофоны.

Размещение геофонов в карданном подвесе обеспечивает необходимую ориентацию при вращении модуля в любой плоскости. Для демпфирования собственных колебаний в карданном подвесе, он помещается в специальную демпфирующую жидкость. Массивные модули имеют надежное сцепление с грунтом, что обеспечивает высокую чувствительность приема.

Каждый измерительный модуль имеет свой уникальный серийный номер, который считывается ЦСР, что позволяет при диагностике системы отслеживать состояние модулей во времени.

Последовательное включение модулей с помощью встроенного коммутатора питания исключает блокировку всей косы при нарушении питания в одном из модулей. Это упрощает диагностику неисправностей. Измерительные модули соединяются между собой соединительной секцией, изготовленной на основе прочного кабель-троса. Низкое сопротивление трению в продольной оси достигается благодаря конусообразному сочленению кабель-троса и корпуса модуля, что позволяет буксировать косу по дну водоема или по суше. Система сохраняет прямолинейность даже на сложных участках местности и практически не меняет своего положения из-за подводного течения.

XZone® Fly Lander

Коса системы состоит из симметричных цифровых секций заданной длины с интегрированными в них полевыми приборными модулями (рисунок 2.4) и выводами (типа РП-21 или КСL) для подключения стандартных групп или одиночных геофонов. На профиле цифровые секции соединяются между собой до необходимой длины с помощью концевых разъемов. Конструкция косы позволяет без снятия напряжения с косы производить стыковку/расстыковку секций.

Таблица 4 - Характеристики телеметрической косы XZone® Fly Lander

Длина	216 м
Масса	14 кг
Диаметр кабеля	6,6 мм
Разрывная нагрузка	700 Н
Количество подключаемых каналов	8
Шаг между каналами	27 м
Количество электронных модулей в секции	2
Рабочая температура	-40°С ...+50°С

При выполнении работ цифровая коса системы XZone® Fly Lander раскладывается на профиле, и к ней с помощью разъемов подключаются группы геофонов или одиночные сейсмоприемники. Управление расстановкой косы, питание косы и регистрация данных осуществляется ЦСР XZone®. Используется обычный конвейерный способ перемещения кос по профилю.

2.1.3 Источники возбуждения упругих колебаний

В качестве источника на суше и в приливно-отливной зоне использовались литой тротил 2,5 кг и ДШЭ-12 (детонирующий шнур повышенной водостойкости), которые закладывались на глубину от 1 до 8 м в зависимости от проходимости грунта и технической возможности. Приливно-отливная зона отрабатывалась накладными зарядами. На акватории в качестве источника использовался групповой пневматический источник «ПУЛЬС-6» или «Малыш» производства фирмы «ПУЛЬС» (г. Геленджик). Для обеспечения возбуждения колебаний достаточной интенсивности производилось группирование 12-и излучающих камер емкостью 0,4 - 0,8л на площади 3x4м. Объёмы пушек в группе начиная от кормы в литрах: 0,4 -- 0,6 --0,8 -- 0,8 -- 0,6 -- 0,4. Группирование источников с малым объемом рабочей камеры позволяет получить расширенный в спектральном отношении сигнал достаточной интенсивности, соблюдая требования экологии. На рисунке 2.5 схематически изображена конфигурация группы источников.

Рисунок 2.5 - Схема конфигурации группы источников

Источники упругих волн обеспечивают возбуждение колебаний достаточной интенсивности в полосе частот от 10 до 250 Гц. Рабочее давление сжатого воздуха составляет 137бар. Управление циклом регистрации происходит с применением специализированной системы синхронизации по радиоканалу - опция системы XZone. Источники обеспечивают возможность синхронного накапливания воздействий при возбуждении колебаний в пункте взрыва, точность синхронизации возбуждений излучателей не хуже 0,2мс. Система обеспечения источников сжатым воздухом позволяет проводить возбуждение упругих колебаний по ходу движения судна-взрывпункта с интервалом 25м при скорости движения около 1,5-2,8 узлов. Технические характеристики источника упругих волн «Пульс-6»/ «Малыш» приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Характеристики источника «Пульс-6»

тип	групповой, пневматический
фирма-изготовитель	ООО ««ПУЛЬС»
суммарный рабочий объем	до 7,2 л
глубина погружения	до 1,5 м
спектр излучаемых частот	12 - 200 Гц
рабочее давление сжатого воздуха	от 11,78 до 13,7 МПа
система управления излучением	«SNIPER»
компрессорная установка	станция УКС-400
производительность компрессора	140 м3/час

2.1.4 Навигационное оборудование

В задачи топографо-геодезических работ входит обеспечение плановой и высотной привязки пунктов геофизических наблюдений к Государственной геодезической сети. Для обеспечения привязки пунктов геофизических наблюдений использовалась спутниковая навигационная система GPS.

Были установлены две дифференциальные базовые станции: Станция №1- на южной береговой части Медынского Заворота для обеспечения полем поправок GPS приемников морского отряда ООО «Донгеофизика»; Станция №2- в районе расположения базы полевой партии «Нарьян-Марсейморазведка» для обеспечения полем поправок GPS приемников сухопутного топографического отряда. Привязка дифстанции №1 выполнялась методом статических наблюдений на месте установки приемной GPS антенны несколькими приемами. Привязка дифстанции №2 выполнялась геодезическими методами с нескольких пунктов сотрудниками топографического отряда ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка». Среднеквадратическая погрешность (СКП) определения координат на дифференциальной станции №1 составила ±0.30 м.

Для обеспечения навигационно-геодезических работ использовалась следующая аппаратура:

· навигационный приемник Trimble 5700..…………….2 компл.

· навигационный компьютер Intel Core 2 Duo……..…2 компл.

· эхолот Garmin 420C (200 kHz ,50kHz)

совмещенный с GPS приемником……………………. ..2 компл.

· мониторы гидрографа и рулевого…………………...2 компл.

· Система позиционирования датчиков косы..…………1 компл.

· Радиостанция Motorola GM 140 для оперативной связи передачи пакета навигационных данных на сейсмостанцию…… ……......2 компл.

Таблица 6 - Технические характеристики приёмника Trimble 5700

Передовая технология	Trimble Maxwell
Дифференциальные кодовые GPS измерения:	В плане	±(0,25 м + 1 мм/км)
	По высоте	±(0,5 м + 1 мм/км)
Карта памяти	CompactFlash, 64 МБ
Время непрерывной записи данных	Более 1700 ч. (с картой 64 МБ)
Размер (ШхВхД)	13,5 см х 8,5 см х 24 см
Масса	1,4 кг
Водонепроницаемость	100%
Рабочая температура	от-40 °С до + 65 °С

Привязка пунктов сейсмических наблюдений к Государственной системе координат (ГСК) осуществляется с геодезическими параметрами, указанными в техническом задании:

проекция по ГСК Пулково 1942;

эллипсоид Красовского 1942;

прямоугольная проекция Гаусса Крюгера;

спутниковая система координат WGS - 84 (ПЗ-90);

эллипсоид WGS -84 (ПЗ-90);

ширина зоны по долготе 6;

система высот Балтийская 1971 г;

2.1.5 Транспортные средства

Автономность и специфика выполнения сейсморазведочных работ в условиях заполярной транзитно-мелководной зоны требовало оснащения партии широким спектром транспортных средств различного функционального назначения. База партии была оборудована на Барже 3417. На ней были установлены: 8 вагонов-контейнеров на 36 жилых мест, баня, столовая, 2 биотуалета, очистной блок, мастерская, склады, холодильник на 5 м куб., минипечь хлебопекарная, опреснитель, дизель-генератор на 60 кВт для отопления и электроэнергии.

Для выполнения работ были использованы:

· судно раскладчик косы, станция регистрации «Тортуга-1» 1

· судно-источник «Тортуга-2» 1

· резиновая лодка «Фортуна-3» 2

· моторная лодка «Амур Д» 1

· квадроцикл с прицепом; 2

· снегоболотоход АПП Литвина 3310 1

· катер КС-100Д 1

· судно обеспечения сухогруз СТ-9 1

· судно на воздушной подушке «Хивус-10» 2

· вездеход ARGO Avenger 2

· кран «Галичанин - 25т» на базе автомашины КАМАЗ 1

· электрогенератор дизельный АД-60С-Т400-1РГ 2

Регистратором и раскладчиком косы являлся катамаран - Тортуга-1. Технические характеристики судна и его оснащение приведены в таблице 7. Источник сейсмических колебаний - катамаран Тортуга-2 с установленным для возбуждения колебаний компрессором УКС-400.

Судно Тортуга - это самоходный катамаран, с малой осадкой (до 0,3 м) и большой грузоподъёмностью с движителями в виде гребных колёс, обеспечивающими скорость движения судна до 10 узлов. Каждое гребное колесо имеет привод от отдельного двигателя заданной мощности, что обеспечивает высокую манёвренность судна и развитие достаточного буксировочного усилия. На каждом из таких судов, кроме технологического оборудования, есть возможность размещения четырёх человек. Оба судна изображены на рисунке 2.7.

Судно-раскладчик оснащено спускоподъемным механизмом и специальным датчиком схода модуля, установленным на корме (рисунок 2.8). Датчик схода модуля подает команду на фиксацию и запись в SPS-файл координат укладки и глубины погружения. Очень важна и мобильность этих судов. Конструкция судна позволяет разобрать или собрать его в течение одного рабочего дня и перевезти на любое расстояние в длинномерном прицепе грузового автомобиля.

Система синхронизации работ в процессе движения судна-источника подает команду на возбуждение и регистрацию колебаний, а также запись координат и глубины каждой точки возбуждения в массив SPS-файла.[5]

Таблица 7 - Технические характеристики катамаранов Тортуга-1 и Тортуга-2

Длина	12 м
Ширина	5,2 м
Высота борта	1 м
Осадка	0,4 м
Пассажировместимость	4 чел
Грузоподъёмность	10 т
Двигатель электрический	4МТН211-691 (2 х 7,5 кВт)

Для раскладки сухопутного профиля использовался вездеход АПП Литвина 3310 специальной постройки, который изображен на рисунке 2.9. Базовая версия с открытой бортовой платформой используется для перевозки грузов и монтажа различного рода технологического оборудования. Может преодолевать водные преграды на плаву с грузоподъемностью до 1500 кг.

Таблица 8 - Характеристики вездеход АПП Литвина 3310

Двигатель Модель	Kubota 2.2 D Евро-3
Топливо	Дизель
Масса без нагрузки, кг	1900
Полезная масса, кг	1500
Разрешенная максимальная масса, кг	2900
Просвет автомобиля с полной массой, мм	500
Максимальная скорость, км/ч	70
Скорость на плаву, км/ч	5
Размеры кузова, м	2,23х1,09х0,66
Привод	Полный
Количество мест	2(12)
Емкость топливных баков, л.	210

Вездеходы работоспособны не только в ледовых условиях, но и на заболоченных участках и небольших водных акваториях, способны преодолевать водные преграды. Стандартно вездеходы устанавливаются на штатных колесах Ф-118А Белшина (1300-570/20) северного исполнения, колея совпадает с колеей Урала, ширина составляет 2,45 м. Данные шины хорошо ведут себя по обычному снегу, летней тундре и камням, а также не боятся кустарников и деревьев. Топографические, буровые и взрывные работы проводились с использованием вездеходов ARGO Avenger ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка».

Таблица 9 - Характеристики вездехода-амфибии ARGO Avenger

Марка двигателя	Kohler Aegis LH 690
Корпус	полиэтилен высокой плотности
Грузоподъемность	на суше 521 кг, на воде 454 кг,
Тяговое усилие	818 кг
Количество пассажиров	6-на суше, 4-на воде
Объем бензобака	27 литров
Скорость на земле	32 км/ч
Скорость на воде	5 км/час
Давление на грунт	2.1 psi (14.5 kPa) - на колесах, 0.67 psi (4.6 kPa) - на гусеницах

ARGO Avenger - это 8-колесный полноприводный вездеход-амфибия с верхнеклапанным V-образным двигателем Kohler Аegis LH 690 жидкостного охлаждения, объемом двигателя 674 см3, мощностью 26 л.с., электронным зажиганием и электростартером.

В модели ARGO Avenger используется обычный неэтилированный бензин. Низкое содержание загрязняющих веществ в выхлопных газах.

Особенностями является привод на все колеса для обеспечения оптимальных характеристик при преодолении сложного рельефа, очень большие передний и задний углы свеса для легкого преодоления препятствий, свободное место для перевозки 6 пассажиров или 521 кг груза.

Таблица 10. - Технические характеристики аэрохода «Хивус»

Масса полезной нагрузки	800 кг
Пассажировместимость	8-10 чел.
Длина габаритная	7,55 м
Ширина габаритная	3,30 (2,5) м
Высота габаритная	2,55 м
Двигатель	бензиновый
Мощность двигателя	140-166 л.с.
Крейсерская скорость хода по воде	50 км/час
Крейсерская скорость хода по снегу	70 км/час
Угол преодолеваемого подъема	6°
Дальность хода	до 400 км
Допустимая скорость ветра	15м/с

2.2 Топогеодезические работы на профиле

Навигационные работы состояли из трех основных частей:

· Обеспечение привязки судов-раскладчиков при проходе по проектной линии профиля и выдача команд на раскладку приемных каналов с промером глубин и координатной привязкой каждой точки, по результатам которых составлялся файл координат пунктов приема;

· Навигационное обеспечение положения точек возбуждения на судне источнике и команда на взрыв.

· Рекогносцировка и разбивка профилей выполнялись с судов.

Требования к точности навигационно-геодезического обеспечения следующие:

· точность определения координат ±1,5 м;

· точность определения глубин ± 0,5 м;

· поперечное уклонение ПП и ПВ ± 5,0 м;

· продольное уклонение ±5,0 м.

Антенна GPS расположенная в центральной части судна. Радиус уверенного приема - 100 км. Дальность действия до 500 км от базовой станции. Точность определения места (СКП) от 1 до 5 м. Интервал разбивки на профилях составлял 25-50 метров (линия приема 25 м, линия возбуждения на суше - 50 м, на воде - 25м).

Пункты геофизических наблюдений на местности закреплялись вехами с указанием номера профиля и пикета. Сохранение в памяти спутникового приемника информации о текущем местоположении может производиться из любого режима. Все геодезические работы были проведены в соответствии с техническим заданием и требованиями инструкции по производству топографических работ, технических инструкций по DGPS и инструкцией по геодезическому обеспечению морских геологоразведочных работ.

2.3 Методика сейсморазведочных работ

Методика сейсморазведочных работ МОГТ определялась сейсмогеологическими условиями исследуемой территории, а также требованиями и условиями геолого-технического задания, установленного Заказчиком.

Опытные работы были выполнены в полевых условиях после монтажа оборудования, пуско-наладочных работ и тестирования сейсмической аппаратуры. Они предусматривали проверку рабочих параметров приемоизлучающей системы, с проверкой надежности работы и синхронизации излучений источником упругих волн и выбора оптимальных параметров излучений при отработке на суше и в переходной зоне. На рисунке 2.12 приведена схема проектных сейсмических профилей 2D МОГТ.

Как в транзитной, так и в морской зонах были проведены оценки:

- характера шумов-микросейсм;

- спектров полезных сигналов и шумов, их соотношение;

- уровня промышленных помех и электрических наводок;

- волнового поля в зависимости от заданного режима излучения.



Рисунок 2.12 - Схема проектных профилей 2D на Восточно-Перевозной площади

В результате опытных работ:

· была определена оптимальность заданной геометрии наблюдений и мощностей источников упругих волн (энергия, спектр) для различных условий, которые позволяли решать геологические задачи. Полученные данные указали на возможность использования накладных зарядов на проблемных участах работ (приливные зоны, зоны затопления). Определен тип заряда - литой тротил 2,5 кг, и ДШЭ-12 не менее 150 м. (на воде); тротил, ДШЭ-12 (на суше, заглубление до 1м.);

· были выбраны параметры регистрации данных, и определена необходимость применения режекторной фильтрации при записи.

Опытные работы предусматривали также обработку полевых наблюдений. В транзитной зоне самой эффективной признана раскладка «Хивусом» с помощью небольшого понтона, грузоподъёмностью 2 т и осадкой до 0,3м.

Производственные сейсморазведочные работы проводились совместно с ОАО «Нарьян-Марсейсморазвека», которая обеспечивала топогеодезические работы на сухопутной части профилей и в приливно-отливной зоне, а также проводила бурение и взрывные работы. ООО «Донгеофизика» обеспечивала раскладку сейсмоприёмников и регистрацию сейсмических данных. При работе в сухопутной зоне косы раскладывались при помощи квадроциклов и снегоболотохода «Литвина» вручную. На отдельных, сильно заболоченных участках раскладывали с аэроходов «Хивус-10».

Сейсмические исследования МОГТ 2D проводились по схеме продольного профильного сейсмозондирования с перемещением пункта взрыва вдоль донной приемной расстановки (косы). В условиях предельно-малых глубин (менее 1,0 м) проводилось накопление полезных сигналов.

Коса Fly Lander раскладывалась вручную по сухопутным и мало-затопленным участкам профилей. Параллельно с раскладкой бурились лунки для сейсмоприёмников глубиной 40 см. Это делалось для снижения уровня микросейсм.

Отработка профилей осуществлялась по следующей технологической схеме:

- на профилях выполнялась раскладка телеметрического донного кабеля Marsh Line длиной 5925м с донными модулями через 25 м и отклонением от линии профиля не более 10 м.;

- производилось тестирование донного кабеля;

- судно «взрыв-пункт» выполняло возбуждение упругих колебаний с шагом 25м вдоль линии возбуждения сигналов с фиксированием координат каждого пункта воздействия. Судно-источник начинало отстрел на расстоянии 2000 метров до первого канала. В случаях мелководья и невозможности стандартного отстрела 1200 метров, расстояние отстрела сокращалось с учетом конкретных условий на каждом профиле. Координаты при отстреле были привязаны к центру группы источников. Профиль отстрела проходил по профилю раскладки;

- выполнялась регистрация упругих колебаний, по завершению которой на профиле выполнялся сбор телеметрического донного кабеля на борт судна с помощью специализированного спускоподъемного устройства, с целью перекладки донного кабеля на следующую расстановку вдоль линии приёма. Следующие раскладки косы начинались с конца предыдущих раскладок плюс 25 метров. Отстрел последующих раскладок осуществлялся по методике первой раскладки. Текущий контроль качества проводился оператором при регистрации данных визуально и с применением процедур расчета амплитудно-частотных спектров, соотношения сигнал/помеха. Далее выполнялась оперативная обработка данных. Система наблюдений показана на рисунке 2.14.

Рисунок 2.14 - Система наблюдений. 1 - первая расстановка, 2 - вторая расстановка. Положение первого пункта возбуждения -2000 м. (FSP), положение первого канала 0 м. (FRP), положение последнего 238-го канала 5925 м. (LRP), положение последнего ПВ +7125м. (LSP)

По такой схеме был выполнен весь комплекс наблюдений. Максимальное удаление взрыв-прибор при такой расстановке меняется по мере движения судна вдоль расстановки от 7125м, первый (FSP) и последний ПВ (LSP), до 2950м - средний ПВ, когда «взрыв-пункт» будет находиться в центре расстановки.

Таблица 11 - Параметры регистрации

Длина записи	4 с
Коэффициент предусиления	400 мВ
Частота дискретизации	2 мсек
ФВЧ	3 Гц, 19 дБ/окт
Режекторный фильтр	Да
ФНЧ	204 Гц, 370 дБ/окт
Накопитель, Формат ленты	SEG D 8048 IEEE 32 бит демультиплексный
Полярность	SEG Convention
Интервал между ПП	25 м
Интервал между ПВ	суша - 50м, море - 25 м
Поперечный вынос источника	0 м
Минимальный продольный вынос	500 м
Максимальный продольный вынос	2000 м

В процессе работ были выявлены участки, на которых невозможно разложить сейсмокосу ни вручную, ни с «Тортуги-1» ввиду непроходимого ила и малых глубин в моменты отливов. Для решения этой проблемы на базе партии был изготовлен плот с грузоподъёмностью около 2,5 тонн, на который укладывали до 2 км донной косы X Zone Marsh Line и раскладывали с него вручную. Плот буксировался катером «КС-100» или «Хивусом».

Результаты тестов полностью соответствовали паспортным данным. В случае отклонения какого-либо параметра данный канал указывался как «плохой» в журнале оператора. На рисунках 2.16, 2.17 изображены спектры сигналов хорошего качества первичных сейсмограмм, полученных при взрывах тротилом и при отстреле пневмоисточниками.

На рисунке 2.18 приведен пример полученного в результате обработки окончательного сейсмического разреза по профилю 30915, что позволяет сделать визуальную оценку получаемого материала.



Рисунок 2.16 - Спектр сигнала при взрыве тротилом

Рисунок 2.17 -Спектр сигнала при взрыве пневмоисточниками

Можно сказать, что методика была подобрана хорошо и работы выполнялись качественно, так как устойчивые сейсмические границы прослеживаются до времени 2,5 с, но для повышения качества материала рекомендуется расширить полосы спектра сигнала и энергии.

3. Обработка и интерпретация полевых материалов

Извлечение полезной информации из полевых сейсмических записей происходит в процессе их обработки и интерпретации. В зависимости от места и времени преобразования полевых записей, полноты и глубины их анализа различают два вида обработки - оперативную и основную. В процессе полевых работ выполнялась только оперативная обработка для анализа качества полевых материалов. Основная обработка полевых материалов проводилась на обрабатывающем центре ООО «Си Технолоджи Инструментс».

3.1 Оперативная обработка. Контроль качества полевых материалов

Контроль качества осуществлял геофизик-обработчик совместно с супервайзером. Все полученные в поле сейсмограммы в первую очередь подвергались визуальному просмотру на экране монитора. Обработка полевого материала осуществлялась на полевом вычислительном комплексе RadexPro Plus 3.9. Данный комплекс разработан ООО «ДЕКО - геофизика» г. Москва и предназначен для комплексной обработки данных наземной, речной и морской сейсморазведки. Установлен комплекс на персональном компьютере под управлением ОС MS Windows XP.