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

Сейсмический материал на сейсмостанции зарегистрирован в формате SEG-D-8048. Первичная обработка материалов заключалась в следующем:

- ввод и просмотр всего полученного материала в виде сейсмограмм на мониторе;

- отбраковка сильно шумящих каналов и файлов с неверной отметкой момента, инвертирование каналов с обратной полярностью, ввод задержки 30мс в сейсмограммы морского отстрела, в сухопутных сейсмограммах задержка ровнялась нулю;

- сортировка сейсмических и служебных каналов (геофон - гидрофон);

- ввод геометрии посредством импорта координат пунктов взрыва и приёма из SPS-S, SPS-R файлов, расчёт точек ОГТ и их координат, удалений OFFSET пункта взрыва от пункта приёма.

Контроль за правильным вводом геометрии осуществлялся путём сопоставления зарегистрированного и расчетного времени прихода прямой волны. В SPS-файлах также имеются данные о глубине воды в точке приёма и точке взрыва, превышение уровня воды, глубине погружения пушек.

Материал, поступавший на обработку, имел принципиальные различия. Один регистрировали в море с применением пневмопушек, другой - в море с взрывами тротилом или ДШ на суше, третий регистрировали на суше, производя возбуждения в воде или тротилом на суше. Иногда сейсмический материал на суше и море регистрировала одна сейсмостанция, или наоборот, одни и те же взрывы регистрировали разные сейсмостанции.

Материал также различается по условиям раскладки и возбуждения. Южные оконечности профилей находятся в болотистой местности, под которой проходит вечная мерзлота, которая осложняет условия прохождения упругих колебаний вниз по разрезу. Сейсмограммы, зарегистрированные в условиях развития отмелей, имеют хорошую динамическую выраженность. Интервал суша на Медынском завороте характерен широким спектром отражений при отстреле тротилом или ДШЭ-12. Морской материал отличается различной интенсивностью, в первую очередь, связанной с геологическим строением глубинного характера, и во вторую - с погодными и поверхностными условиями (сильные прибойные шумы, приливно-отливные течения, течения речек). Сильные отражения на морских материалах сосредоточены на северо-восточных окраинах профилей, на востоке площади и в центральной части залива. На южных окончания профилей качество материала хуже из-за криогенных условий.

По заданию супервайзера производился расчёт атрибутов качества: уровня сигнала, уровня шума, их соотношений, видимых частот сигнала и шума. На рисунке 3.1 приведен пример атрибутивного анализа.

Рисунок 3.1 - График атрибутов качества геофизического материала

Для обработки использовался материал, зарегистрированный геофоном. В условиях сильных течений и колебаний воды гидрофон себя не оправдал. Материалы сухопутных наблюдений регистрировались только геофоном. В результате показано, что полезный сигнал сосредоточен в пределах 10-100Гц, как для пушек, так и для тротила. Для пневмопушек сигнал в частотном соотношении выше, но интенсивность его гораздо меньше.

Сейсмограммы морские отличаются от наземных наличием ряда шумящих каналов, иногда одиночных, но чаще целой серии, что связано с наличием большого количества разных течений в морской среде. Сейсмограммы, зарегистрированные на тектонически осложненных участках, отличаются наличием большого количества отражений различных наклонов, боковых отражений, дифрагированных волн.

Обработка полевого материала после препроцессинга включала следующие процедуры: восстановление амплитуд, нестационарную предсказывающую деконволюцию в трёх окнах, подавление помех, фильтрацию полосовую (13-50).

На рисунке 3.2 показан результат предобработки сейсмограммы. Далее проводилась сортировка ОГТ с вводом верхнего мъютинга. Пример сейсмограмм ОГТ показан на рисунке 3.3.

Рисунок 3.2. - Сейсмограммы после предобработки



Рисунок 3.3 - Сейсмограммы ОГТ по профилю 30902 с учетом верхнего мьютинга

После сортировки следовал перебор скоростей с шагом ?1000 м. Переборы скоростей отражают характер материала. После выбора скоростей производилось суммирование по ОГТ. Далее следовала постобработка: фильтрация, восстановление амплитуд по выбранному закону, нормализация, визуализация полученной суммы с последующей обработкой временных разрезов.

По всем суммарным разрезам произведён расчет кратности и построены графики кратности. Все графики демонстрируют очень высокую кратность прослеживания.

Суммарные разрезы по объекту выполнены по всем профилям. Все профили состоят из разного количества расстановок, количество их колеблется от 2 до 12. Все отсортированные сейсмограммы геофона с введённой геометрией, а также суммарные разрезы, записаны в формате SEG-Y на диски DVD для передачи заказчику.

3.2 Основная обработка полевых материалов. Граф обработки

Обработку полевых материалов проводили на обрабатывающем центре ООО «Си Технолоджи Инструментс», имеющим опыт обработки данных МОГТ 2D/3D и располагающим современными средствами обработки, в частности, системой обработки GeoCluster 3.1. v3100/4100. Обработка выполнялась с учетом сохранения истинных соотношений амплитуд сейсмических сигналов. Расчет статических поправок осуществлялся по первым вступлениям волн на сейсмограммах ОПВ. Для этих целей были привлечены средства пакета FATHOM компании Green Mountain Geophysics, а также данные сейсмокаротажа и микросейсмокаротажа (СК и МСК), проведенных в предшествующие годы.

Граф обработки данных МОГТ 2D приведен в таблице 12. Состав процедур подвергался отдельным корректировкам в зависимости от специфики наблюдаемого поля отраженных волн, спектра полезных сигналов и волн помех.

Для компиляции и сборки заданий на всех шагах обработки в системе «ГЕОКЛАСТЕР» была применена программа PGI CDK Claster Development Кit.

Таблица 12 - Примерный граф процедур обработки сейсмических данных

№п/п	Наименование программных средств	Программа	Процедура обработки
1	Программное обеспечение FATHOM, МОГТ SPS-PC	FATHOM HeadWave	Программный комплекс для расчета статических поправок и расчета систем наблюдения
2	Программное обеспечение «ГЕОКЛАСТЕР»	DTBXY	Формирование геометрии профиля и занесение её в заголовки трасс
3	Программное обеспечение «ГЕОКЛАСТЕР»	SEISMIC	Редактирование трасс, выбор параметров мьтинга
4		RAMUR	Высокоразрешающее антиаляйсинг-подавление помех в области Радона
5		SATAN	Коррекция статических поправок
6		VESPA	Расчёт вертикальных спектров скорости Vогт (t) в заданных CDP
7		VELCOM LIBDL	Интерактивная коррекция законов Vогт (t) по вертикальным спектрам скорости
8		HISTA	Редуцирование опорных отражений на расчётное время Т0
9		RAMUR	Подавление линейного шума и волн помех с параболической формой годографа для интервала регистрации отражений
10		DECSC	Нульфазовая, амплитудная деконволюция сжатия
11		SATAN	Дополнительная коррекция статических поправок
12		VESPA VELCOM LIBDL	Дополнительная коррекция кинематических поправок
13		STACK	Суммирование по координате CDP
Обработка временных разрезов ОГТ
14	Программное обеспечение «ГЕОКЛАСТЕР»	HISTA	Уточнённое редуцирование опорных отражений на расчётное время Т0
15		FILTR	Полосовая, переменная во времени фильтрация
16		TVDEF	Выравнивание амплитудно-частотного спектра записи для интервала регистрации отражений от границ в палеозое
17		FXNAT AMCOD	Подавление случайных помех
18		DYNQV	Динамическое выравнивание амплитуд
19		WEMIG	Конечно-разностная миграция во временной области

В процессе полевых работ производилась текущая приемка, регистрация, оформление картриджей и полевых записей, а также контроль качества отработки профилей. Основной материал для машинной обработки включает:

- магнитограммы с полевой сейсмической информацией в формате SEG-D 8048 (rev. 1.0) на картриджах;

- журнал и рапорты оператора на дискетах;

- каталог координат и высот ПП и ПВ на дискетах в местной системе координат;

- SPS (R-S-X) -файлы по профилям;

- информация о местоположении глубоких скважин, находящихся в пределах изучаемого района;

- схемы систем наблюдений (расположение ПП и ПВ) с необходимыми пояснениями на бумажных носителях.

3.3 Структура волнового поля

После оценки технического качества записи был выполнен анализ волн, ориентированный на получение динамических и кинематических параметров полезных и мешающих волн. Здесь важно правильно оценить два момента:

1) необходимость и возможность увеличения отношения сигнал/помеха путем изменения условий возбуждения и приема - массы и глубины заложения заряда, параметров группирования источников и приемников, режима записи колебаний;

2) обеспечение решения поставленной задачи применяемой системой наблюдений - их дистанцией, кратностью перекрытия, а также ориентировкой профилей.

На рисунках 3.4, 3.5 представлены примеры хорошего качества первичных сейсмограмм на суше и на море.



Рисунок 3.4 - Исходные сейсмограммы по профилю 309021, источник взрыва: тротил

Рисунок 3.5 - Исходные сейсмограммы по профилю 309075, море, источник Пульс

На качество волновой картины оказывают влияние поверхностные сейсмогеологические условия и их влияние на возникновение волн-помех, вызванными внешними причинами (ветер, дождь, морской прибой, работа транспорта, машин и т. п.), звуковая волна от источника, интерференционные поверхностные волны, распространяющиеся в ЗМС. Интенсивными помехами часто являются многократные волны (отраженные, отраженно-преломленные, преломленно-отраженные), которые наблюдаются на временах прихода полезных однократных волн. При наблюдениях отраженных волн помехами могут быть одновременно регистрируемые преломленные волны.

Поверхностные сейсмогеологические условия определяются строением верхней части разреза (ВЧР), характеризуя особенности возбуждения и приема сейсмических колебаний. Важнейшими являются следующие факторы:

1. Мощность и изменчивость ЗМС.

2. Положение водоносных горизонтов.

3. Присутствие в ВЧР сильных отражающих границ - на них образуются интенсивные многократные волны-помехи, затрудняющие наблюдение полезных волн.

4. Присутствие в ВЧР резких сейсмических границ сложного рельефа - они существенно искажают времена и амплитуды проходящих через них полезных волн. Такими объектами являются контрастные по упругим свойствам эрозионные врезы, неровное морское дно, трапповые массивы, талики зон вечной мерзлоты. Для уточнения характера распространения и мощности мерзлотных пород необходимо проводить специальные сейсмические исследования.

Глубинные сейсмогеологическне условия определяются совокупностью следующих данных:

1. Наличие в разрезе устойчивых сейсмических границ (целевых горизонтов).

2. Качество сейсмических границ - сильные сейсмические границы, хорошо выдержанные и устойчивые на всей или большей части исследуемой площади, называют опорными (маркирующими).

3. Разрывные нарушения, представляя самостоятельный разведочный интерес, в то же время осложняют прослеживание сейсмических границ.

4. Крутизна геологических границ - большие углы наклона (более 20-30°) менее благоприятны для полевой сейсморазведки, чем пологие границы.

В качестве примера на рисунке 3.6 приведен разрез по профилю 30901, на котором проведена стратиграфическая привязка. При этом следует отметить, что интервал P2 - T представлен терригенными отложениями, интервал С2,3 - Р1 представлен карбонатными отложениями, а D3 - C1 - карбонатно-терригенными. Наличие пликативных нарушений и крутизны границ, что плохо сказывалось на качестве волновой картины, свидетельствует о сложной геологии района работ. Можно сказать о том, что методика была подобрана хорошо и работы выполнялись качественно, так как устойчивые сейсмические границы и целевые горизонты прослеживаются до времени 2,5 мс.



Рисунок 3.6 - Профиль 30901

Наличие устойчивой сейсмической границы между интервалом С2,3 - Р1 и P2 - T свидетельствует о резком изменении физических свойств отложений, что связанно с переходом от терригенных пород к карбонатным, высокоскоростным и более плотным. Она является экранирующей для нижележащих слоев.

Из разреза видно наличие разломов, по которым произошли поднятия и погружения блоков в центральной части профиля. Так же в этой части наблюдаются области раздува мощностей, которые стратиграфически приурочены к интервалу карбонатной толщи разреза, от нижнедевонских до нижнепермских отложений, что характерно для рифогенных объектов.

Наиболее наглядно это отражается в верхней части карбонатного разреза, где прослеживаются наиболее контрастные границы, приуроченные к кровле карбонатного разреза и глинисто-аргилитовой пачке бобриковских отложений визейского яруса с подстилающим комплексом карбонатных отложений турейского яруса. Этот интервал акустически жестких границ способствует формированию кратных волн различных кинематических схем, а также экранированию нижележащей толщи отражающих границ девонских отложений, что наглядно наблюдается на приведенном разрезе.

Это иллюстрируется перебором скоростей, представленным на рисунке 3.7, где наиболее контрастно выделяются границы в кровле карбонатного разреза. На основе пересчета средних скоростей в интервальные можно дать скоростную модель разных стратиграфических комплексов:

· юрско-меловой и четвертичный интервал 2100м/c;

· интервал поздняя пермь - триас 3150м/c;

· интервал средний и поздний карбон - ранняя пермь 5400м/c;

· интервал девонских отложений 5700м/c.

Отсюда и коэффициент отражения на границе кровли карбонаьтной толщи может достигать до 0,2-0,3. В то время как внутри карбонатных отложений он может быть на порядок ниже, не считая границ смены обстановки, связанной с трансгрессивными ситуациями, как в интервале бобриковских пачек глинисто-аргиллитовых отложений, где коэффициент отражения будет также большой (0,15-0,30), только со знаком минус.



Рисунок 3.7 - Пример перебора скоростей

Особое внимание стоит обратить на северо-восточное окончание рассматриваемого временного разреза, где наблюдается потеря регулярной записи динамически выроженных границ карбонатного разреза, что связано с зоной передоывх надвигов Пайхойско-Новоземельского складчатого пояса.

3.4 Результаты работ

Суммарные разрезы по объекту выполнены по всем профилям. Все профили состоят из разного количества расстановок, количество их колеблется от 2 до 12. Расстановки объединялись по мере их поступления на обработку, в результате, выполнены все. Всего отработано 20 сумм, 117 расстановок. Схема отработанных профилей представлена на рисунке 3.8. Все отсортированные сейсмограммы геофона с введённой геометрией, а также суммарные разрезы, записанные в формате SEG-Y на диски DVD, были переданы заказчику.



Рисунок 3.8 - Схема отработанных профилей

По всем профилям построены разрезы ОГТ. На рисунке 3.9 изображена трёхмерная визуализация разрезов. С помощью этой программы определяется реальное расположение профилей, и отслеживаются их пересечения. Качество материала сильно зависело от поверхностных условий отстрела и регистрации, а также от погодных условий на море.

Н рисунках 3.10, 3.11, 3.12 показан ряд окончательных временных разрезов по различным профилям субширотного представления (юго-западно северо-восточного направления).

сейсморазведочный нефтегазонасыщенный телеметрический система



Рисунок 3.10 - Профиль 30903

Рисунок 3.11 - Профиль 30904

Эти разрезы в комплексе с рисунками 2.12 и 3.8 дают достаточно наглядное отображение структуры геологического разреза исследуемой площади, а также целевых объектов различного характера, которые можно разделить на две зоны:

– западного интервала площади с характерными представлениями рифогенных объектов, как это было отмечено в разделе 3.3;

– восточного интервала площади, отображающей зону передовых надвигов Пайхойско-Новоземельского складчатого пояса.

Эти две зоны разделяются интервалом сопряжения субмеридионального характера с наличием субширотных сдвигов вдоль этой области.

Рисунок 3.12 - Профиль 30908

Обработка и интерпретация материалов для вышеуказанных зон должна носить ориентированный характер с учетом структуры волнового поля и возможности выделения целевых объектов с последующей их интерпретацией.

Очевидно, что если в первом случае выделение объектов достаточно уверенное, по крайней мере, для верхней части карбонатного разреза, то для второго случая проведение даже структурных построений является в ряде случаев весьма проблематичным.

В то же время, говоря об относительно уверенном выделении целевых объектов в западном секторе исследуемой площади, для полноценной интерпретации выделяемых объектов рифоподобного представления требуется проведение углубленной обработки прогнозного характера, обеспечивающей количественные характеристики свойств разреза, выделяемых коллекторов и состояния их флюидонасыщения.

Представляется целесообразным дать прогнозную оценку возможности использования для этих целей технологии AVO-анализа, которая широко используется в настоящее время. Принципиально важным моментом в данном случае является то, что для Варандей-Адзьвинской зоны характерно нефтенасыщение целевых объектов.

4. Выделение перспективных карбонатных объектов и предварительная их прогнозная оценка

4.1 Определение зон развития рифовых объектов

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции развиты практически все известные типы терригенных и карбонатных коллекторов с самыми разными фильтрационно-емкостными свойствами и самые различные по составу и удерживающим свойствам покрышки. Столь же разнообразен набор встречающихся в провинции антиклинальных и куполовидных структур (часто осложненных тектоническими нарушениями) и неантиклинальных ловушек различного типа (рифогенных карбонатных построек, рукавообразных песчаных тел руслового типа, баровых песчаных тел и т.д.). Наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на Печоро-Колвинскую (32 %), Хорейверскую (21 %) и Варандей-Адзьвинскую (19 %) НГО.[3]

Детализация прогноза нефтегазоносности акваторий может быть достигнута на основе анализа распространения доминантных ресурсообразующих нефте- и газоматеринских свит, ловушек, изолирующих покрышек, способных аккумулировать и сохранять углеводороды в периоды их активной эмиграции из очагов генерации, а также геодинамических условий формирования УВ-скоплений. В рассматриваемом регионе можно констатировать присутствие сравнительно ограниченного набора доминантных нефтематеринских свит, обеспечивающих нефтяной и газонефтяной профиль районов и зон концентрации углеводородов.[4]

Среди комплексов наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-франский, фран-турнейский и средневизей-нижнепермский толщи мощностью 100--500 м. Прогнозные ресурсы нефти распределены по глубинам следующим образом: до 3 км - 63 %, от 3 до 5 км - 33 %, от 5 до 7 км - ~ 4 %.[3]

Варандей-Адзьвинская зона представлена тремя приразломными валами северо-западного простирания: Медынско-Сарембийским, Сорокина (или Варандейским) и Гамбурцева. Валы разделяются Мореюской и Верхнеадзьвинской впадинами. Структуры Варандей-Адзьвинской зоны на востоке частично перекрыты Вашуткинско-Талотииской складчато-надвиговой системой. На локальных поднятиях валов Сорокина и Медынско-Сарембойского, а также на их морских продолжениях в каменноугольно-нижнепермских и более глубоких слоях открыт ряд нефтяных месторождении: Вараидей и Варандей-море, Медынское и Медынское-море, Торавейское, Лабаганское и др.

Продуктивность провинции, соответствующей Тимано-Печорской плите, установлена практически по всему разрезу осадочного чехла. При этом наибольшие глубины, на которых отмечены нефте и газопроявления, составляют 5-6 км. В составе отложений выделяется до 8 нефтегазоносных комплексов (таблица 13).[8]

Таблица 13 - Нефтегазоносные комплексы Тимано-Печорской плиты

Нефтегазоностный комплекс	Индекс	Формационный состав	Число залежей
Ордовикский	O	Терригенный	> 50
Силурийско- нижнедевонский	S - D1	Сульфатно- карбонатный	> 50
Девонский	D2 - D3 frs I	Терригенный	? 90
Верхнедевонский	D3	Карбонатный	> 15
Нижнекамен-ноугольный	C1	Карбонатно-терригенный	до 5
Каменноугольно-пермский	C1 v3 - P1	Карбонатный	? 60
Пермский	C1 kun - P2	Терригенный	до 20
Триасовый	T	Терригенный	до 15

Промышленные месторождения сосредоточены в поровых, кавернозных и трещинных коллекторах, пористость которых в зависимости от истории захоронения, глубины, фациального состава и последующих изменений составляет 5-30 % при наиболее частом интервале 10-20 %. Карбонаты и глинистые породы в целом имеют несколько меньшую пористость (5-15 %), которая в отдельных случаях снижается до 0,5 % или поднимается до 20 %. Ловушки представлены структурным, литологическим и смешанным типами. Структурные ловушки выражены как отдельными антиклиналями, брахиантиклиналями и куполовидными складками, так и линейными зонами надразломных, надвиговых и поднадвиговых складок, осложненных разрывными нарушениями. Среди литологических ловушек особое место занимают рифовые постройки в палеозойских карбонатах, а также песчаные толщи внутренних и окраинных погружений в том числе - русловые, дельтовые и баровые комплексы палеозоя и триаса.

Региональные флюидоупоры представлены кыновско-саргаевскимн аргиллитами, уплотненными глинами, глинистыми известняками и фаменскими ангидритами верхнего девона, которые запечатывают залежи среднедевонско-нижнефранского комплекса. Яснополянские глинисто-аргиллитовые породы нижнего карбона служат покрышкой для залежей в верхнем девоне и, возможно, в более глубоких комплексах. Артинско-кунгурские глины и кунгурские глинисто-хемогенные отложения нижней перми экранируют скопления в каменноугольных и нижнепермских отложениях.

На рисунке 4.1 приведены прогнозные схемы развития рифогенных объектов в пределах Тимано-Печорской плиты по данным Б.В. Сенина.

Рисунок 4.1 - Схема распространения рифовых резервуаров на Тимано-Печорской плите: 1 - каменноугольных-раннепермских; 2 - девонских

На рисунке 4.2 изображены потенциальные зоны нефтепродуктивности по среднекаменноугольному-нижнеартинскому комплексу отложений, верхнедевонскому и ордовик-нижнедевонскому комплексам также представленных Б.В. Сениным.

Рисунок 4.2 - Зоны нефтепродуктивности Тимано-Печорской провинции:

1 - средне-каменноугольно-нижнеартинский комплекс; 2 - верхнедевонский комплекс; 3 - ордовик-нижнедевонский (объединенный) комплекс

В последующие годы Григоренко Ю.Н., Кирюхиной Т. А. и др. были получены различные аналогичные схемы, которые дополняют и подтверждают работу Сенина Б.В.

Мною для уточнения особенностей рифогенных объектов в целом и для рассматриваемого участка работ была синтезирована комплексная схема положения рифогенных объектов, представленная Кирюхиной Т.А., наложенная на тектоническую схему севера Печорской синеклизы по среднему структурному ярусу (D2 - T)(По Сенину Б.В.), особенность которой в наличии сбросо-сдвиговых явлений, имеющих важное значение. На рисунке 4.3а представлена данная схема, а на рисунке 4.3б - фрагмент этой схемы для целевого участка работ.

а)

б)

Рисунок 4.3 - Тектоническая схема севера Печорской синеклизы по среднему структурному ярусу (D2 - Т) [По Сенину Б.В.]:

1 - границы тектонических элементов: а - региональных, б - субрегиональных, в - прочих; тектонические элементы: Печоро-Колвинская (I), Варандей-Адзьвинская (II), Ижма-Печорская (III). Кротаихинскнй прогиб (IV); 2 - некоторые локальные поднятия; 3 - разломы: а - надвиги и взбросы; б - сдвиги; в - прочие; 4 - месторождения: а - нефти: б - газа и конденсата; 5 дискордантные сбросо-сдвиговые смещения в кристаллическом фундаменте; 6 - месторождения смешанного состава; 7 - границы и номера лицензионных участков; 8 - зона биогемных построек ПоТ.А. Кирюхиной

Данные схемы отражают более сложную структуру рифогенных объектов за счет вышерассмотренных причин, что наглядно обосновывает необходимость специализированной обработки сейсмических материалов с использованием технологии прогнозной оценки свойств разреза и коллекторов том числе.

4.2 Прогноз изменения характеристик петрофизических моделей карбонатных коллекторов и классификация отражений в зависимости от модели и насыщения

В основе прогнозной оценки свойств разреза чаще всего используется изменение коэффициентов отражения от границ коллекторов для условий акустической или упругой модели среды. При этом необходимо учитывать, что свойство коллекторов и модели в целом меняются не только от пористости, но и от характера насыщения коллекторов.

Для оценки изменения параметров модели в зависимости от пористости и насыщения выполнены расчеты изменения скорости продольных волн (VР) и объемной плотности (с) с использованием уравнений среднего времени при различных свойствах насыщающих флюидов (вода, нефть, газ).

(1)

(2)

Где Кп - коэффициент пористости;

VМ - минералогическая скорость скелета (Кп = 0);

Vf - скорость флюида;

VР - скорость продольной волны;

с - объемная плотность;

сf - плотность флюида;

сСК - плотность скелета.

Параметры исходной модели:

Vp = 6.5км/с; сmin = 2.8г/cм3.

Таблица 14 - Характеристики насыщения флюидов

вода	нефть	газ

На рисунке 4.4 и 4.5 приведены полученные графики изменения скорости продольных волн и объемной плотности в зависимости от пористости при различных условиях насыщения (вода, нефть, газ).

Рисунок 4.4 - График изменения скорости продольной волны в зависимости от пористости и насыщения

Очевидно, что увеличение пористости приводит к уменьшению скорости продольных волн. Такой же эффект наблюдается и при изменении характера насыщения в представлении от воды и газа, что также приводит к уменьшению скорости. Аналогичные изменения характерны и для изменения объемной плотности коллекторов.

Рисунок 4.5 - График зависимости объемной плотности коллектора от пористости и характера насыщения

На основе полученных зависимостей VP и с в зависимости от пористости и насыщения можно получить соответствующие представления об изменениях акустических жесткостей коллекторов, которые показаны на рисунке 4.6.

Рисунок 4.6 - График изменения акустической жесткости коллекторов в зависимости от пористости и насыщения

Для того, чтобы оценить отражающие свойства коллекторов в условиях различного характера их насыщения, необходимо задаться соответствующими параметрами покрышки, т.е. перекрывающих или вмещающих пород.

В качестве покрышки возможны:

– глинисто-аргиллитовые отложения;

– эвапоритовые комплексы;

– ангидрито-доломитовые отложения.

Задаваясь соответствующими параметрами VP и с для перекрывающих отложений, были рассчитаны графики коэффициентов отражения для случая нормального падения на границу, т.е. для условий акустической модели среды.

На рисунке 4.7, 4.8, 4.9 показаны графики изменения коэффициентов отражения в зависимости от пористости и насыщения для трех различных моделей.

Рисунок 4.7 - График изменения коэффициентов отражения в зависимости от коэффициента пористости в случае, когда покрышка представлена глинисто-аргиллитовым комплексом



Рисунок 4.8 - График изменения коэффициентов отражения в зависимости от коэффициента пористости в случае, когда покрышка представлена эвапоритовым комплексом

Рисунок 4.9 - График изменения коэффициентов отражения в зависимости от коэффициента пористости в случае, когда покрышка представлена ангидрито-доломитовым комплексом

Учитывая, что для данного района Варандей-Адзьвинской структурной зоны характерно нефтенасыщение коллекторов, то рассмотрим классификацию нефтенасыщенных коллекторов аналогично классификации Резерфорда и Уильямса для газонасыщенных коллекторов терригенного разреза. В нашем случае коллектора карбонатные и диапазон пористости их для перспективных интервалов от нижнедевонских до карбон-нижнепермских изменяется от 7-8% до 15-20%.

В этом случае для варианта первой модели нефтенасыщение коллектора будут относиться к I классу, когда коэффициенты отражения положительные и могут быть достаточно большими, что характерно для высокоскоростных коллекторов относительно низкопористого представления. При этом практически такое представление характерно для всех интервалов целевых объектов от нижнедевонских до нижнепермских коллекторов включительно. Этот класс отражений нередко называют “тусклым пятном”.

Для второго варианта модели нефтенасыщенные коллектора могут быть могут быть представлены двумя классами (I, II). Для глубоких отложений нижнедевонского возраста и отчасти франского это коллектора первого класса, и для верхнедевонско-карбон-нижнепермских отложений будем иметь знакопеременную ситуацию II класса представления коллекторов, так называемую ситуацию “темного пятна”.

Для третьего варианта модели (рисунок 4.9) нефтенасыщение коллектора относится к III классу, который характеризуется ситуацией “яркого пятна”. При этом коэффициенты отражения отрицательные, т.е. испытывают обращение фазы и возрастают с увеличением коэффициента пористости.

Представленная классификация нефтенасыщенных коллекторов отражает широкий диапазон возможных вариаций отражающих свойств последних в реальных условиях. Кроме того, приведенные результаты не дают достаточного обоснования к выделению продуктивных коллекторов с учетом однонаправленного изменения коэффициентов отражения в зависимости от пористости и насыщения. Это является ограничением использования акустической модели разреза, что характерно при использовании прогнозной оценки коллекторов для технологии “яркого пятна”. Поэтому проведение более объективной оценки возможности прогнозной оценки выделения нефтегазонасыщенных коллекторов для рассматриваемых условий далее будет рассмотрена более современная технология AVO-анализа, использующая в своей основе представления упругой модели среды с использованием для этого не временных разрезов МОГТ, а первичных сейсмограмм, соответственно обработанных и трансформированных в угловые представления.

4.3 Оценка возможности выделения нефтенасыщенных карбонатных коллекторов C - D отложений с использованием технологии AVO-анализа

Для определения возможности использования современной технологии прогнозной оценки свойств разреза AVO-анализа, который базируется на расчете коэффициентов отражения в зависимости от угла, мною были выполнены соответствующие расчеты для основных продуктивных интервалов.

Для вычислений воспользовалась аппроксимация уравнения коэффициента отражения Цёппритца, которая была дана Шуэ в 1985 году.[1]

В тоже время приведенные выше расчеты VP и с для карбонатных коллекторов были использованы для формирования представления параметровупругой модели.

На рисунке 4.10, 4.11, 4.12 даны графики коэффициентов отражения для нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов для первого и третьего варианта моделей (перекрытие глинисто-аргилитовыми и ангидрито-доломитовыми отложениями).

Три серии данных графиков соответствуют трем стратиграфическим интервалам представленных коллекторов от нижнепермско-сарбоновых (рисунок 4.10), франских (рисунок 4.11) и нижнедевонских (рисунок 4.12).



Рисунок 4.10 - График коэффициентов отражения в зависимости от угла

Рисунок 4.11 - График коэффициентов отражения в зависимости от угла



Рисунок 4.12 - График коэффициентов отражения в зависимости от угла

Все вышеприведенные рисунки наглядно иллюстрируют приоритет ситуации для выделения продуктивных коллекторов для выделения третьей модели, т.е. в условиях, когда покрышка представлена глинисто-доломитовыми отложениями. Причем условия разрешения более убедительные для варианта нижнедевонских отложений.

Выполненные оценки могут быть существенно расширены при привлечении данных бурения и более сложного представления моделей. Однако представленные результаты уже убедительно показывают целесообразность проведения обработки с использованием технологииAVO-анализа или прямой инверсии сейсмической информации в параметры модели среды.[7]

После разбуривания скважин, целесообразно проведение многоволнового АК и поляризационных или многоволновых наблюдений ВСП в данных скважинах с уточнением возможности выделения нефтенасыщенных коллекторов для различных интервалов разреза и увязки этих данных с ререзультатами обработки профильных наблюдений по технологии AVO-анализа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящей дипломной работе показана эффективность применения технологии сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2Д кабельными телеметрическими системами ХZone на Восточно-Перевозной площади Баренцева моря.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

· Были изучены геологические особенности района работ;

· Были проанализированы методика работ и аппаратурный комплекса;

· Рассмотрен оптимальный граф обработки данных;

· Изучение литературы позволило синтезировать схему распространения биогермных зон согласно тектонической схеме;

· Выполнены расчеты петрофизических свойств карбонатных коллекторов в зависимости от пористости и насыщения, изучены особенности отражающих свойств разреза, представленных различными моделями с учетом свойств покрышки.

· Выполнены расчеты для оценки возможности выделения продуктивных объектов с использованием AVO-анализа и показана целесообразность его использования.

Учитывая геологические особенности строения изучаемой площади, прогнозируемые объекты, связанные с нефтенасыщением, характеризуются относительно невысокими акустическими свойствами и для их выделения применялись специальные технология полевых работ, а также процедуры обработки сейсмической информации.

Возбуждение упругих колебаний осуществлялось источником «Пульс». При этом для повышения интенсивности записи производилось группирование 12 излучающих камер. В результате опытных работ была оптимизирована геометрия наблюдений, подобрана мощность источника упругих волн, выбраны параметры регистрации для конкретных условий изучаемого разреза.

Сейсмическая информация, полученная в пределах Восточно-Перевозной площади, характеризуется разнообразным качеством волнового поля.

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

Была проведена классификация насыщенных нефтью карбонатных коллекторов перекрытых различными покрывающими толщами: глинисто-аргиллитовыми, солевыми или ангидритными.

Полученные результаты отображают целесообразность для проведения проведения обработки профильных наблюдений 2D МОГТ по технологии AVO-анализа для уточнения положения разведочных скважин.

Автор выражает благодарность своему научному руководителю - Александру Григорьевичу Курочкину, кандидату геолого-минералогических наук, доценту кафедры геофизических методов поиска и разведки за неоценимую помощь в написании дипломной работы.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Воскресенский. Ю.Н., Изучение изменений амплитуд сейсмических отражений для поисков и разведки залежей углеводородов. Учебное пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа, 2001, 68с.

2. Гуленко В.И., Шумский Б.В. Технологии морской сейсморазведки на предельном мелководье и в транзитной зоне. Краснодар: КубГУ, 2007 185 с.

3. Вассерман Б.Я., Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало XXI в.// Геология нефти и газа. 2009

4. Григоренко Ю.Н., Соболев В.С., Жукова Л.И., Особенности нефтегазонакопления в морских районах Западной Арктики (российский сектор).// Нефтегазовая геология. Теория и практика. №4. Т 6. 2011

5. Жгенти С.А., Запорожец Б.В., Технология и опыт применения системы XZone® Marsh Line при 2D и 3D-сейсмических исследованиях на предельном мелководье транзитных зон.//Технологии сейсморазведки. №2. 2008

6. Кирюхина Т.А., Ступакова А.В., Качественный прогноз флюидов в месторождениях Печерского моря. 2009

7. Курочкин А.Г., Борисенко Ю.Д., Калайдика Г.В., Технология «Петросейс» теория и практика использования. Геофизика. Спец. выпуск «Технологии сейсморазведки I» 2002, с 121-125

8. Маргулис Е.А., Нефтегазоносные комплексы Печорского шельфа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - Т.4, 2009

9. Сенин Б.В., Особенности осадконакопления и распределения нефтеносных зон в Тимано-Печорской провинции.// Разведка и охрана недр. Т 7-8. 1999

10. ООО «ПГС-Хазар». Информационный отчет по детализационным сейсморазведочным работам МОГТ 2D, выполненным в 2009 г. в пределах Восточно-Перевозной площади. Ненецкий автономный округ.

Размещено на Allbest.ru