Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное образовательное бюджетное учреждение высшего профессионального образования

«Пермский государственный национальный исследовательский университет»

Геологический факультет

Кафедра геофизики

Миграционные преобразования сейсмических данных на примере материалов Чашкинского месторождения нефти

(Дипломная работа)

Пермь, 2015



КАФЕДРА ГЕОФИЗИКИ

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИ ПОИСКАХ И РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ, ГАЗА, КАЛИЙНО-МАГНИЕВЫХ СОЛЕЙ И ОЦЕНКЕ ИХ ТЕХНОГЕННОГОВОЗДЕЙСТВИЯ

Миграционные преобразования сейсмических данных на примере материалов Чашкинского месторождения нефти

Цель работы: Выполнить глубинную и временную миграцию, определить важность выполнения процедуры при изучении структуры месторождений нефти.

Основные задачи:

1. Углубить знания о сейсмической миграции, виды миграционных процедур, их достоинства и недостатки.

2. Выполнить необходимые виды миграционных преобразований.

3. Выявить форму записи и поведение линий отражающих горизонтов Чашкинской нефтяной структуры.

4. Определить анизотропию скоростей на данном участке.

5. Построить глубинный сейсмический куб, с указанными отражающими горизонтами, в котором будет наиболее близко к поведению реальных геологических границ.

6. Восстановить пространственные формы скоростных и плотностных неоднородностей объекта исследования.

Основные результаты исследований:

1. Выполнены следующие виды миграции: временная миграция после суммирования(poststackmigration); глубинная миграции сейсмограмм (prestackмigration).

2. Выявлено изменение формы записи и поведение линий отражающих горизонтов А^К; на отдельных участках заметны улучшения в качестве этого отражения, прослеживание которого на данной территории затруднено, отражения I^П и II^П на склонах Чашкинской структуры. Отличия в поведении более глубоких горизонтов невелики, четче обрисовались в одной части площади, при этом практически не изменилось их положение.

3. Определена слабая анизотропия скоростей, особенно заметная (до 5%) в толще верхнедевонско-турнейских отложений (dH^3-2К).

4. В результате миграции получен глубинный сейсмический куб, поведение отражающих горизонтов в котором наиболее близко к поведению реальных геологических границ, а мощности между этими отражающими горизонтами соответствуют данным бурения с точностью до 5ч7 м.

5. Успешно решена основная цель глубинной миграции - восстановление пространственных форм скоростных и плотностных неоднородностей Чашкинской нефтяной структуры.



Содержание

Введение

1. Литолого-стратиграфическая и сейсмогеологическая характеристики разреза

1.1 Общие сведения о площади работ

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

2. Этап препроцессинга

2.1 Методика полевых работ, описание геометрии, биннинг

2.2 Атрибуты качества полевого материала

3. Базовая обработка сейсмических данных

3.1 Расчёт статических поправок за ЗМС

3.2 Итеративное уточнение скоростного закона и статических поправок

3.3 Частотно-зависимая редакция амплитуд

3.4 Поверхностно-согласованная амплитудная коррекция

3.5 Поверхностно-согласованная деконволюция сжатия

3.6 Подавление случайныхшумов

3.7 Обработка сейсмограмм ОСТ. Подавление волн-помех. Коррекция остаточных фазовых сдвигов

3.8 Регуляризацияданных

4. Сейсмическая миграция

4.1 Миграция Кирхгофа

4.2 Миграция сейсмограмм

4.3 Временная миграция до суммирования

4.4 Обработка после суммирования

4.5 Миграция в глубинной области до суммирования

5. Инструкция по охране труда при работе на персональном компьютере

5.1 Общие требования безопасности

5.2 Требования безопасности перед началом работы

5.3 Требования безопасности во время работы

5.4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

5.5 Требования безопасности по окончании работы

5.6 Время регламентированных перерывов в зависимости от продолжительности рабочей смены, вида и категории трудовой деятельности с персональным компьютером

Заключение

Список литературы



Список текстовых приложений

№	Название приложения	Стр.
1	Сводный геолого-геофизический разрез	47
2	Обзорная карта тектонического районирования работ	48
3	Фрагмент временного разреза по профилю BD8006	49
4	Распределение кратности	50
5	Контроль геометрии. Сейсмограмма ОПВ с нанесенной линией мьютинга	51
6	Фрагмент сейсмограммы ОПВ с обозначенными окнами для расчета атрибутов качества сигнала по ближним и дальним удалениям	52
7	Схема RMS амплитуд микросейсм ПВ	53
8	Схема RMS амплитуд микросейсм ПП	53
9	Схема RMS амплитуд сигнала ОСТ 0-17 Гц	54
10	Схема RMS амплитуд сигнала ОСТ 15-40 Гц	54
11	Схема RMS амплитуд сигнала ОСТ 40-100 Гц	55
12	Коррекция амплитуд. Вертикальный срез куба (InLine 1510)	56
13	Карта рельефа	57
14	Схема значений Vзмс	57
15	Построения модели ВЧР методом взаимных точек	58
16	Модель ВЧР построенная с учетом томографии	59
17	Фрагмент суммарного разреза по СLine 1378 полученные с разными вариантами априорных статических поправок	60
18	Пример определения скоростей суммирования Vогт	61
19	Фрагмент суммарного разреза по Cline 1378	62
20	Фрагмент разреза окончательных скоростей суммирования Vогт (Cline 1378)	63
21	Пример подавления случайного шума	64
22	Фрагмент сейсмограммы до, после регуляризации, после временной миграции до суммирования в сортировке ОСТ	65
23	Пример временной миграции до суммирования. Фрагмент суммарного разреза по CLINE 1378	66
24	Временной слайс по суммарному кубу (Т0= 0.924 с)	67
25	Результаты глубинной миграции	68
26	Уточнение скоростной модели в результате томографической инверсии	69
27	Учет VTI анизотропии скоростей	70
28	Сопоставление различных вариантов ГСМ	71
29	Отображение артинских рифов на срезах глубинных сейсмических кубов	72



Введение

В настоящей дипломной работе представлены результаты обработки и глубинной миграции сейсмических материалов съемки 3Д Чашкинского месторождения нефти на территории Пермского края. Основное внимание в работе уделено миграционным процедурам: выполнены временная миграция сейсмограмм и глубинная миграция сейсмограмм с использованием современных программных средств.

Повышение эффективности сейсморазведки при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений сложной формы и небольших размеров является актуальной задачей, особенно в старых нефтедобывающих регионах, к которым относится Пермское Прикамье. Имеющийся опыт применения трехмерной съемки 3Д сейсмических данных показывает, что при использовании современных многоканальных телеметрических систем регистрации сейсмограмм и современных приемов и технологий обработки данных сейсморазведки удается значительно повысить вертикальную и латеральную разрешающую способность сейсморазведки. Особая роль в новых технологиях отводится построению глубинно-скоростных моделей пластовых (интервальных) скоростей и миграциям до суммирования.

Процесс построения глубинно-скоростной модели и собственно глубинная или временная миграция до суммирования выделяются, как правило, в самостоятельный этап - этап интерпретационной обработки. Этап назван интерпретационной обработкой по причине вовлечения геологов и геофизиков в интерпретацию скоростей и отражений при выполнении стратиграфической привязки и корреляции волн, анализе пластовых скоростей, в том числе калибровке их по скважинам, оценке геологической информативности результатов миграции.

Результат глубинной миграции до суммирования практически всегда дает существенное, а в некоторых случаях значительное приращение в качестве и точности изображения целевых объектов. Опыт показывает, что даже для горизонтально-слоистых толщ со слабой скоростной дифференциацией эффекты фокусировки и учета преломления при миграции могут быть становятся значимыми. Восстановление шероховатых поверхностей континентальных отложений (типа русел, дельтовых потоков, конусов выноса) на результатах миграции выглядит более достоверным.

Для написания дипломной работы использовалась учебная, научно-техническая, специальная, фондовая ОАО “ПЕРМНЕФТЕГЕОФИЗИКА” литература и интернет ресурсы.

Автор выражает глубокую признательность сотрудникам ОАО “ПЕРМНЕФТЕГЕОФИЗИКА”, в особенности Белозёровой Н.С. и Неганову В.М. за материалы, полезные советы, консультации, предоставленные при написании дипломной работы.

1. Литолого-стратиграфическая и сейсмогеологическая характеристики разреза

1.1 Общие сведения о площади работ

В административном отношении месторождение нефти, исследуемое сейсмической съемкой 3Д, находится в Соликамском районе Пермского края в 20 км от г. Соликамска, в 18 км к северо-востоку от г. Березники.

Основным транспортным путем, связывающим район с областным центром, является железнодорожный Соликамск-Березники-Пермь, водный - по реке Кама. Также г. Соликамск соединен с областным центром шоссейной дорогой, пригодной для движения автомобильного транспорта круглогодично.

В орогидрографическом отношении район представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную густой сетью расчлененных долин, покрытую лесом. Основной рекой является река Кама. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 115-150 м в долине рек до 200-240 м на водоразделах.

Гидросеть принадлежит бассейнам рек: Камы, Усолки, Боровой.

Климат района умеренно-континентальный с холодной и продолжительной зимой и теплым коротким летом.

1.2 Стратиграфия

сейсмический амплитудный коррекция поверхностный

По эффективности проведения сейсморазведочных работ площадь проектирования расположена в сейсмогеологической зоне III, для которой характерны малоблагоприятные условия возбуждения и приема упругих колебаний, что приводит к значительным искажениям волновых полей, связанных с распространением в верхней части разреза терригенно-карбонатных трещиноватых плитников соликамского горизонта, резко дифференцированной толщи иренских солей. Наличие рифогенных построек позднедевонского возраста, изменчивость типов разрезов в области развития ККСВ также представляют серьезное препятствие для прохождения сейсмических волн.

Рыхлые отложения - галечники, пески, суглинки, глины, торф четвертичного возраста образуют зону малых скоростей (ЗМС), которая характеризуется минимальными пластовыми скоростями 200-1200 м/с. Мощность ЗМС 5-50 м.

Терригенные отложения шешминского горизонта - песчаники, алевролиты и соликамского - мергели образуют зону пониженных скоростей (ЗПС), в переделах которой пластовые скорости увеличиваются до 2400- 4200 м/с.

По литолого-фациальным и скоростным особенностям разреза в осадочной толще выделены архей-нижнепротерозойский, вендский и палеозойский сейсмокомплексы, границы которых ограничены опорными отражениями.

На сводном геолого - геофизическом разрезе наглядноqa представлена мощная толща осадочных пород, залегающая на эродированной поверхности кристаллического фундамента, приведены различные характеристики разреза территории (Приложение 1). При литологическом описании вмещающих пород использованы данные структурного и глубокого бурения.

Архей-нижнепротерозойский СК-5 представлен архей-нижнепротерозойскими гнейсами, реже гранитами, слагающими кристаллический фундамент. С поверхностью фундамента отождествляется ОГ Ф, залегающий в пределах площади на абсолютных отметках в среднем минус 5,0 км, на временных разрезах в отчетах прошлых лет не прослежен вследствие малой длины рабочей записи (2-3 с).

Породы рифейских сейсмокомплексов на исследуемой территории осутствуют.

Вендский терригенный СК-2 залегает непосредственно на размытой поверхности кристаллического фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием. Верхневендские отложения расчленяются на бородулинскую и кудымкарскую серии. На территории Чашкинского лицензионного участка развиты только отложения кудымкарской серии, которая по литологическим признакам делится на северокамскую и краснокамскую свиты. Отложения представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Мощность пород комплекса по сейсмическим данным составляет порядка 1800-2000 м, пластовые скорости изменяются в пределах 4400-4800 м/с. К подошве вендских терригенных пород приурочен ОГ V^ВП.

Палеозойский преимущественно карбонатный СК-1 представлен отложениями от раннедевонского до пермского возрастов включительно. В пределах комплекса выделена серия сейсмических подкомплексов (СПК), с поверхностями которых связаны основные региональные отражающие горизонты палеозоя.

Девонский терригенный СПК-7 включает отложения эйфельского яруса, породы воробьевского, ардатовского и муллинского горизонтов старооскольского надгоризонта и пашийского, нижней терригенной части тиманского горизонтов коми надгоризонта живетского яруса. Койвенские песчаники буровато-коричневые кварцевые, алевролиты кварцевые с глинистым ожелезненным цементом со стратиграфическим несогласием перекрывают терригенные породы кудымкарской серии венда. Девонская преимущественно терригенная толща сложена аргиллитами, алевролитами и песчаниками, чередующимися между собой, в тимано-пашийское время развивались светло-серые мелко- и среднезернистые песчаники, в нижней части разреза в основании эйфельского времени - алевролиты почти белые, постепенно сменяющиеся вверх по разрезу аргиллитами. Общая мощность отложений СПК-7 составляет в среднем 60 м, из них мощность пород пашийского горизонта - 4-10 м, тиманского - 10-15 м. Скорость распространения сейсмических волн в комплексе достигает 3900-4200 м/с.

С кровлей терригенных пород тиманского горизонта - ОГ III.

Верхнефранско-турнейский карбонатный СПК-6 включает карбонатную пачку тиманского горизонта, вышележащие отложения франского и фаменского ярусов верхнего девона и турнейского яруса каменноугольной системы. Литологический состав комплекса меняется от карбонатного до карбонатно-терригенного.

В разрезе франского яруса отложения саргаевского и доманикого горизонтов представлены часто чередующимися известняками тонкослоистыми темно-серыми, черными, мергелями, известково-глинистыми и горючими сланцами, вторичными доломитами; отложения воронежского, евлановского и ливенского горизонтов - известняками светло-серыми, темно-серыми, светло-коричневыми, тонкокристаллическими, массивными, крепкими, плотными, прослоями мелкокавернозными, слабо трещиноватыми, кальцитизированными, с редкими примазками черного глинистого материала. Нерасчлененная толща фаменских отложений представлена известняками органогенно-детритовыми, перекристаллизо-ваными. Общая мощность франско-фаменских пород 250-600 м.

Турнейские карбонатные отложения на большей части рифогенного массива размыты, их мощность не превышает 2-17 м, над вершинами органогенных позднедевонских построек, возможно, их полное отсутствие. В направлении к впадинной части площади мощность турнейских отложений достигает 180 м.

Отложения верхнефранско-турнейского комплекса формировались в мелководно-морских условиях осадконакопления, что свойственно для бортовых зон ККСВ, на площади представлены рифовый (гребневый, склоновый подтипы), впадинный, межрифовый типы разрезов. Мощность позднедевонских рифов может достигать 460-500 м.

С поверхностью турнейско-фаменских отложений отождествляется ОГ II^П. Скорость распространения сейсмических волн в пределах впадинного типа разреза составляет 4500-5800 м/с, в бортовой части разреза - 6000-6500 м/с. Общая мощность пород СПК-6 составляет 460-600 м.

К проницаемым разностям турнейско-фаменских отложений приурочена залежь нефти (пласт Т-Фм).

Визейский терригенный СПК-5 представлен переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников радаевского, бобриковского и тульского горизонтов, со стратиграфическим несогласием перекрывающие разновозрастные карбонатные породы турнейского и фаменского возрастов. В зонах размыва турнейской поверхности радаевские отложения могут отсутствовать. По литологическому составу алевролиты и аргиллиты часто углистые, встречаются прослои угля, брекчий, углисто-глинистых сланцев. Песчаники светло-серые, кварцевые, относительно изолированы от окружающих их глинисто-алевритовых отложений, часто являются литологически замкнутыми ловушками.

Мощность отложений по данным бурения скважин составляет, в основном, 35-50 м, в скв. 25-Дуринская - 42 м, пластовые скорости изменяются в интервале 3500-4300 м/с. С кровлей терригенных пород тульского горизонта отождествляется ОГ II^К.

К проницаемым разностям тульских, бобриковских, радаевских отложений приурочены залежи нефти (пласты Тл_2-а, Бб₁, Бб₂, Мл).

Верхневизейско-башкирский карбонатный СПК-4 объединяет породы окского надгоризонта, включающего карбонатную пачку тульского горизонта верхневизейского яруса, серпуховского и башкирского ярусов. Толща карбонатных отложений представлена чередующимися известняками и доломитами, неравномерно глинистыми, участками окремнелыми, в верхней части комплекса - брекчиевидными. Мощность комплекса изменяется в пределах 230-340 м, башкирского яруса - 50-61 м, пластовые скорости 5700-6000 м/с. С кровлей карбонатных отложений башкирского яруса отождествляется ОГ I^П.

Верейский терригенно-карбонатный СПК-3 представлен аргиллитами с прослоями известняков, мергелем. Мощность комплекса составляет порядка 52-71 м, пластовые скорости изменяются в пределах 44000-4900 м/с. В верхней части комплекса выделяется ОГ I^К, приуроченный к терригенным отложениям верейского горизонта.

Среднекаменноугольно-нижнепермский сульфатно-карбонатный СПК-2 представлен каширскими, подольскими и мячковскими отложениями московского яруса, породами верхнего карбона, ассельского, сакмарского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов нижней перми. Разрез СПК-2 преимущественно карбонатный.

Известняки московского и верхнекаменноугольного времени доломитизированные, участками окремнелые, прослоями глинистые. Раннепермские породы характеризуются значительной литолого-фациальной изменчивостью. Артинские отложения в верхней части разреза представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями мергелей, в нижней карбонатной части - известняками органогенными, плотными, доломитами от светло- до тёмно-серых, глинистыми, сульфатизированными, участками окремнелыми и битуминозными, с растительным детритом. На востоке площади артинские карбонаты постепенно замещаются карбонатно-глинистыми отложениями, наращивающими снизу разрез артинского терригенного «клина». На отдельных участках развиты небольшие органогенные постройки артинского возраста. Разрез сульфатно-терригенно-карбонатной толщи кунгурского яруса изменчив. Отложения филипповского возраста представлены ангидритами, разделёнными карбонатными породами, вверх по разрезу - чередующимися мергелями, известняками, доломитами и аргиллитами, доломитами с прослоями известняков, в различной степени глинистыми, мощность филипповских пород уменьшается на восток, при этом мощность первого ангидритового пропластка резко уменьшается с запада на восток. Толща иренского времени сложена ангидритами с прослоями доломитов и известняков, по мере движения на восток верхняя её часть замещается солями, их мощность в направлении центральной части Соликамской впадины увеличивается от 0-100 м до 250 м в пределах Камско-Вишерского соляного вала. Подсолевая толща представлена ангидритами с прослоями карбонатов, которые на востоке площади замещаются глинисто-мергелистыми прослоями, по мере движения на восток в подсолевой толще увеличивается количество и мощность глинистых прослоев. Все закономерности в напластовании отложений кунгурского яруса находят свое отображение в изменении скоростей. Завершают разрез палеозоя соликамские и шешминские отложения уфимского возраста - это плитчатые известняки с прослоями глин и мергелей, иногда с прослоями гипса, красноцветные глины, песчаники и алевролиты. В нижней части соляно-мергельной толщи соликамского горизонта имеется переходная пачка, где возможны газодинамические проявления под влиянием соляной тектоники. В составе переходной пачки от одного до трех пластов каменной соли, переслоенных пластами глинисто-мергельных пород. Отложения соликамского и шешминского горизонтов выходят на земную поверхность.

В толще СПК-2 выделяется несколько регионально выдержанных сейсмических отражающих границ. С поверхностью артинских терригенных пород отождествляется ОГ А^Т, с верхней границей карбонатных отложений артинского яруса - ОГ А^К, с кровлей кунгурского яруса - ОГ К, с подошвой и кровлей соляной толщи - ОГ С^П, С^К.

За верхнюю отражающую границу (ВОГ) на исследуемой территории принято отражение С^П, залегающее на абсолютных отметках минус 420-500 м.

Общая мощность СПК-2 составляет порядка 1500-1700 м, при этом мощность артинских пород до 250 м, кунгурского яруса - 550-760 м, уфимского яруса - до 200-480 м. Пластовые скорости, в зависимости от прохождения сейсмической волны через сульфатно-терригенную или преимущественно карбонатную толщи, составляют соответственно 2400-4400 м/с, 5800-6400 м/с.

Палеозойский комплекс перекрыт четвертичными отложениями мощностью до 25-50 м, представлен аллювиальными образованиями, слагающими террасы рек. Остатки верхней террасы представлены хорошо окатанным галечником, глинами, песками и торфом. Скорость прохождения сейсмических волн достигает 1200 м/с [5].

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение расположено в центральной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба, на территории Верхнекамского месторождения калийных солей (Приложение 2).

Геологический разрез, вскрытый скважинами в этом районе, подразделяется на три основных структурных этажа: нижний - вендско-тиманский, средний - саргаевско-артинский (рифовый) и верхний - кунгурско-уфимский.

Нижний структурный этаж по данным единичных разведочных скважин и сейсморазведки моноклинально погружается в восточном направлении с градиентом 15-20 м на 1 км.

Нижняя часть среднего структурного этажа (по карбонатные отложения артинского яруса включительно) также погружается в восточном направлении. В верхней части этажа общий восточный структурный уклон за счет регионального нарастания толщины нижнепермских отложений уменьшается, а в самой верхней части меняется на противоположный. Геометрия структурных планов основных реперных горизонтов среднего структурного этажа в значительной степени контролируется строением верхнедевонско-турнейского терригенно-карбонатного комплекса. Этот комплекс пород образован в условиях резко дифференцированного осадконакопления в период формирования Камско-Кинельской системы прогибов. В позднедевонскую эпоху территория современной Соликамской впадины представляла собой крупный архипелаг среди глубоководного шельфа, образованный рифовыми массивами островного типа различной величины или их группами. К структурам облекания позднедевонских рифовых массивов приурочено подавляющее большинство нефтяных месторождений Соликамской депрессии, в том числе и Чашкинское.

Анализ данных сейсморазведки и структурных планов реперных горизонтов карбона и толщин, заключенных между ними пород, показал, что строение рифогенных структур типично для позднедевонских рифовых массивов островного типа, имеющих форму атолла, в виде незамкнутого кольца. Для надрифового разреза характерна сокращенная толщина или полное отсутствие отложений турнейского яруса, частично размыта и кровельная часть фаменского яруса (чаще всего в объеме заволжского горизонта).

В верхней части среднего структурного этажа в карбонатной толще артинского яруса развиты холмовидные органогенные постройки волимской группы, достигающие высоты в несколько десятков метров. В вышезалегающих горизонтах морфологически они выражены слабо, так как почти полностью нивелируются терригенной толщей артинского яруса. Волимские рифы приурочены обычно к карбонатным уступам или располагаются вблизи них. Пример выделения органогенной постройки, осложняющей Чашкинское поднятие, показан на (Приложение 3). К артинским органогенным постройкам могут быть приурочены промышленные скопления нефти.

Строение верхнего структурного этажа подчинено тектонике заключенной в нем, резко дифференцированной по толщине соляной толщи. Тектоника соляного и надсоляного комплексов весьма сложна и обусловлена такими качествами солей, как легкорастворимость и пластичность. Основным элементом, осложняющим строение верхнего структурного этажа в пределах описываемой территории, является Дуринский внутриформационный прогиб, прослеживающийся в соляной и местами в подсоляной части иренского горизонта. Здесь из разреза выпадает глинисто-мергелистая пачка толщиной 60-65 м (скважины 18, 31, 32, 302, 303). На бортах прогиба резко сокращается толщина соляных отложений, а в самом прогибе соли практически отсутствуют за исключением нескольких узких, клиновидных, вытянутых по простиранию прогиба соляных линз. Компенсируется прогиб мощной толщей верхнепермских красноцветных отложений. Дуринский прогиб в плане пересекает Чашкинское месторождение в восток-северо-восточном направлении.

Чашкинская структура подготовлена под поисковое бурение в 1968 году по материалам MOB (однократного профилирования). В последствиистроение структуры уточнялось по единичным профилям СП 30/81, 10/82 и 10/84 /105, 106, 107/. Однако технические возможности того времени ограничивали получение кондиционного материала в сложных сейсмогеологических условиях. В 1998 г. при проведении поисковых сейсмических работ ООО «НОВИК» (совместно с ГИ УрО РАН) /66/было уточнено строение не разбуренного глубокими скважинами южного крыла Чашкинской структуры. В результате проведенных работ, в частности, выяснилось, что размеры структуры больше, чем предполагалось ранее. По упомянутым выше причинам при переинтерпретации временных разрезов, полученных в прошлые годы, в картопостроении использованы только уверенно прослеживаемые отражающие границы.

Чашкинский рифовый массив является типичным представителем позднедевонских рифовых массивов островного типа. Собственно органогенные постройки, определяющие морфологию структуры и, особенно внутренней ее части, развиты, в основном, в нижней части массива, соответствующей верхнефранскомуподъярусу. Верхняя часть массива - карбонатная платформа, соответствует фаменскому и турнейскому ярусам. Она преимущественно сложена нормально-слоистыми карбонатными породами и лишь в краевых частях массива развиты органогенные постройки.

На рубеже франского и фаменского, фаменского и турнейского веков зафиксированы значительные перерывы в осадконакоплении, а в результате последнего предвизейского перерыва в осадконакоплении, приведшего к полному размыву турнейского яруса на наиболее приподнятых участках структуры, произошло окончательное формирование морфологии поверхности массива.

По ОГ II^П структура представляет собой уплощенный купол размерами 4.7Ч4.3 км (в пределах изогипсы минус 2020) и амплитудой 80 м. Углы наклона наиболее крутых северного и западного крыльев структуры достигают 10-11є, наиболее пологого юго-восточного крыла - 4-6є. По ОГ I^П размеры структуры составляют 4.7Ч4 км в пределах изогипсы минус 1680, амплитуда - 48 м. По ОГ А^К размеры структуры 4.1Ч3.1 км, амплитуда 27 м. По ОГ С Чашкинская структура осложнена линейной эрозионной зоной восток-северо-восточного простирания. Эрозионная зона разделяет структуру на два самостоятельных поднятия. Размеры северного поднятия 4.6Ч2.1 км, амплитуда - 24 м. Южное поднятие имеет размеры 5.3Ч1.6 км и амплитуду - 14 м [8].

1.4 Нефтегазоносность

Исследуемая площадь относится к Березниковской зоне нефтегазонакопления (ЗНГН) Соликамского нефтегазоносного района (НГР) Камско-Кинельской системы прогибов (НГО) Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Это один из основных нефтегазоносных районов, в пределах которого открыт целый ряд месторождений с промышленной нефтегазоносностью в отложениях от верхнедевонско-турнейского карбонатного до нижнепермского карбонатного нефтегазоносных комплексов включительно.

Перспективность исследуемой территории достаточно высокая, на площади открыто Чашкинское месторождение нефти (пласты Т+Фм, Тл_2-а, Бб, Мл), в непосредственной близости находятся Бельское (пласты Тл₂, Бш, А), Жилинское (пласты Т+Фм,Тл₂, Бб, Бш), Проворовское (Т+Фм, Тл₂, Бб), Юрчукское (пласты Т+Фм, Тл_2-а, Бб, Мл, Бш), Логовское (пласты Т+Фм, Тл₂, Бб, Бш), все месторождения расположены на Березниковском плато верхнедевонско-турнейского палеошельфа, в центральной части Соликамской впадины.

Следует отметить, что часть нефтяных месторождений (Бельское, Чашкинское, частично Юрчукское) находится на территории Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС).

Ниже более детально приводится описание нефтепроявлений и залежей нефти Чашкинского месторождения.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК объединяет отложения франского, фаменского и турнейского ярусов. Пласты - коллекторы, как правило, имеют сложное строение, и наряду с основным поровым типом, могут иметь порово-трещинный и порово-кавернозный типы.

Залежь пласта Т+Фм Чашкинского месторождения приурочена к верхней подразмывной части карбонатного массива турнейско-фаменского возраста.

По литологическому составу пласт представлен комковато-сгустковыми известняками с кальцитовым разнозернистым цементом.

Коллекторы турнейско-фаменского пласта имеют сложное строение. Покрышкой залежи служат плотные карбонатные породы турнейско-фаменского возраста и непроницаемые аргиллиты и алевролиты радаевского горизонта. Пласт распространен по всей площади месторождения, глубина залегания составляет около 2240 м.

Общая толщина пласта в пределах нефтяной части залежи составляет 1,0-31,4 м, среднее значение - 14,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1-10,8 м. В составе пласта выделяется 1-12 проницаемых прослоев, коэффициент песчанистости - 0,41.

ВНК принят на абсолютной отметке минус 1986 м по данным ГИС и опробованию скважин. Размеры залежи составляют 3,7Ч3,0 км, высота - 33 м. Тип залежи - массивная.

Нижне-средневизейский терригенный НГК представлен отложениями радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. Промышленная нефтегазоносность комплекса установлена практически на всех месторождениях Березниковской ЗНГН (Чашкинское, Бельское, Жилинское, Проворовское, Юрчукское, Шершневское, им.Архангельского, Логовское, Сибирское, Уньвинское). Литологически комплекс представлен переслаиванием песчаников с алевролитами и аргиллитами. Пласты-коллекторы сложены песчаниками и алевролитами. Особенностью строения верхней части разреза визейской толщи (тульский горизонт) является тонкослоистость отложений, но могут встречаться и линзовидные песчаные тела, предположительно барового или руслового генезиса. Подобные линзы песчаников выявлены в скв. 5 (Бельское м-е, пласт Тл₂), в скв. 726 (Юрчукское м-е). Отложения нижней части разреза чаще характеризуются преобладанием песчаников как бобриковских, так и радаевских, что может быть обусловлено развитием палеоврезовых образований. Как показывает практика, в тульское и радаевское время песчаники увеличенной толщины (> 5 м) развивались в основном локально, а в бобриковское время седиментация песчаного материала происходила более интенсивно, как по разрезу, так и по площади.

На Чашкинском месторождении нефтеносность установлена в пластах Тл_2-а, Бб₁, Бб₂, Мл.

Пласт Тл_2-а

Пласт Тл_2-а представлен переслаиванием песчаников с алевролитами и аргиллитами. Залегает на глубине порядка 2170 м. Пласт не выдержан по площади месторождения. Коллектор приурочен к центральной части поднятия и протягивается с севера на юг. С запада и востока его ограничивают зоны замещения. Небольшая отдельная линза выделена в восточной части структуры.

ВНК принят на абсолютной отметке минус 1943 м по данным ГИС и опробованию.

Общая толщина пласта изменяется от 4,0 м до 9,3 м и составляет в среднем 6,6 м. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины равно 1,8 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,27, расчлененности-1,38.

Тип залежи - пластовая сводовая литологически экранированная, её размеры - 1,5Ч3,0 км, высота - 40,0 м.

Пласт Бб₁

Пласт Бб₁ представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, залегает на глубине 2180 м.

Коллектор пласта Бб₁ установлен в его верхней части, прослеживается, в основном, в северо-западной и центральной частях поднятия и представлен одним прослоем толщиной 0,6-6,4 м.

ВНК принят единым с пластом Бб₂ на абсолютной отметке минус 1980 м по данным ГИС и опробованию скважин.

Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта составляет 1,4 м. Коэффициент песчанистости равен 0,99, расчлененности -1,17.

Тип залежи - пластовая сводовая литологически экранированная, её размеры составляют 1,0Ч2,2 км, высота - 56,3 м.

Пласт Бб₂

Разделом между пластами Бб₁ и Бб₂ служит прослой плотных глинистых и песчано-алевролито-глинистых пород толщиной около 1,5 м. Пласт Бб₂ залегает на глубине около 2190 м. Покрышкой залежи служат плотные глинисто-алевролитовые породы толщиной 3,6-6,2 м. Пласт имеет повсеместное распространение.

ВНК принят на абсолютной отметке минус 1980 м по данным ГИС и опробованию.

Общая толщина пласта составила 6,4-22,9 м, в среднем - 15,1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,8 м до 19,6 м, в среднем равна 11,6 м. Коэффициент песчанистости принят 0,74, расчлененности - 6,84.

Тип залежи - пластовая сводовая. Размеры залежи составили 3,0Ч4,5 км, высота - 65,1 м.

Пласт Мл

Пласт Мл представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, залегает на средней глубине 2220 м. Покрышкой служат плотные глинисто-алевролитовые породы радаевского горизонта толщиной 2-5 м. На Чашкинском месторождении установлены три промышленные залежи нефти.

ВНК по залежам принят на абсолютной отметке минус 1980 м по данным ГИС и результатам опробования.

Залежь в районе скв. 159 имеет размеры 0,4Ч1,5 км, высота составляет 43,6 м. Тип залежи - пластовая сводовая литологически ограниченная.

Размеры залежи в районе скв. 193 составляют 0,2Ч0,9 км, высота - 33,7 м. Тип залежи - пластовая сводовая литологически экранированная.

Размеры залежи в районе скв. 59 - 0,25Ч0,8 км, высота - 8,0 м. По типу залежь пластовая сводовая литологически экранированная.

Общая толщина пласта составляет 2,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 0,8-3,6 м, в среднем - 2,0 м. Коэффициент песчанистости равен 0,94, коэффициент расчлененности - 1,11.

Верхневизейско-башкирский карбонатный НГК представлен карбонатными окскими, серпуховскими и башкирскими отложениями. Разрез, как правило, имеет тонкослоистое строение, проницаемые прослои маломощные, в основном, до 1 м, реже до - 3 м. Мощность башкирских карбонатных отложений составляет порядка 50 м.

На Чашкинском месторождении нефтеносность комплекса не установлена.

Верейский терригенно-карбонатный НГК представлен известняками с прослоями аргиллитов в нижней части разреза. Основная нефтегазоносность комплекса связана с пластами В₃ и В₄, рассматриваемые совместно. Коллекторами являются известняки порового типа со средней пористостью 15 %. Средняя мощность комплекса составляет 60 м, эффективная нефтенасыщенная мощность пласта В₃В₄ - 1,7 м. В кровле и подошве пласт В₃В₄ ограничен пачками аргиллитов и алевролитов.

Нефтепроявления различной интенсивности отмечены в скважинах Чашкинского, Жилинского, Бельского, Юрчукского месторождений.

Промышленная залежь нефти установлена на Уньвинском месторождении, расположенном на юге Соликамской депрессии. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1658 м.

Каширско-гжельский карбонатный НГК объединяет породы каширского (пласт К), подольского (пласт Пд), мячковского (пласт Мч) горизонтов и верхнекаменноугольные отложения (пласт С₃). Комплекс представлен переслаиванием известняков и доломитов. Коллекторами являются преимущественно трещиноватые известняки.

На Чашкинском месторождении нефтеносность комплекса не установлена.

В отношении нефтегазоперспективности на исследуемой территории наибольший интерес представляют верхнедевонско-турнейский карбонатный и нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносные комплексы, являющиеся промышленно нефтеносными. К менее перспективным относится верхневизейско-башкирский и верейский терригенно-карбонатный НГК. Потенциально перспективными могут быть девонский и вендский преимущественно терригенные НГК [9,10].



2. Этап препроцессинга

2.1 Методика полевых работ, описание геометрии, биннинг

В данном исследовании представлены основные этапы и результаты обработки данных 3D, полученных в 2014 году на Чашкинском месторождении, расположенном на территории Пермского края.

Методика полевых работ: вид работ - МОГТ 3D, система наблюдения - ортогональная типа « крест», блочная. Интервал между линиями приема 250 м, между линиями возбуждения - 250 м, интервал между пунктами приема 25 м, пунктами возбуждения - 25 м. Количество активных каналов в блоке 4000, номинальная кратность наблюдений 100, длина записи 3 с, шаг дискретизации 0.001 с.

Объем обработанных сейсморазведочных материалов МОГТ 3D по контуру ненулевой кратности составил 54 км².

Обработка сейсмического материала проводилась в ОАО “ПЕРМНЕФТЕГЕОФИЗИКА” с использованием программного комплекса Geovation версии 4100/5000/6401 компании CGG (ФРАНЦИЯ) с привлечением ряда внесистемных программ отечественных авторов, адаптированных к основному пакету (пакет BONUS ОАО СИБНЕФТЕГЕОФИЗИКА). Априорные статические поправки были рассчитаны в программном пакете FATHOM (компания GMG США).

Для расчета статических поправок и создания априорной скоростной модели использовались данные 4 скважины с СК и 7 скважин с МСК.

Была произведена проверка топоданных и геометрии отработки исходного материал. Выполнено формирование исходного полевого материала (формат SEGD) во внутренний формат обрабатывающей системы GEOVATION (сейсмический сервер данных SDS-сервер), присвоение, проверка геометрии и контроль качества (расчет атрибутов сейсмической записи).

В ходе анализа сейсмических данных ошибок геометрии не обнаружено. Размер бинавыбран 12.5 м х 12.5 м. Анализируя схему кратности (Приложение 4) можно сделать вывод в целом о соответствии реальных данных проектным. Диапазон изменения кратности 1-106, преобладающая кратность 100. Описание геометрии и проверка полевых sps файлов проводилось в приложении ONSET.

Проверка геометрии выполнялась методом наложения линии мьютинга на сейсмограммы ОПВ (Приложение 5).

2.2 Атрибуты качества полевого материала

Для оценки качественных показателей полевого материала, используя модуль QCXPS в соответствующих окнах (Приложение 6) были рассчитаны следующие атрибуты качества - RMS амплитуды микросейсм по источникам (Приложение 7), RMS амплитуды микросейсм по приёмникам (Приложение 8), соотношение сигнал/микросейсмы по источникам, соотношение сигнал/микросейсмы по приёмникам, RMS сигнала амплитуды в частотном диапазоне 0-17 Гц (Приложение 9), 15-40 Гц (Приложение 10), 40-100 Гц (Приложение 11) (по сейсмограммам в сортировке ОСТ).

По эффективности проведения сейсморазведочных работ площадь расположена в сейсмогеологической зоне III, для которой характерны малоблагоприятные условия возбуждения и приема упругих колебаний, что приводит к значительным искажениям волновых полей, связанных с распространением в верхней части разреза терригенно-карбонатных трещиноватых плитников соликамского горизонта, резко дифференцированной толщи иренских солей. Наличие рифогенных построек позднедевонского возраста, изменчивость типов разрезов в области развития ККСВ также представляют серьезное препятствие для прохождения сейсмических волн. На схемах представленных атрибутов, в правом верхнем углу площади выделяется зона повышенных значений среднеквадратической энергии амплитуд в правом верхнем углу площади (северо-восточная часть) (Приложения 10, 11), повышенного соотношения сигнал-помеха за ПВ.

В (Приложение 12) показан вертикальный срез априорной суммы без регулировки амплитуд. Выделяется амплитудная аномалия в северной части среза.

Поверхностно-согласованная коррекция амплитуд (3 этапа) в окне 0.3-1.3 с полностью не компенсируют амплитудную аномалию в горизонтальном и вертикальном направлении (Приложение 12 А). Амплитудную аномалию удалось устранить, путем применения динамического выравнивания в широком временном окне 0-3 сек (Приложение 12 Б, В).



3. Базовая обработка сейсмических данных

3.1 Расчёт статических поправок за ЗМС

После перевода сейсмограмм во внутренний формат и присвоения геометрии, была выполнена обработка с целью получения априорных статических поправок.

Статические поправки рассчитаны по первым вступлениям преломленных волн от первой жесткой границы с применением комплекса программ FATHOMMILLENIUM фирмы GREENMOUNTAINGEOPHYSICS (USA). Абсолютные отметки рельефа колеблются от +126.9 до +256.5 м (Приложение 13). Уровень приведения + 100 метров. Рельеф местности пересеченный, осложненный речными долинами и оврагами. Территория характеризуется сильной залесенностью (до 70 %) и заболоченностью, наличием шахтных полей, подземных выработок и т.д. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +139 м до +242 м на водоразделах и вершинах холмов. Качество прослеживания первых вступлений преломленной волны удовлетворительное (Приложение 2). Рыхлые отложения - галечники, пески, суглинки, глины, торф четвертичного возраста образуют зону малых скоростей (ЗМС).

Вертикальные времена изменяются в диапазоне 3-30 мсек и скорости в ЗМС (Приложение 14), рассчитанные по формуле Vзмс=Dскв./Tверт., изменяются в диапазоне 94-2666 м/сек.

Изученность СК ВЧР низкая. Для расчета априорных статических поправок к уровню приведения +100 м использовались материалы 4-х СК и 3-х МСК. Учитывая сложность ВЧР и для корректного расчета статических поправок (построения глубинно-скоростной модели ВЧР) необходимо было провести МСК в рамках контура площади с плотностью 1 скв. на 1 км².

Скорости до преломляющей границы рассчитаны методом взаимных точек. Модель ВЧР принята двухслойной. Метод расчета СТП состоял из нескольких этапов:

- пикирование годографов преломленных волн (пропикирована каждая сейсмограмма);

- выбор диапазонов удалений, в пределах которых прослеживаются соответствующие преломляющие границы (0-1000 м) (Приложение 14);

- анализ скоростей преломленно-рефрагированных волн с использованием метода взаимных точек (Приложение 15А, Б);

- построение модели ВЧР (двумя способами - двухслойной методом взаимных точек (Приложение 15) и методом томографической инверсии (Приложение16), расчет априорных статических поправок до уровня приведения +100 метров.

По результатам анализа полученных значений априорных статических поправок, карт V₀ рассчитанных по формуле V₀ = (ALT-100)/Tпп и поведения Т₀ на временных сейсмических разрезах, полученных с различными вариантами статических поправок, был выбран вариант расчета поправок методом томографической инверсии. Поведение статических поправок в плане, посчитанные томографическим способом, выглядят более сглаженно (более низкочастотные). На временных разрезах, полученных с различнымвариантами расчета априорных статических поправок, поведение T₀ отличаются незначительно (Приложение17).

В качестве скорости замещения для расчета априорных статических поправок за рельеф, способом томографической инверсии, была использована среднеарифметическая скорость в подстилающих породах, V = 3000 м/с.

3.2 Итеративное уточнение скоростного закона и статических поправок

Для данного этапа использовались сейсмические материалы после процедур поверхностно-согласованной деконволюции (модуль DECSC), частотно-зависимого шумоподавления (модуль REDSP), полосовой фильтрации (модуль FILTR) в частотном диапазоне 6-12-40-70 Гц, автоматическая регулировка усиления (модуль DYNQU).

Выполнены следующие этапы коррекции статики и кинематики:

1) Первая итерация скоростей суммирования посредством пикирования «вручную» вертикальных спектров скоростей в интерактивном приложении Сhronovista. Шаг точек анализа = 0.5 км х 0.5 км;

2) Две итерации коррекции статических поправок с помощью интерактивного приложения PACS и модуля TDSAT.

Вторая итерация скоростей суммирования посредством пикирования «вручную» в интерактивном приложении Сhronovista (Приложение 18). Шаг анализа 0.125 м х 0.125 м.

В (Приложение19) в сравнении приведены временные разрезы на начальной и конечной стадии процесса коррекции остаточных статических и кинематических поправок.

Получена модель среднеквадратичных скоростей суммирования (Приложение 20).

3.3 Частотно-зависимая редакция амплитуд

Для подавления поверхностных и звуковых волн, просечек, шумящих каналов, по сейсмограммам ОПВ, была использована процедура гармонизации амплитудно-частотного спектра модуль REDSP. Алгоритм программы основан на ослаблении в волновом поле шумовой компоненты, которая проявляется в виде аномальных значений в амплитудно-частотном спектре при переменном по времени спектральном анализе исходной сейсмограммы. Редактирование «аномальных выбросов» амплитуд происходит до величины, которая не превышает заданный пользователем пороговый уровень. Ключевыми параметрами для работы модуля являются: Т = массив узловых точек по времени, на которых задаются значения параметров Dlim; Dlim = (%) массив значений параметра, на основании которого рассчитываются пороговые значения амплитуд, при превышении которых происходит корректировка амплитуд на текущей частоте и на текущем времени. По результатам тестирования были выбраны следующие параметры работы модуля:

- T = 10, 1200, 2000, 3000;

- Dlim = 1300, 1300, 600, 400.

3.4 Поверхностно-согласованная амплитудная коррекция

После подавления помех проведена первая итерация поверхностно-согласованной коррекции амплитуд. Использовались модули AMPOF и AMPCS - расчет и коррекция амплитуд с учетом поверхностных условий с помощью итерационного разложения Гаусса-Зеделя. Амплитудные поправки применялись за ПВ и ПП (опция AD), без коррекции за удаления (опция OF). Выполнено три итерации расчета и применения SCAC.

Амплитуды анализируются в окне 300-1300 мс, затем рассчитываются коэффициенты для источников и приемников для нормализации.

3.5 Поверхностно-согласованная деконволюция сжатия

Следующей процедурой, позволяющей стабилизировать спектральный состав и форму записи, была нуль-фазовая поверхностно-согласованная деконволюция сжатия (модуль DECSC). Основное назначение которой - расширение частотного диапазона сейсмической записи и компенсация частотной неидентичности поверхностных условий возбуждения и приёма. С целью устранения смещения нуля и высокочастотного шума перед и после процедуры деконволюции применялась процедура полосовой фильтрации (модуль FILTR) в полосе частот 2-12-90-120 Гц.

Выбраны следующие параметры деконволюции:

· Длина оператора: 300 мс;

· Окно для расчета оператора: 150-1500 мс;

· Процент белого шума 1 %.

Далее были рассчитаны и введены поверхностно-согласованные амплитудные поправки (AMPOF+AMPSC). Выполнена вторая итерация частотно-зависимого шумоподавления (REDSP) со следующими параметрами:

- T = 50, 400, 600, 1500, 2000, 3000;

- Dlim = 800, 800, 800, 400, 200, 200.

3.6 Подавление случайных шумов

Для подавления случайных шумов использовался модуль PRF3D. Данная процедура отделяет сигнал, допускаемый для прогнозирования по х, от непрогнозируемого шума по всем диапазоне частот. Используемая проективная фильтрация обрабатывает сигнал таким образом, как будто он прошел через фильтр со значением 0 или 1, что обеспечивает сохранение сигнала, и, в тоже время оптимизирует подавление случайных помех (Приложение 21).

Параметры:

- длина фильтра прогнозирования LOPX3, LOPY3;

- частотный диапазон 0-120 Гц;

- группирование трасс в поперечной расстановке (кросс спред);

- обработка во всем временном интервале 0-3000 мс.



3.7 Обработка сейсмограмм ОСТ. Подавление волн-помех

Коррекция остаточных фазовых сдвигов

По сейсмограммам ОСТ были дополнительно проведены процедуры подавления остаточного шума (модуль SPARN), подавления линейных волн-помех (модуль FKFIL), подавления кратных волн-помех (модуль RAMUR), коррекции остаточных фазовых сдвигов (модуль ASTACK). Параметры модулей были выбраны по результатам тестирования.

Для подавления остаточного нерегулярного шума применялся модуль SPARN. Модуль выполняет фильтрацию нерегулярного шума в частотно-пространственной области (f-x). Этот модуль отделяет сигнал, допускаемый для прогнозирования по х, от непрогнозируемого шума, во всем диапазоне частот сигнала. Сигнал после фильтрации выглядит так, как будто он прошел через фильтр со значениями спектра 0 или 1. Это обеспечивает сохранение сигнала, и, в то же время оптимизирует подавление случайных помех. Проектируемый фильтр рассчитывается на основе автообратного фильтра ошибки предсказания. Основные параметры модуля SPARN следующие:

· Полоса подавления 2-120 Гц(FMAX,FMIN);

· Параметр аддитивного предварительного отбеливания XF0.1;

· Длина фильтра ошибки предсказания 20 трасс (LOPX20).

Для подавления остаточных волн-помех с линейным типом годографа был использован модуль FKFIL (подавление волн с кажущейся скоростью выше 5000 м/c).

Радон-преобразование для подавления многократных волн основано на различии скоростных характеристик полезных волн и многократных волн (модуль RAMUR MA). После трансформации данных в ф-с область происходит разделение энергий полезных волн и волн-помех, строится модель многократных волн, многократные волны вычитаются из исходных данных, затем проводится обратное преобразование в x-t область. Данная процедура выполнялась в сортировке ОСТ.

Пороговые значения кинематических сдвигов, использованные для моделирования кратных волн, составляли:

· Опорное удаление 3800 м;

· Интервал для подавления многократных волн от DTCUTS 150 мс;

· DTCUTE 700 мс;

· Время 400 - 3000 мс.

Для коррекции остаточных фазовых сдвигов использовалась программа ASTACK3D (пакет BONUS). Практика показывает, что выполнение процедур коррекции статических и кинематических поправок не достаточно для полного спрямления годографов отраженных волн. По разным причинам в сейсмограммах остаются переменные по времени фазовые сдвиги, препятствующие синфазному суммированию полезного сигнала. Программа ASTACK3D предназначена для автоматической коррекции подобных сдвигов. Алгоритм работы программы состоит в следующем. На заданной пространственной базе с учетом переменных по времени наклонов горизонтов создается эталон. Сдвиги определяются в процессе корреляции эталона в скользящем по времени окне с трассами. Оцененные сдвиги подвергаются гармонизации и вводятся в сейсмограммы перед окончательным суммированием.