Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Целью дипломного проекта является проведение детализационных геофизических работ, а именно сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2-D

на Александровской площади, которая граничит с Сергиевским и Похвистневским административными районами Самарской области.

2 D сейсморазведка означает профильные наблюдения с многоканальной приемной расстановкой. Такое профилирование выполняется сравнительно просто и экономично, благодаря чему оно до сих пор преобладает в сейсморазведочной практике.

Изучив геологическое строение района работ и его характеристики, проанализировав отчет по предшествующим работам, необходимо подобрать оптимальную для данных сейсмогеологических условий систему наблюдений, которая наиболее детально позволит изучить данную площадь.

Также для реализации работ необходимо подобрать аппаратуру и оборудование.

Основным из важнейших аспектов при организации полевых сейсморазведочных работ является экономика, поэтому в ходе написания дипломного проектирования необходимо произвести расчеты сметной стоимости сейсморазведочных работ, сметной стоимость камеральных работ, сметной стоимости топографо-геодезических работ.

Здоровье людей в любой промышленности является самым главным аспектом, поэтому непосредственно необходимо запланировать мероприятия по организации техники безопасности и охране окружающей среды.

1. Общий раздел

1.1 Географо-экономическая характеристика района

Площадь проектируемых работ на Александровском месторождении расположена в пределах северной части Кинель-Черкасского района, граничащего с Сергиевским и Похвистневским административными районами Самарской области. В 120 км к юго-западу от участка находится областной центр - г. Самара (рисунок 1). В гидрографическом отношении площадь, предложенная к исследованиям геолого-геофизическими методами, приурочена к водоразделу рек Б. Кинель, Сургут, протекающих за пределами участка, и реки Сарбай, которая пересекает её с северо-востока на юго-запад, а так же её многочисленные притоки - Шумарка, Кокушка, Бочкаревка и др.

Район относится к умеренному поясу, климат континентальный, с холодной зимой и жарким летом. Среднегодовое количество выпадающих осадков 385 мм.

Относительная влажность воздуха зимой 80-85%, летом значительно ниже.

Около 50% от годового количества атмосферных осадков приходится на теплый период года в период с мая по сентябрь. Преобладают юго-восточные и северо-западные ветры, их средняя скорость - 1-3 м/с.

В зимний период господствуют антициклоны с солнечной безветренной погодой. Средняя температура воздуха в январе -15°С, в июле +25°С.

В пределах площади проектируемых работ находится населённый пункт с. Сарбай. В непосредственной близости от участка расположены с. Кабановка, Семеновка, Антоновка.

Абсолютные отметки достигает: максимальные - 245 м, минимальные 49 м. Обзорная карта работ представлена на рисунке 1.



Рисунок 1 - Обзорная карта района работ

1.2 Геологическая и геофизическая изученность района работ

Первые геолого-геофизические исследования на данной территории проводились в конце тридцатых годов прошлого столетия. Район проектируемых работ изучался различными геолого-геофизическими методами, включающими структурно-геологическую съёмку, поисковое, структурное бурение, магнито-, грави-, электро-, сейсморазведки.

По результатам структурно-геологической съемки масштаба 1:50000, проводившейся в 1938 году по верхнему течению р. Сарбай, получены первые сведения о геологическом строении района. Прослежено и оконтурено небольшое поднятие широтного простирания по кровле малокинельской свиты на фоне общего моноклинального подъема верхнепермских слоев.

В 1944 году электроразведочными работами, охватившими правобережье р. Сарбай, был выявлен Шумаркинскийэлектромаксимум. Специалистами Нижне-Волжского геофизического треста в 1951 году выполнена гравиметрическая съемка в данном районе. Аномалий силы тяжести на территории Шумаркинской площади выявлено не было.

В процессе структурного бурения (этап охватывает работы 1954-1956 г.г. и 1961-63 г.г., ГРК трест «Куйбышевнефтеразведка») на Александровской, Красно-Горской, Шумаркинской и Саврухинской площадях по кровле переходной толщи казанского яруса были закартированы и подготовлены к глубокому бурению Красно-Горское, Шумаркинское поднятия, выявлено Капитоновское поднятие.

Глубокое бурение на Красно-Горской и Шумаркинской площадях проводилось трестом буровых работ в период с 1961 по 1978годы. На Красно- Горском поднятии было пробурено две скважины: № 20 в 1961г. и № 21 в 1978 г. Обе скважины были ликвидированы по геологическим причинам. На Шумаркинском поднятии в скважине № 4 получен промышленный приток нефти из девонских отложений.

С 1963 по 1967 годы в результате глубокого бурения на Кабановском поднятии, выявленном по результатам сейсморазведочных работ МОВ, получена нефть из пласта С-II. На Капитоновском куполе в результате бурения скв. № 12 и на Александровском (скв. № 10 и № 11) поднятии открыты залежи нефти в пласте Д-Iпашийского горизонта, на Шумаркинском куполе получен приток нефти из девонских отложений (скв. № 4), а также в терригенных отложениях нижнего карбона: на Капитоновском куполе - в пласте С-II, на Шумаркинском - в пластах С-I, С-Iа. Всего за этот период на месторождении было пробурено 27 поисково-разведочных скважин, 17 из которых были ликвидированы как выполнившие свое назначение. В 1970-1971 г.г. на Александровском, Капитоновском и Шумаркинском куполах проводилось эксплуатационное бурение. По результатам бурения 5 эксплуатационных скважин уточнено геологическое строение месторождения и открыта залежь нефти в пласте Д-IIпашийского горизонта на Александровском куполе.

В 1984-88 г.г. Серноводским УБР проводилось глубокое разведочное бурение на Берендеевском и Ново-Берендеевском поднятиях. В результате бурения на Берендеевском поднятии получен приток нефти из пласта ДI. С 1988 года начато эксплуатационное бурение, в результате которого открыты залежи нефти в среднем и нижнем карбоне, верхнем девоне. На Ново-Берендеевском поднятии в скв. № 86 получена нефть из пластов В3 и Дл.

Начиная с 1961 года, на рассматриваемой территории параллельно со структурным и глубоким бурением проводятся сейсморазведочные работы МОВ, направленные на поиск залежей углеводородов.

В 1961 году были проведены сейсморазведочные работы МОВ на Толкайской площади. В результате проведенных сейсмических исследований по отражающим горизонтам палеозоя оконтурено Семеновское поднятие. Выявлено и подготовлено по глубоким горизонтам карбона и девона Александровское, выявлено Капитоновское поднятие. Как установлено разведочным бурением, терригенные отложения девона являются промышленно-нефтеносными. В 1962 году на Сарбайской и Шумаркинской площадях по основным отражающим горизонтам палеозоя схематично изучено строение поверхности кристаллического фундамента. Выявлена Кабановская структурная зона юго-восточного простирания, осложненная Шумаркинским, Кабановским и Казанским поднятиями. Первые два подготовлены к глубокому бурению. Прослежена часть северо-восточного борта Камско-Кинельской впадины. Несколько профилей отработано в пределах Капитоновского купола.

Материалы сейсморазведки существенно дополнили представление о глубинном строении исследуемой территории. В частности, Кабановская структурная зона, приуроченная к юго-восточному склону Орлянско-Сидоровского выступа фундамента, в верхне-пермских отложениях не прослежена, изменилось представление о конфигурации и положении свода Шумаркинского поднятия.

Сейсморазведочные работы на Толкайской, Сарбайской и Шумаркинской площадях были проведены по схеме непрерывного профилирования. Основной интервал при отработке профилей составил 420 м. Для получения качественного материала применялось линейное группирование сейсмоприемников. Глубины взрывов изменялись в пойменных участках от 6 м до 20 м и не превышали 30 м, на водоразделах глубины взрыва составляли 50-80м.

В 1963-64 годы с. п. № 19/20 проводила полевые работы на Подбельской площади. Сейсмические работы проводились методом непрерывного профилирования с использованием группирования сейсмоприемников. Наблюдения выполнялись по симметричной схеме двумя 60-ти канальными сейсмостанциями СС-30/60. Взрывной интервал составлял 420 м. Шаг сейсмоприемников - 15 м. Глубина взрыва колебалась от 7 м до 80 м. Вес заряда изменялся от 0,4 кг до 15 кг. Всего за полевой сезон отработано 413 пог.км профилей на площади 360 кв. км. Средняя плотность сети профилей составила 1,15 пог. км на один кв. км.

В результате проведенных работ исследовано тектоническое строение площади по отражающим горизонтам палеозоя, прослежена часть северо-восточного борта Камско-Кинельской впадины. Уточнено строение Винно-Банновского и Капитоновского поднятий.

В последующие годы был внедрен метод общей глубинной точки (МОВ ОГТ), который является основным при изучении земных недр в нефтедобывающих регионах. Рассматриваемая территория неоднократно перекрывалась сейсморазведочными работами МОВ ОГТ.

В 1976-78 г.г. на Степановской, Подлесной и Лукьяновской (с.п. 1/78, трест «Куйбышевнефтегеофизика») площадях, проводилась сейсморазведка МОВ ОГТ.

Всего было отработано 614 пог. км сейсмических профилей. Средняя плотность сети профилей МОВ ОГТ составила 1,05 пог. км на один кв. км.

В результате закартированыСологаевское, Бочкаревское, Кудияровское, Бакланное поднятия и южный купол Шумаркинского. Три первых рекомендованы к постановке глубокого бурения. Рекомендовано провести детализацию южного купола Шумаркинского поднятия.

С 1980 по 1982 годы продолжались сейсморазведочные работы МОВ ОГТ на Авроровской (с. п.1/80, трест «Куйбышевнефтегеофизика»), Организаторской и Марковской площадях.

В результате исследований прослежена часть северо-восточного борта Муханово-Ероховского прогиба. Уточнено строение Долговского, Шумаркинского и положение сводовой части Южно-Шумаркинского поднятий, на последнем рекомендовано глубокое разведочное бурение. По горизонтамУиД выявлены и подготовлены к разведочному бурению Берендеевское и Золотниковское поднятия. По горизонту В выявлено Ново-Берендеевское поднятие, на котором рекомендовано бурение глубокой разведочной скважины. По отражающему горизонту Д выявлено Авроровское поднятие.

По данным пробуренной в 1984 году глубокой разведочной скважины №50, скоплений нефти в разрезе Южно-Шумаркинского купола не обнаружено.

В 1989 году на Ерзовской площади (с. п.1/89, ПО «Куйбышев-нефтегеофизика») были проведены сейсморазведочные работы. В пределах Берендеевского, Ново-Берендеевского и Шумаркинского куполов была проведена переинтерпретация материалов прошлых лет, новых профилей пройдено не было. Винно-Банновское, Капитоновское и Южно-Шумаркинское поднятия закартированы на профилях прошлых лет и на единичных профилях (концы профилей) съемки 1989 года и данных глубокого бурения.

Данными работами было рекомендовано: с целью выдачи рекомендаций на дальнейшее бурение на Южно-Шумаркинском куполе провести переобработку материалов прошлых лет; доразведку западного купола Александровское поднятия проводить с учетом полученных данных на Ерзовской площади; заложение скважин на Берендеевском месторождении нефти производить с учетом результатов настоящих работ.

В 1993 году были проведены детальные сейсморазведочные работы на Елагинской площади (с. п. 1/93, ОАО «Самаранефтегеофизика») с цельюуточнения строения месторождения нефти на Берендеевском куполе.

Всего на данной площади было отработано 408,5 пог. км сейсмических профилей.

Ввиду наличия большого количества коммуникаций, на Берендеевском поднятии создавались значительные трудности при отработке сейсмических профилей. Приходилось делать большие пропуски, что в конечном итоге повлияло на качество временных разрезов, отсюда и на интерпретацию. В целом, эти недочеты привели к тому, что через сводовую часть поднятия не было отработано ни одного профиля.

Результаты работ представлены структурными картами по отражающим горизонтам. В результате проведенных исследований подтверждены Капитоновское, Грушинское и др. поднятия. Детализационные работы позволили получить дополнительную информацию о геологическом строении Берендеевского купола и наметить перспективные участки для эксплуатационного бурения, несмотря на низкую плотность сети профилей в пределах объекта.

На Берендеевском куполе были даны следующие рекомендации: для заложения очередных эксплуатационных скважин на продуктивные пласты карбона рекомендуются повышенные участки по горизонтам У и Т ( в контурах изогипс минус 1740 м. по Т и минус 1810 м. по У); при заложении эксплуатационных скважин на продуктивный горизонт ДIII руководствоваться картой по поверхности фундамента; для получения более однозначной информации о тектонике месторождения необходимо отработать не менее 15 пог. км.профилей.

Анализируя всю имеющуюся геолого-геофизическую информацию, можно отметить, что проведенные сейсмические исследования в разные годы полностью не освещают строение Александровского месторождения нефти.

В основном, все структурные построения базируются на редкой сети (средняя плотность составила около 2 пог. км на один кв. км) профилей, которые лишь частично охватывают структуру месторождения. Структурные построения базируются на данных глубокого бурения.

В 2005 году западнее проектной площади с небольшим площадным перекрытием Восточно-Александровской с. п. 16/05 ООО «ТНГ-Групп» были проведены поисково-детальные сейсморазведочные работы методом МОВ ОГТ-2D с применением источников возбуждения вибрационного типа в объеме 504.81 пог. км.в пределах Сергиевского, Красноярского и Кинель-Черкасского районов. Результаты работ представлены временными разрезами, структурными картами по отражающим горизонтам В, У, Т, Д и схематической структурной картой по горизонту А в масштабе 1:50000, картами интервальных времен между опорными отражающими границами, картами изохрон. Уточнены контуры Екатериновско-Дзержинского и Валентиново-Георгиевского грабенообразных прогибов, осевой и бортовой зон Буханово-Ероховского прогиба ККС. Впервые закартированы и включены в фонд выявленныхМорецкая, Сторицкая, Венская, Калиновская, Дымлянская и Осиновская структуры. Уточнен контур залежи нефти в терригенных отложениях верхнего девона (пласт Д-I) на Алимовском месторождении. Дана рекомендация на бурение глубокой скважины в пределах Верхне-Орлянского поднятия с целью поиска залежей нефти.

В 2011 году с целью создания 3D геологической и гидродинамической моделей месторождения и приведение в соответствие накопленной добычи извлекаемым запасам нефти по отдельным залежам лабораторией геологического моделирования ООО «СамараНИПИнефть» выполнен «Пересчет запасов нефти, растворенного газа и сопутствующих компонентов, ТЭО КИН продуктивных пластов Александровского месторождения». Подсчет запасов произведен по состоянию изученности на 01.01.2011 г. по продуктивным пластам карбона и девона. Добыча нефти и растворённого газа по состоянию на 01.01.2011 г. составляет: 4820 тыс.т. нефти и 253 млн.м3 газа.

Александровсое месторождение было введено в глубокую разведку в 1963 году бурением скв.10, 11 на Александровском куполе и скв.12 на Капитоновском куполе, в результате были открыты промышленные залежи нефти в пласте ДIпашийского горизонта верхнего девона. В 1965 году из пласта ДI получен промышленный приток нефти на Шумаркинском куполе.

В разработку месторождение введено в 1967 году, которую осуществляет ЦДНГ-3 Центральной группы месторождений ОАО «Самаранефтегаз»,в стадии эксплуатационного разбуривания находилось в период с 1970 по 1988 годы.

По состоянию на 2011год (на дату последнего подсчета запасов на месторождении) в эксплуатации находятся залежи нефтипластов: СI,СIа,СII, В1 нижнего карбона; ДI, ДII верхнего и ДIII среднего девона,пробурено 35 поисково-разведочных и 48 эксплуатационных скважин.

Схема изученности района работ представлена на рисунке 2.



Рисунок 2 - Схема изученности района работ

Условные обозначения к Рисунку

1.3 Сейсмогеологическая характеристика разреза

Геологический разрез площади работ сложен архейско-протерозойскими, палеозойскими и кайнозойскими образованиями.

Породы архейско-протерозойского кристаллического фундамента на площади представлены метаморфическими породами, в основном, биотит-плагиоклазовыми гнейсами.

Поверхность кристаллического фундамента была вскрыта на абсолютной отметке -1590 м. Вскрытая толщина пород фундамента составляет 3 м - 33 м. Поверхность фундамента эродирована, толщина коры выветривания в среднем составляет 10 м.

Девонская система (D)

СРЕДНИЙ ДЕВОН

В составе среднего девона (D2)выделяются отложения живетского яруса (D2zh) и эйфельского. В этих двух ярусах выделяются бийский и муллинский горизонты (D2ml). Там происходит переслаивание песчаников, аргиллитов и алевролитов с маломощными прослоями известняков.

ВЕРХНИЙ ДЕВОН

В разрезе верхнего девона (D3) выделяются франский(D3fr), которые делятся на нижний и средний и фаменский (D3fm) ярусы.

К нижнефранкскомуподъярусу (D3fr1) приурочены отложения пашийского(D3fr1p) и кыновского (D3frkn) горизонтов. Горизонты сложены песчаниками, аргиллитами, алевролитами с маломощными прослоями известняков. Мощность составляет 100-113 м.

В разрезе среднефранкскогоподъяруса (D3fr2) выделяются отложения саргаевского(D3fr2sr) и доминиковский горизонтов. Отложения представлены темно-серыми мергелями с глинистыми битуминозными известняками в нижней части разреза. Среднюю и верхнюю часть разреза слагают известняки и доломиты. Часто известняки оргоногенные. Мощность 501-510 м.

Каменноугольная система (С)

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (C1)

В составе нижнего карбона выделяются отложения визейского (C1 v) и серпуховского (C1spr) ярусов, которые включает в себя отложения окского горизонта (C1vok), сложенные в нижней части известняками с глинистыми прослоями. Мощность горизонта составляет 282 м.

СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (C2)

Башкирский ярус (C2b)залегает с размывом на отложениях серпуховского яруса, верхняя часть разреза которого сложена известняками, доломитами и гипсами мощностью 259 м.

В московском ярусе (C2m) нижняя часть представлена плотными известняками, в разной степени глинистыми с маломощными прослоями аргиллитов и глин. Верхняя часть сложена аргиллитами с маломощными прослоями карбонатных пород.

Каширский (C2ks), подольский(C2pd) и мячковский(C2mc) горизонты, входящие в московский ярус, представлены переслаиваниемдоломитов и известняков с редкими прослоями глинисто-алевролитового материала.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (С3) сложен известняками с прослойками глин и аргиллитов. Мощность 300 м.

Пермская система (P)

НИЖНИЙ ОТДЕЛ (P1)

В ассельском (P1a), сакмарском (P1s), артинском (P1a), кунгурский (Р1к) ярусы верхнюю часть разреза слагают известняки и ангидриты. Мощность 400 м.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (P2)

Уфимский (P2u), казанский (P2ks), татарский (P2tr) ярусы представлены алевролитами, песчаниками и глинами с редкими прослоями известняков. Мощность изменяется от 190 до 277 м.

Неогеновая система (N)

Неоген-четвертичные отложения представлены глинами, песками с линзами гравия. Мощность 150 м.

По материалам бурения геологический разрез (Рисунок 4) площади работ сложен архейско-протерозойскими, палеозойскими и кайнозойскими образованиями, которые по литологии и физическим свойствам подразделяются на ряд комплексов:

ССК-1- в девонском терригенном комплексе интервальная скорость составляет от 3200 до 3280 м/c.). С кровлей пачки (С подошвой репера <<аяксы>>) формируется отражение Д. Мощность 100м.

CCK-2-верхнедевонско-турнейская карбонатная толще интервальная скорость распространения упругих колебаний в толще составляет от 2650м/с до 2800м/c. Мощность комплекса изменяется от 501м до 510м.

ССК-3- в верхней части визейского терригенного комплекса имеется пласт известняка - репер «тульский известняк». К кровле тульского горизонта приурочено отражение Y. Мощность комплекса изменяется от 52м до 56м. Интервальная скорость распространения упругих колебаний в толще составляет от 3850м/c до3930м/с.

ССК-4 - верхневизейско-башкирская карбонатная толща включает отложения окского надгоризонта, серпуховского и башкирского ярусов. Мощность ее меняется от 282м до 259м. Пластовая скорость в рассматриваемых отложениях изменяется от 2800м/с до 3300м/с.

ССК-5 - в терригенно - карбонатной пачке верейского горизонта интервальная скорость распространения волн составляет от 4000м/с. Мощность пачки составляет 48 м.

ССК-6 - в каширско-соликамском сульфатно-карбонатном комплексе отложения нижнейперми часто закарстованы. С кровлей сакмарского яруса отожествляется отражающий горизонт К. Мощность - 630 м. Интервальная скорость распространения упругих колебаний в толще составляет от 4800 до 5080 м/с.

ССК-7 - мощность верхнепермско-четвертичного комплекса равна 190 м. Скорость распространения упругих волн колеблется от 3000 м/с до 3500 м/с.

Сейсмогеологическая характеристика разреза представлена на рисунке 3.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом отношении площадь работ расположена в зоне сочленения Радаевской (Волго-Сокской) палеовпадины и Сокской седловины, отделяющих Южно-Татарский и Жигулевско-Пугачевский своды друг от друга. Бортовая зона ККСП развита западнее, юго-западнее проектной площади.

Тектоническое строение площади изучено по данным структурного бурения, сейсморазведки и глубокого бурения: поисково-разведочного и эксплуатационного.

На фоне погружения поверхностей по всем отложениям в южном и юго-восточном направлениях выделяется ряд поднятий и структурных зон.

На формирование различных структурных этажей и планов оказывали влияние тектонический и тектоно-седиментационный факторы, сочетание которых и предопределило особенности строения района.

В целом, с Берендеевским, Шумаркинским, Александровским и Капитоновским поднятиями (куполами), генетически образующими единое морфологически расчлененное поднятие - Александровскую структуру, связаны залежи нефти месторождения в опорных горизонтах девона, карбона и перми.

Наиболее сложное тектоническое строение имеет Берендеевский купол. По поверхности фундамента представляет антиклинальную складку изометрической формы, осложненную тремя выступами различной амплитуды. Складка ориентирована с северо-запада на юго-восток.

Юго-восточная переклинальБерендеевского купола опускается в сторону Шумаркинского купола под углом 300 с абс.отметки -2509 м до -2680 м, амплитуда 171 м.

Шумаркинский купол располагается на одной оси с Берендеевским, сохраняя тенденцию простирания с северо-запада на юго-восток, имеет неправильную форму.

Александровское поднятие расположено к юго-востоку от Шумаркинского. Имеет трехкупольное строение, все купола оконтуриваются изогипсой -2740 м. Ось поднятия в целом ориентирована с северо-запада на юго-восток. На Винно-Банновском поднятии сохраняются все три купола, связанные с соответствующими выступами фундамента. Структура также приобретает более сглаженные формы.

С пашийскими отложениями связаны промышленные скопления нефти, которые приурочены ко всем поднятиям. По отложениям турнейского яруса все структуры приобретают еще более сглаженные очертания.

В целом, форма строения отдельных куполов рассматриваемой площади, пространственная ориентировка которых вполне сопоставима с конусообразными тектоническими формами, косвенно подтверждает предположение, что систему куполов и поднятий Винно-Банновского месторождения можно рассматривать в качестве второстепенных кулисообразных осложняющих элементов Муханово-Ероховского прогиба.

Таким образом, район характеризуется унаследованностью структурных форм поверхности фундамента. Все структуры палеозоя являются структурами облекания, влияние тектонической составляющей в процессе структурообразования было второстепенным.

Тектоническая карта проектируемых работ представлена на рисунке 4.



Рисунок 4 - Тектоническая карта проектируемых работ

Условные обозначения к Рисунку 4.

1.5 Нефтегазаносность

Рассматриваемая площадь расположена в перспективном отношении нефтегазоносности района. В отложениях верхнего девона (пашийский горизонт, пласт Д1) скважиной 34 вскрыта нефтеносная залежь. При опробовании пласта-коллектора из интервала 1678-1679 м, сложенного светло-серыми кварцевыми песчаниками, получен приток нефти дебитом 1.3 м3/сут. Пласт-коллектор имеет неоднородное строение. В скв. 34 он разделяется на три проницаемых пропластка. Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1 м. В скважинах 64, 66, 129 пласты-коллекторы обводнены. Залежь водоплавающая, пластово-сводового типа.

В отложениях семилукского горизонта также выявлены залежи нефти. Мухановская залежь вскрыта скв. 129. При опробовании интервала 1620-1624 м было получено 50 л/сут. нефти. С северо-запада, запада и юго-запада залежь контактирует с плотными породами. Граница залежи в этом направлении проведена на половине расстояния между скв. 129, вскрывшей пласт-коллектор, и скв. 66, 41, 34, в которых пласт-коллектор замещен на плотные разности. Этаж нефтеносности составляет 2.8 м. Залежь массивного типа, контур нефтеносности по данным ГИС принят на абс.отметке-1456 м. Шуганская залежь установлена скв. 126, пробуренной в своде одноименного нижнепермского поднятия, расположена западнее участка работ. При опробовании получен приток нефти 50 т/сут. Этаж нефтеносности равен 10.3 м. Тип залежи массивный.В отложениях нижнего карбона (в бобриковском горизонте) Александровское месторождение содержит 3 залежи нефти. Это Грачевская, Удобновская и Мухановская залежи.

Мухановская залежь вскрыта скв. 34, в которой нефтенасыщение коллекторов бобриковского горизонта установлено по данным ГИС.

Грачевская и Удобновская залежи расположены юго-западнее участка работ.

2. Проектная часть

2.1 Обоснование постановки сейсморазведочных работ

Первые геолого-геофизические исследования на данной территории проводились в конце тридцатых годов прошлого столетия, это уже более трех четверти века. Несмотря на проведенных на данной территорий комплекса геофизических работ, данная территория Александровского месторождения является не достаточно, а так же не детализационно изученной. Проведенный на данном участке комплекс геофизических работ, а именно структурное бурение, сейсморазведочные работы МОВ ОГТ, глубокое эксплуатационное бурение не позволило достаточно точно определить горизонты разреза, в которых по работам прошлых лет выявлены нефтесодержащие залежи. Причиной выбора метода МОВ ОГТ 2D является его оптимальность по отношению к этой территории. Работы в данном проекте предполагается ввести поредкой сетки наблюдения МОВ ОГТ 2D, что является экономически выгодным и захватывает большую территорию. Работы методом МОВ ОГТ 2D планируются провести в масштабе 1:25000, что позволит более детально изучить данную территорию, что является целью проведения на данной территории геофизических работ.

Выбор сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2Д характеризуется такими причинами как МОВ ОГТ 2Д:

1. обеспечивает выявление пластов песчаников, являющиеся нефтесодержашими объектами на данном участке работ;

2. способствует получения предельной детальности и точности результатов, являющиеся одним из целей проведения геофизических работ на данном участке;

3. является сравнительно простым и экономичным методом, по сравнению с другими.

2.2 Методика и технология полевых работ

Целевым назначением сейсморазведочных работ является детальное изучение геологического строения Александровского месторождения по отражающим горизонтам, получение геологической модели строения площади.

Системой наблюдений называют взаимное расположение пунктов возбуждения и пунктов приема колебаний. Выбор той или иной системы наблюдений основывается на выбранной модификации метода и способа сейсморазведки.

Размерность системы наблюдений определяется пространством размещения ПВ и ПП. Когда они расположены вдоль одной линии, имеет место двухмерная сейсморазведка. Именно её мы выбрали, основываясь на том, что она выполняется достаточно просто и экономично.

Параметры систем наблюдений в МОВ выбирают в соответствии с геологической задачей на основе имеющегося опыта и специальных работ. Основываясь на сейсмологические условия района и на параметры, необходимые для выбранного метода сейсморазведочных работ, запроектирована центральная симметричная система наблюдения.

Параметры системы наблюдения:

- размер бина 25м*25м.;

- расстояние между ПВ, ПП 50м.;

- кратность наблюдения 24;

- число активных каналов 120;

- база наблюдений 5950.

В качестве регистрирующей аппаратуры использовалась телеметрическая система сбора информации I/O SISTEM TWO-RSR Vectorseis.

Для регистрации упругих волн применялись сейсмоприемники типа GS-20DX, число сейсмоприемников в группе - 12.

Получение надежных динамических характеристик сигналов обеспечивается в первую очередь стабильными и оптимальными условиями возбуждения и регистрации упругих колебаний. Это в свою очередь планируется обеспечить использованием взрывного возбуждения на выдержанных и оптимальных глубинах, а также постоянным контролем условий установки групп сейсмоприемников. Высокие отношения сигнал/помеха планируется получить, используя кратность накапливания - 32, оптимальную глубину заложения заряда ВВ и его величину, регистрацию колебаний в моменты отсутствия заметных микросейсмических и транспортных помех.

Взрывчатым материалом служит тротил в виде шашек массой 0,32 кг. Средством взрывания служат электродетонаторы мгновенного действия, время срабатывания которых не превышает 10-15 мсек. Подрыв заряда разрешается только с помощью взрывной машинки. В машинке имеется источник низковольтного питания. Это питание с помощью преобразователя напряжения и накопительного конденсатора создается высоковольтный разряд постоянного напряжения в 500-600 В. Этой мощности достаточно для одновременного срабатывания нескольких десятков электродетонаторов.

Пара проводов, соединяющая взрывную машину с электрической цепью зарядов, называется боевой линией или магистралью. При групповых взрывах детонаторы обычно соединяют между собой последовательно. Одновременно вместе с взрывом с помощью системы синхронизации возбуждения (ССВ) запускается сейсмостанция.

2.2.1 Аппаратура и оборудование сейсморазведочных работ

Input/Output System Two - это телеметрическая сейсморегистрирующая система, построенная по модульному принципу. Она предназначена для сбора данных трехмерных многоканальных сейсмических исследований и контроля за процессом сбора. Регистрация данных может производиться по одной или множеству (до 512) линий с общим максимальным числом каналов 8064 (при шаге квантования 4 мс). Одной из существенных особенностей данной станции является возможность проводить диагностику в оперативном и автоматическом режимах.

Все оборудование телеметрической сейсмической системы типа Input/Output System Two состоит из четырех модульных подсистем.

Центральная электроника (ЦЭ) получает команды, устанавливает параметры и инструкции от оператора станции и передает их на полевое оборудование. Она контролирует и обрабатывает сейсмические данные, поступающие от полевого оборудования, выводит их на магнитофон или плоттер. Включает в себя следующие элементы:

-консоль оператора (Operator Console Module - ОСМ) на базе IBM-486;

-блок управления системой (System Control Module - SCM) с подблоком памяти SIM;

-линейный интерфейсный модуль (Line Interface Module - LIM);

-магнитофон (Tape Transport Module - TTM);

-коррелятор-сумматор (Correlator/Stacker Module -CSM).

Полевое электронное оборудование (ПЭО) дешифрирует поступающую информацию и выполняет команды, полученные от нейтральной электроники. В процессе регистрации сейсмических данных ПЭО принимает, оцифровывает и передает данные на ЦЭ. Оно включает в себя:

-полевые регистрирующие модули (RSC, MRX, RSX);

-коммутационный модуль (LT или ALT);

-источники питания.

Периферийное оборудование станции содержит:

-устройство управления источником взрыва (Energy Source Controller -ESC);

-плоттер (Plotter Module - PM);

-портативный источник питания (Portable Power Supply).

Вспомогательное оборудование служит для установки параметров ПЭО, технического обслуживания и текущего ремонта всей системы и состоит из:

-портативного тестирующего устройства полевых модулей (Hand Held Terminal - ННТ);

-модуля контроля линейной расстановки (Line Checker Module - LCM);

-диагностического и ремонтного комплекса (Remote Test Station - RTS);

-осциллографа;

-зарядного устройства.

Блоки центральной электроники монтируются в кабине сейсмостанции и выполняют следующие функции:

-адресацию и установку параметров полевого оборудования;

-стыковку между полевым и периферийным оборудованием:

-регистрацию сейсмических данных.

Консоль оператора (ОСМ) - является связующим интерфейсом оператора со станцией INPUT/OUTPUT SYSTEM TWO. С ее помощью оператор вводит все системные параметры для каждого модуля, получает обратно на дисплей информацию о работе системы через режим контроля ее в реальном времени или в автономном режиме. В конфигурацию ОСМ включен принтер, на котором можно получить документальные распечатки различных видов рапортов, а также всей информации с экрана ОСМ.

Блок управления системой SCM с помощью устройства долговременной памяти SIM осуществляет распределение команд и адресов всем находящимся на связи с ним модулям. Регистрируемые сейсмические данные передаются на SCM через LIM для последующей записи на магнитофон ТТМ.

Магнитофон (ТТМ) - это девятидорожечный накопитель на полудюймовой магнитной ленте с кассетами размером 10,5 дюймов. Он управляется специальным блоком, находящимся в SCM. Блок управления передает 2,5- или 4-байтные демультиплексированные данные форматов соответственно SEG-D-8015 и SEG-D-8048 на магнитофон для записи.

В состав полевого оборудования входят два типа модулей: регистрирующие модули Remote Signal Conditioner - RSC и коммутационные модули типа Line Taps - LT или Advanced Line Taps - ALT. Регистрирующие модули RSC выпускаются в нескольких модификациях. Наиболее часто при наземных работах используются модули конструкции типа MRX, имеющие существенно меньшие габариты и вес. Имеется аналог этого модуля, который способен работать в воде на глубине до 15 м (MRX-2). Коммутационные модули LT и ALT между собой различаются не принципиально.

Полевой регистрирующий модуль MRX - это основной интеллектуальный, программируемый, выносной модуль системы, осуществляющий сбор и оцифровку сейсмической информации.

Коммутационные модули LT и ALT используются совместно с модулями MRX и позволяют на основе телеметрических линий связи стандартной для INPUT/OUTPUT SYSTEM TWO длины добиваться большого количества вариантов в конфигурации полевого оборудования и расстановки сейсмических кос.

2.2.2 Группирование сейсмоприемников

Первым звеном сейсморегистрирующего канала является первичный преобразователь класса датчиков, который воспринимает смещение частиц среды, вызванное приходом упругой волны, и преобразует скорость смещения механических колебаний в переменное электрическое напряжение. Этот прибор называется сейсмоприемником.

При работах на Александровской площади будут использоваться сейсмоприемники типа GS-20DX, это индукционные сейсмоприемники электродинамического типа. Конструкция приборов инерционного типа предусматривает прем с их помощью вертикальной и горизонтальной составляющей. В качестве инертной массы используют полый немагнитный металлический цилиндр. На который намотан медный изолированный провод так, что образуется катушка в каркасе. Это конструкция с помощью крепкой пружины крепится к корпусу сейсмоприемника. Одна или две плоские пружины, фиксирующие инертную массу относительного корпуса прибора, образуют вместе с ней колебательную систему смещающуюся внутри узкого зазора между постоянным магнитном и корпусом сейсмоприемника.

Приперемещение инертной массы в магнитном поле постоянного магнита преобразователя в витках катушки возникает ЭДС, т.к. при этом происходит изменение потока магнитной индукции через плоскость витков катушки. Амплитуда ЭДС оказывается пропорциональна скорости смещения корпуса сейсмоприемника, напрямую зависящей от скорости смещения частиц среды, в которых находится прибор.

При группировании сейсмоприемников ряд сейсмоприемников устанавливается вдоль, в крест профиля или равномерно по площади, подключается к одному усилителю, и в результате регистрируется один суммарный сигнал. Выбор количества сейсмоприемников в каждом канале, системы их расстановки, расстояний между ними производятся опытным путем в целях наилучшего выделения определенной волны.

При группировании подчеркиваются волны, подошедшие одновременно ко всем сейсмоприемникам группы снизу, а волны, пришедшие с других направлений, ослабляются. Подобранные параметры группы должны обеспечивать попадание спектральных составляющих волн - помех в полосу их непропускания. При этом полезные волны с минимальными кажущимися скоростями и максимальными частотами должны располагаться в пределах основного максимума характеристики направленности на уровне не ниже 0,7.

Рассчитаем параметры группирования сейсмоприемников, имея следующие данные о параметрах полезных волн и волн-помех: частота поверхностной волны колеблется в диапазоне от 15 до 20 Гц; скорость поверхностной волны колеблется в диапазоне от 300 до 400 м/с; частота отраженной волны равна 50 Гц; скорость отраженной волны равна 5000 м/с.

1) Определяем волновые числа:

; (1)

где - минимальная частота волны - помехи, Гц;

- максимальная скорость волны - помехи, м/с.

(2)

где - максимальная частота волны - помехи, Гц;

- минимальная скорость волны - помехи, м/с.

(3)

где - частота отраженной волны, Гц;

- скорость отраженной волны, м/с.

2) Определяем расстояние между элементами группы

(4)

3) Определяем базу группы

L = 11*60 = 660 м. (5)

Исходя из того, что база большая, я предлагаю уменьшить шаг наблюдения до 3м.

5) Проверим оптимальность подобранных параметров:

Находим волновые числа при шаге = 3 м.

(6)

(7)

(8)

6) Рассчитаем статистический эффект

(9)

= 3,5

Строим характеристику направленности 2-го рода для приемников.

Подобранные параметры группы приемников, при построении характеристики направленности второго рода, показали, что отраженная волна принимается с большей чувствительностью, чем поверхностная волна.

Исходя из этого, предлагается применить группирование из 12 сейсмоприемников на базе 33 метров с шагом между приборами 3 метра. Это позволит увеличить соотношение сигнал-помеха.

Характеристика направленности 2-го рода представлена на рисунке 5.



Рисунок 5- характеристика направленности 2-го рода

Исходя из характеристики направленности 2 - го рода, следует, что подобные параметры группы приемников обеспечивают прием отраженной волны и подавление помехи.

На основании проведенных расчетов, я считаю, что данная групп является оптимально для данных сейсмогеологических условий.

2.2.3 Расчет системы наблюдений МОВ ОГТ -2D

Опираясь на вышесказанное, я хочу рассчитать расчет системы наблюдения продольной 2Д сейсморазведки.

К=120 - количество активных каналов;

Vk=4700 - скорость распространения волн в нефтележащем пласте;

Т=0,03 - период (значение постоянное)

1) Рассчитаем кратность наблюдений:

N=B2=7,82=60 (10)

В - зона прохождения волны

2) Рассчитаем расстояние между пунктами приема:

(11)

3) Рассчитаем базу наблюдений:

(12)

4) Определим длину годографа:

В центральной симметричной системе наблюдений базы приема равна расстоянию от пункта приема до пункта возбуждения, так как в данной системе ПВ находится в центре расстановки, по длине годографа равна половине базы наблюдения.

L=8330/2=4165м (13)

5) Рассчитаем шаг возбуждения:

(14)

6) Выберем вынос ПВ:

Вынос не должен превышать глубину верхней интересующей границы. Наиболее оптимальное минимальное отдаление ПП от ПВ для данныхсейсмогеологических условий равна 100м.

На основании выполненных расчетов, предлагаю применить систему наблюдений МОВ ОГТ - 2D центрально-симметричную, типа «крест».

Система наблюдений МОВ ОГТ - 2D для Александровской площади представлены на рисунке 6.

2.2.4 Обработка и интерпретация сейсморазведочных работ

При решении обратной задачи различают стадии обработки и интерпретации. Обработка состоит в преобразовании данных с целью извлечения полезной информации. Интерпретацией называют физико-геологическое истолкование результатов обработки. По определению, интерпретация следует за обработкой, однако связь между ними не является односторонней. Решение обратной задачи осуществляется обычно целым рядом этапов, каждый из которых содержит стадии обработки и интерпретации. Многоэтапность решения обусловлена двумя принципиальными обстоятельствами - недостаточностью априорной информации и вычислительной сложностью.

Эффективность способов и приемов обработки зависит от того, насколько экспериментальный материал соответствует принятой модели в качественном и количественном отношениях. Как правило, степень соответствия не известна заранее с необходимой точностью и устанавливается в результате анализа самого экспериментального материала в процессе его обработки. Уточнение модели происходит поэтапно в ходе решения обратной задачи путем последовательных приближений - итераций. Обратная связь между стадиями обработки и интерпретации, реализуемая в итерационных циклах, характерна для структуры решения сейсморазведочных задач в сложных условиях.

Эту связь подчеркивает термин интерпретационная обработка, который получил распространение в последнее время.

Из-за недостатка априорных данных интерпретатору приходится, помимо уточнения модельной основы, разрешать неоднозначность некоторых результатов обработки. В этом проявляется некорректность решаемых задач. Потребность в анализе промежуточных результатов с целью выбора из них наиболее обоснованных вариантов приводит к поэтапному решению обратной задачи.

Другой причиной поэтапного характера решения является его вычислительная сложность. Согласно теории математической статистики, при определении по экспериментальным данным многих параметров оптимальный результат достигается тогда, когда неизвестные величины оцениваются совместно в рамках единой вычислительной процедуры. Например, при обработке совокупности волн, отраженных от ряда сейсмических границ, наилучший по точности результат следует ожидать при одновременном определении формы всех границ и всех пластовых скоростей. Однако в вычислительном отношении такой алгоритм оказывается чрезвычайно сложным, и его практическая реализация становится серьезной проблемой даже при использовании современных компьютеров. Поэтому, создавая технологичные вычислительные схемы, пригодные для обработки массовых полевых материалов, приходится расчленять процесс решения на ряд последовательных этапов. Так, в случае указанного примера решение обратной кинематической задачи можно реализовать путем последовательной оценки пластовых скоростей и формы сейсмических границ, двигаясь по разрезу сверху вниз и учитывая каждый раз результаты, полученные для всех предшествующих границ.

Обработка и интерпретация полевых геофизических материалов будет выполнена в ЦГИ, оснащенном современным вычислительным центром на базе ЭВМ SunEnterprise-10 000 и геофизических рабочих станций специализированными пакетами программ фирм Paradigm Geophysical и Schlumberger.

Графа обработки сейсмического материала предусматривает выполнение следующих процедур:

- перевод сейсмических данных в формат обработки;

- просмотр и редактирование сейсмических записей;

- формирование заголовков трасс;

- восстановление амплитуд (коррекция за геометрическое расхождение и сферическое поглощение);

- корректирующая фильтрация исходных записей;

- получение контрольных временных разрезов с априорными статическими и кинематическими поправками;

- двойной цикл коррекции статических и кинематических поправок;

- суммирование с применением окончательных статических, кинематических поправок и мьютинга, формирование куба сейсмических данных;

- двухмерное миграционное преобразование;

- корректирующая фильтрация куба данных;

- амплитудное выравнивание и когерентная фильтрация куба данных.

Параметры процедур обработки будут выбраны по результатам тестирования. В целом, обработка материалов будет направлена на достижение надежной прослеживаемости целевых отражений и на получение временных разрезов высокой разрешённости с сохранением истинного соотношения амплитуд сигналов.

2.2.5 Опытные работы

Для выбора базы группирования скважин произвести взрывы в трёх скважинах на базах 2, 3, 4, 6м на глубине 3 м зарядов весом 0,32 кг (3С-40) в каждой скважине.

Для выбора глубины скважин произвести взрывы в трёх скважинах на выбранной базе группирования на глубине 3.0, 3.5, 4.0, 4.5, 5.0, 5.5 м зарядов весом 0,32 кг (3С-40) в каждой скважине.

Для выбора веса заряда произвести взрывы в трёх скважинах, зарядов весом 0.32, 0.64 кг в каждой скважине на выбранных глубинах и базе группирования скважин.

По результатам опытных работ в трёхдневный срок составляется отчёт-анализ с выводами и рекомендациями по применяемой методике. Отчёт-анализ рассматривается начальником сейсмоотряда, техническим руководителем партии. После принятия решения о качественном первичном материале принимается решение о начале полевых сейсмических работ.

При ухудшении качества получаемого материала выполняется дополнительный объём опытных работ с целью подбора оптимальных параметров излучения.

2.4 Вспомогательные работы

2.4.1 Буро - взрывные работы

На заселённых участках профилей или из-за особенностей рельефа, для возбуждения упругих колебаний будут применяться взрывы в скважинах. Бурение в этих условиях будет осуществляться буровыми установками RICSHA, имеющими малые габариты и вес. Буровой инструмент: шнеки длиной 0,8-1,0 м диаметром 62 мм. Диаметр применяемых долот 70 мм. На каждом пункте возбуждения будет буриться группа из 3 скважин глубиной 3 м. База группирования, глубина заложения и вес заряда будут выбраны по результатам опытных работ. Перемещение малогабаритных буровых установок с ПК на ПК будет производиться вручную силами буровой бригады.

На основании опыта предшествующих работ на этой площади устанавливается следующее распределение пород по буримости для шнекового бурения малогабаритными буровыми установками в интервале 0-3 м:

2 категория - 33%

3 категория - 33%

4 категория - 34%

В качестве ВВ будет применяться тротил 3С-40 массой по 0,32 кг (вес заряда определяется по результатам опытных работ). В качестве СВ будут применяться сейсмические электродетонаторы из расчёта 1 ЭДС-1 на 1 скв.

Связь взрывников с сейсмостанцией, передача отметки момента и вертикального времени осуществляется по радиоканалу. Укупорка зарядов в скважинах будет производиться выбуренной породой. Связь взрывной бригады с сейсмостанцией будет осуществляться по радио.

Взрывные работы будут проводиться после получения разрешения районной горно-технической экспертной инспекции «Ростехнадзора» РФ и согласования с местной администрацией.

2.4.2 Топографо-геодезические работы

Топографо-геодезические работы проводятся с целью перенесения в натуру проектной сети сейсмических профилей, определения прямоугольных координат и высот пунктов геофизических наблюдений и составления топографической основы для результативных геофизических карт.

Для проведения работ партия обеспечивается топографическими картами масштаба 1:100000 и 1:25000, современными электронными геодезическими инструментами и укомплектовывается кадрами топографов.

Масштаб отчетной геофизической карты 1:50 000.

Проектная точность определения положения пунктов геофизических наблюдений: планового - +/- 2.5 м, высотного - +/- 1,0 м.

Вынос в натуру сейсмических профилей, плановая и высотная привязка пунктов геофизических наблюдений осуществляются комплектом электронного тахеометра GTS-702 фирмы "Торсоп" и GPS-приемниками марки GeoExplorer фирмы "Trimble". Пункты геофизических наблюдений закрепляются на месте кольями. При разбивке профилей производится контрольная привязка глубоких и структурных скважин, имеющихся на участке работ, данные по которым потребуются при обработке геофизических материалов. По каждому профилю составляется абрис с зарисовкой всех объектов и ориентиров местности, опасных зон, объездов препятствий и т.п.

Топографо-геодезические материалы будут представляться в ГЭОИ одновременно с SPS файлами и сейсмическими материалами ежедекадно.

3. Экономический раздел

3.1 Краткая характеристика предприятия

«Татнефтегеофизика» реорганизованная в 2006 году в ООО «ТНГ-Групп» - является крупнейшей в Российской Федерации высокотехнологичной нефтесервисной компанией с полувековой историей, имеющий большой опыт успешной работы в различных климатических и геологических условиях не только России, но также в странах СНГ, Азии и Ближнего Востока.

ООО "ТНГ-Групп" проводит геолого-геофизические работы для разведки и эксплуатации месторождений нефти и газа, оказывает полный спектр геофизических услуг в нефтяных и газовых скважинах, включая горизонтальные, контроль за разработкой месторождений, самые современные методы линейной и объемной сейсморазведки, электро-, грави-, магниторазведки, аэрокосмического дешифрирования, бурение эксплуатационных скважин (наклонно-направленных, горизонтальных), ремонт скважин старого фонда (бурение боковых и боковых горизонтальных стволов), в т.ч. информационно-технологическое сопровождение, обработка геолого-геофизической информации с помощью новейших вычислительных комплексов.

ООО "ТНГ-Групп" - крупнейшая нефтесервисная компания России, в которой трудятся более одиннадцати тысяч человек.

Компания «ТНГ-Групп» включает в себя следующие подразделения: «ТНГ-АлГИС», «ТНГ-ЛенГИС», «ТНГ-КомиГИС», «ТНГ-Ижгеофизсервис», «ТНГ-НурГИС», «ТНГ-Казаньгеофизика», «ТНГ-Востокгео», «ТНГ-Юграсервис», «ТНГ-Комигео», «ТНГ-Геосейс», «ТНГ-Оралгео» и т.д.

«ТНГ-Групп» и по сей день возглавляет Ринат Харисов, который также являлся гендиректором «Татнефтегеофизика».

3.2 Структура и штат сейсмопартии

Сейсмопартия - это организационная единица, необходимая для выполнения сейсморазведочных работ. Она может подразделяться на отряды и бригады. Сейсмопартия начинает существовать с даты подписания приказа вышестоящей организацией о формировании партии и назначении начальника партии.

Начальник сейсмопартии должен обеспечить организацию и безопасное ведение сейсморазведочных работ; исправное состояние и безопасное эксплуатацию машин и оборудования; обеспечить соблюдение уставного порядка и т.д

Вторым лицом после начальника партии является главный геофизик. Главный геофизик должен обеспечить: ведение сейсморазведочных работ в соответствии с проектом; организацию и проведение проверок знаний техники безопасности у работников партии.