Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Список сокращений

Введение

1. Общая часть

1.1 Физико-географический очерк

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.3 Тектоническое строение

1.4 Нефтегазоносность

2.Специальная часть

2.1 Геофизические работы, проводимые на данной площади

2.2 Результаты геофизических исследований

2.3 Обоснование выбора трехмерной сейсморазведки

3.Проектная часть

3.1 Обоснование методики работ МОГТ - 3D

3.2 Пример расчета системы наблюдений типа "крест"

3.3 Аппаратура и оборудование

3.4 Методика обработки и интерпретации полевых материалов

4.Специальное задание

4.1 AVO-анализ

4.1.1 Теоретические аспекты AVO-анализа

4.1.2 AVO-классификация газовых песков

4.1.3 AVO кроссплоттинг

4.1.4 Упругая инверсия в AVO анализе

4.1.5 AVO анализ в анизотропной среде

4.1.6 Примеры практического применения AVO анализа

Заключение

Список используемых источников

стратиграфический сейсморазведка полевой анизотропный

Список сокращений

ГИС-геофизические исследования скважин

МОВ-метод отраженной волны

МОГТ-метод общей глубиной точки

НГК-нефтегазоносный комплекс

НГО-нефтегазоносная область

НГР-нефтегазоносный район

ОГ-отражающий горизонт

ОГТ-общая глубинная точка

ПВ-пункт взрыва

ПП-пункт приема

с/п-сейсморазведочная партия

УВ-углеводороды

Введение

Данная бакалаврская работа предусматривает обоснование сейсморазведочных работ МОГТ - 3D на Восточно-Мичаюской площади и рассмотрение AVO-анализа, в качестве специального вопроса.

Проведенными в последние годы сейсморазведочными работами и данными бурения установлено сложное геологическое строение площади работ. Необходимо дальнейшее планомерное изучение Восточно-Мичаюской структуры.

Работой предусматривается изучение площади с целью уточнения геологического строения сейсморазведочных работ МОГТ-3D.

Бакалаврская работа состоит из четырех глав, введения, заключения, изложен на страницах текста, содержит 22 рисунка, 4 таблицы. Библиографический список содержит 10 наименований.

1. Общая часть

1.1 Физико-географический очерк

Восточно-Мичаюская площать (рисунок 1.1) в административном отношении расположена в Вуктыльском районе.

Рисунок 1.1 - Карта местности Восточно-Мичаюской площади

Недалеко от площади исследования находится город Вуктыл и деревня Дутово. Район работ расположен в бассейне реки Печора. Местность представляет собой всхолмленную, пологоволнистую равнину, с ярко выраженными долинами рек и ручьев. Район работ заболочен. Климат района резко континентальный. Лето короткое и прохладное, зима суровая с сильными ветрами. Снеговой покров устанавливается в октябре и сходит в конце мая. По проведению сейсмических работ данный район относится к 4 категории трудности.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза (рисунок 1.2) осадочного чехла и фундамента приводится по результатам бурения и сейсмокаротажа скважин 2- , 4-, 8-, 14-, 22-, 24-, 28-Мичаю, 1 - С.Савинобор, 1 - Динью-Савинобор.

Рисунок 1.2 - Литолого-стратиграфический разрез Восточно-Мичаюской площади

Палеозойская эратема - PZ

Девонская система - D

Среднедевонский отдел - D₂

На карбонатных породах силурийской толщи несогласно залегают терригенные образования среднего девона, живетского яруса.

Отложения живетского яруса мощностью в скв. 1-Динью-Савинобор 233 м представлены глинами и песчаниками в объеме старооскольского надгоризонта (I - в пласт).

Верхнедевонский отдел - D₃

Верхний девон выделен в объеме франского и фаменского ярусов. Фран представлен тремя подъярусами.

Отложения нижнего франа образованы яранским, джьерским и тиманским горизонтами.

Франский ярус - D₃f

Верхтефранский подъярус - D₃f₁

Яранский горизонт - D₃jr

Разрез яранского горизонта (мощностью 88 м в КВ. 28-Мич.) слагают песчаные пласты (снизу вверх) В-1, В-2, В-3 и межпластовые глины. Все пласты не выдержаны по составу, мощности и количеству песчаных прослоев.

Джьерский горизонт - D₃dzr

В основании джьерского горизонта залегают глинистые породы, выше по разрезу выделяются песчаные пласты Iб и Iа, разделённые пачкой глин. Мощность джьера изменяется от 15 м ( КВ. 60 - Ю.М.) до 31 м ( КВ. 28- М.).

Тиманский горизонт - D₃tm

Отложения тиманского горизонта, толщиной 24 м сложены глинисто-алевролитовыми породами.

Среднефранский подъярус - D₃f₂

Среднефранский подъярус представлен в объёме саргаевского и доманикового горизонтов, сложенных плотными, окремнёнными, битуминозными известняками с прослоями чёрных сланцев. Мощность саргая составляет 13 м (скв. 22-М) - 25 м (скв. 1-Тр.), доманика - 6 м в скв. 28-М. и 38 м в скв. 4-М.

Верхнефранский подъярус - D₃f₃

Нерасчленённые ветласянские и сирачойские (23 м), евлановские и ливенские (30 м) отложения слагают разрез верхнефранского подъяруса. Они образованы коричневыми и чёрными известняками с прослоями глинистых сланцев.

Фаменский ярус - D₃fm

Фаменский ярус представлен волгоградским, задонским, елецким и усть-печорским горизонтами.

Волгоградский горизонт - D₃vlg

Задонский горизонт - D₃zd

Волгоградский и задонский горизонты сложены глинисто-карбонатными породами мощностью 22 м.

Елецкий горизонт - D₃el

Отложения елецкого горизонта образованы известняками участками органогенно-обломочными, в нижней части сильно глинистыми доломитами, в основании горизонта залегают мергели и глины известковистые, плотные. Толщина отложений изменяется от 740 м (скв.14-, 22-М) до 918 м (скв.1-Тр.).

Усть-печорский горизонт - D₃up

Усть-печорский горизонт представлен плотными доломитами, чёрными аргиллитоподобными глинами и известняками. Его толщина составляет 190м.

Каменноугольная система - C

Выше несогласно залегают отложения каменноугольной системы в объёме нижнего и среднего отделов.

Нижнекаменноугольный отдел - C₁

Нижний отдел представлен в полном объёме и сложен известняками, и глинистыми мергелями, а в верхней части глинами. Его мощность равна 112м.

Визейский ярус - C₁v

Серпуховский ярус - C₁s

Нижний отдел слагают визейский и серпуховский ярусы, образованные известняками с прослоями глин, общей мощностью 76 м.

Верхнекаменноугольный отдел - C₂

Башкирский ярус - C₂b

Московский ярус - C₂m

Башкирский и московский ярусы представлены глинисто-карбонатными породами. Мощность башкирских отложений составляет 8 м (скв. 22-М.) - 14 м (скв. 8-М.), а в скв. 4-, 14-М. они отсутствуют.

Толщина московского яруса изменяется от 24 м (скв. 1-Тр) до 82 м (скв. 14-М.).

Пермская система - Р

Московские отложения несогласно перекрыты пермскими, в объёме нижнего и верхнего отделов.

Нижнепермский отдел - Р₁

Нижний отдел представлен в полном объёме и сложен известняками, и глинистыми мергелями, а в верхней части глинами. Его мощность равна 112м.

Верхнепермский отдел - Р₂

Верхний отдел образуют уфимский, казанский и татарский ярусы.

Уфимский ярус - P₂u

Уфимские отложения мощностью 275 м представлены переслаиванием глин и песчаников, известняками и мергелями.

Казанский ярус - P₂kz

Казанский ярус сложен плотными и вязкими глинами, и кварцевыми песчаниками, также встречаются редкие прослои известняков и мергелей. Толщина яруса составляет 325 м.

Татарский ярус - P₂t

Татарский ярус образуют терригенные породы мощностью 40 м.

Мезозойская эратема - MZ

Триасовая система - T

Отложения триаса в объёме нижнего отдела сложены чередованием глин и песчаников мощностью 118 м (скв.107) - 175 м (скв.28-М.).

Юрская система - J

Юрская система представлена терригенными образованиями мощностью 55 м.

Кайнозойская эратема - KZ

Четвертичкая система - Q

Завершают разрез суглинки, супеси и пески четвертичного возраста толщиной 65 м в скв.22-М. и 100 м в скв.4-М.

1.3 Тектоническое строение

В тектоническом отношении (рисунок 1.3) площадь работ расположена в центральной части Мичаю-Пашнинского вала, которой соответствует Илыч-Чикшинской системе разломов по фундаменту. Система разломов нашла свое отражение и в осадочном чехле. Тектонические нарушения в районе работ являются одним из основных структурно-образующих факторов.

Рисунок 1.3 - Выкопировка из тектонической карты Тимано - Печорской провинции

На площади работ выделены три зоны тектонических нарушений: западная и восточная субмеридионального простирания, и, на юго-востоке площади северо-восточного простирания.

Тектонические нарушения наблюдаемые на западе данной площади можно проследить по всем отражающим горизонтам, а нарушения на востоке и юго-востоке затухают соответственно в фаменское и франское время.

Тектонические нарушения западной части представляют собой грабенообразный прогиб. Наиболее отчетливо прогибание горизонтов прослеживается на профилях 40990-02, 40992-02, -03, -04, -05.

Амплитуда вертикального смещения по горизонтам колеблется от 12 до 85 м. В плане нарушения имеют северо-западную ориентировку. Они протягиваются в юго-восточном направлении от отчетной площади, ограничивая с запада Динью-Савиноборскую структуру.

Нарушения, вероятно, отделяют осевую часть Мичаю-Пашнинского вала от его восточного склона, характеризующегося непрерывным погружением отложений в восточном направлении.

В геофизических полях g нарушениям соответствуют интенсивные зоны градиентов, интерпретация которых позволила выделить здесь разлом глубокого заложения, отделяющий по фундаменту Мичаю-Пашнинскую зону поднятий от относительно опущенной Лемьюской ступени и являющийся, вероятно, основным структуроформирующим разломом (Кривцов К.А., 1967 г., Репин Э.М., 1986 г.).

Западная зона тектонических разломов осложнена оперяющими нарушениями северо-восточного простирания, благодаря которым образуются отдельные приподнятые блоки, как на профилях 40992-03, -10,-21.

Амплитуда вертикального смещения по горизонтам восточной зоны нарушений составляет 9-45 м (пр. 40990-05 пк 120-130).

Юго-восточная зона нарушений представлена ввиде грабенообразного прогиба, амплитуда которого равна 17-55 м (пр. 40992-12 пк 50-60).

Западная тектоническая зона образует приподнятую приразломную структурную зону, состоящую из нескольких тектонически-ограниченных складок - Среднемичаюская, Восточно-Мичаюская, Иван-Шорская, Динью-Савиноборская структуры.

Самый глубокий горизонт ОГ III_2-3 (D_2-3), по которому выполнены структурные построения, приурочен к границе раздела верхнедевонских и среднедевонских отложений.

Исходя из структурных построений, анализа временных разрезов и данных бурения, осадочный чехол имеет довольно сложное геологическое строение. На фоне субмоноклинального погружения слоев в восточном направлении выделена Восточно-Мичаюская структура. Она впервые выявлена, как незамкнутое осложнение типа "структурный нос" материалами с\п 8213 (Шмелевская И.И., 1983 г.). По работам сезона 1989-90 гг. (с\п 40990) структура представлена в виде приразломной складки, оконтуренной по редкой сети профилей.

Отчетными данными установлено сложное строение Восточно-Мичаюской структуры. По ОГ III_2-3 она представлена трехкупольной, линейно-вытянутой, антиклинальной складкой северо-западного простирания, размеры которой составляют 9,75 Ч 1,5 км. Северный купол имеет амплитуду 55 м, центральный - 95 м, южный - 65 м. С запада Восточно-Мичаюскую структуру ограничивает грабенообразный прогиб северо-западного простирания, с юга - тектоническое нарушение, амплитудой 40 м. На севере Восточно-Мичаюская антиклинальная складка осложнена приподнятым блоком (пр. 40992-03), а на юге - опущенным блоком (пр. 40990-07, 40992-11), благодаря оперяющим нарушениям северо-восточного простирания.

К северу от Восточно-Мичаюского поднятия выявлена Среднемичаюская приразломная структура. Мы предполагаем, что она замыкается севернее отчетной площади, где ранее проводились работы с\п 40991 и выполнены структурные построения по отражающим горизонтам в пермских отложениях. Среднемичаюская структура рассматривалась в пределах Восточно-Мичаюского поднятия. По работам с\п 40992 выявлено наличие прогиба между Восточно-Мичаюской и Среднемичаюской структурами на пр. 40990-03, 40992-02, что подтверждается и отчетными работами.

В одной структурной зоне с рассмотренными выше поднятиями расположена Иван-Шорская антиклинальная структура, выявленная работами с\п 40992 (Мисюкевич Н.В., 1993 г.). С запада и юга ее обрамляют тектонические нарушения. Размеры структуры по ОГ III_2-3 составляют 1,75Ч1км.

Западнее Среднемичаюской, Восточно-Мичаюской и Иван-Шорской структур находятся Южно-Лемьюская и Южно-Мичаюская структуры, которые затронуты лишь западными концами отчетных профилей.

Юго-восточнее Южно-Мичаюской структуры выявлена молоамплитудная Восточно-Трипанъельская структура. Она представлена антиклинальной складкой, размеры которой по ОГ III_2-3 составляют 1,5Ч1км.

В западной прибортовой части грабена субмеридионального простирания на севере отчетной площади обособляются небольшие приразломные структуры. Южнее подобные структурные формы образуются благодаря мелким тектоническим нарушениям различного простирания, осложняющим зону грабена. Все эти небольшие структуры в опущенных относительно Восточно-Мичаюского поднятия блоках объединены нами под общим названием Центрально-Мичаюская структура и требуют дальнейшего изучения сейсморазведкой.

С ОГ IIIf₁ связывается репер 6 в верхах яранского горизонта. Структурный план отражающего горизонта IIIf_1, унаследован от ОГ III_2-3. Размеры Восточно-Мичаюской приразломной структуры составляют 9,1Ч1,2км, в контуре изогипсы - 2260 м выделяются северный и южный купола с амплитудой соответственно 35 и 60 м.

Размеры Иван-Шорской приразломной складки составляют 1,7Ч0,9км.

Структурная карта ОГ IIId отражает поведение подошвы доманикового горизонта среднефранского подъяруса. В целом наблюдается воздымание структурного плана к северу. Севернее отчетной площади подошва доманика вскрыта скв. 2-Сев.Мичаю, 1-Сев.Мичаю на абсолютных отметках - 2140 и - 2109 м соответственно, южнее - в скв. 1-Динью-Савинобор на отметке - 2257 м. Восточно-Мичаюская и Иван-Шорская структуры занимают промежуточное гипсометрическое положение между Северо-Мичаюской и Динью-Савиноборской структурами.

На уровне доманикового горизонта затухает оперяющее нарушение на пр. 40992-03, на месте приподнятого блока образовался купол, охватывающий и соседние профили 40990-03, -04, 40992-02. Его размеры составляют 1,9 Ч 0,4 км, амплитуда - 15 м. Южнее основной структуры к другому оперяющему нарушению на пр. 40992-10 замыкается изогипсой -2180 м небольшой купол. Его размеры равны 0,5 Ч 0,9, амплитуда - 35 м. Иван-Шорская структура находится на 60 м ниже Восточно-Мичаюской.

Структурный план ОГ Ik приуроченного к кровле карбонатов кунгурского яруса значительно отличается от структурного плана нижележащих горизонтов.

Грабенообразный прогиб западной зоны нарушений на временных разрезах имеет чашеобразную форму, в связи с этим произошла перестройка структурного плана ОГ Ik. Происходит смещение экранирующих тектонических нарушений и свода Восточно-Мичаюской структуры на восток. Размеры Восточно-Мичаюской структуры значительно меньше, чем по нижележащим отложениям.

Тектоническое нарушение северо-восточного простирания разбивает Восточно-Мичаюскую структуру на две части. В контуре структуры обосабливаются два купола, причем амплитуда южного больше, чем северного и составляет 35 м. Размеры Восточно-Мичаюского поднятия по ОГ Ik (P₁k) составляют 5,2 Ч 0,9 км.

Южнее располагается Иван-Шорское приразломное поднятие, представляющее собой теперь структурный нос, на севере которого выделяется небольшой куполок. Затухает нарушение, экранирующее по нижним горизонтам Иван-Шорскую антиклинальную складку на юге.

Восточное крыло Южно-Лемьюской структуры осложняет небольшое тектоническое нарушение субмеридионального простирания.

По всей площади наблюдаются небольшие бескорневые тектонические нарушения, амплитудой 10-15 м, которые не укладываются в какую-либо систему.

Продуктивный на Северо-Савиноборском, Динью-Савиноборском, Мичаюском месторождениях песчаный пласт В-3 находится ниже репера 6, с которым отождествляется ОГ IIIf1, на 18-22 м, а в скв. 4-Мич. на 30 м.

На структурном плане кровли пласта В-3 наиболее высокое гипсометрическое положение занимает Мичаюское месторождение, северо-восточная часть которого приурочена к Южно-Лемьюской структуре. ВНК Мичаюского месторождения проходит на уровне - 2160 м (Колосов В.И., 1990 г.). Восточно-Мичаюская структура замыкается изогипсой - 2280 м, приподнятый блок на уровне - 2270 м, опущенный блок на южном окончании на уровне - 2300 м.

На уровне Восточно-Мичаюской структуры, южнее находится Северо-Савиноборское месторождение с ВНК на уровне - 2270 м. Динью-Савиноборское месторождение находится еще на 100 м ниже, ВНК в скв. 1-Динью-Савинобор определен на уровне - 2373 м.

Таким образом, Восточно-Мичаюская структура, находящаяся в одной структурной зоне с Динью-Савиноборской, находится значительно выше ее и вполне может быть хорошей ловушкой для углеводородов. Экраном служит грабенообразный прогиб северо-западного простирания асимметричной формы.

Западный борт грабена проходит по малоамплитудным нарушениям сбросового характера, за исключением отдельных профилей (пр. 40992-01, -05, 40990-02). Нарушения восточного борта грабена, наиболее опущенная часть, которого находится на пр. 40990-02, 40992-03, высокоамплитудные. По ним предполагаемые проницаемые пласты контактируют с саргаевскими либо с тиманскими образованиями.

К югу амплитуда нарушения уменьшается и на уровне профиля 40992-08 грабен с юга замыкается. Таким образом, южная периклиналь Восточно-Мичаюской структуры оказывается в опущенном блоке. В данном случае пласт В-3 может контактировать по нарушению с межпластовыми глинами яранского горизонта.

Южнее в этой зоне находится Иван-Шорская приразломная структура, которая пересечена двумя меридиональными профилями 13291-09, 40992-21. Отсутствие сейсмопрофилей вкрест простирания структуры не позволяет судить о надежности выявленного работами с\п 40992 объекта.

Грабенообразный прогиб, в свою очередь, разбит тектоническими нарушениями, благодаря которым образуются изолированные приподнятые блоки в его пределах. Они названы нами как Центрально-Мичаюская структура. На профилях 40992-04,-05 в опущенном блоке нашли отражение фрагменты Восточно-Мичаюской структуры. Есть небольшая малоамплитудная структура на пересечении профилей 40992-20 и 40992-12, названная нами Восточно-Трипанъельской.

1.4 Нефтегазоносность

Площадь работ расположена в Ижма-Печорской нефтегазоносной области в пределах Мичаю-Пашнинского нефтегазоносного района.

На месторождениях Мичаю-Пашнинского района нефтеносен широкий комплекс терригенно-карбонатных отложений от среднего девона до верхней перми включительно.

Рядом с рассматриваемой площадью находятся Мичаюское и Южно-Мичаюское месторождения.

Глубоким поисково-разведочным бурением, проводившимся в 1961 - 1968 гг. на Мичаюском месторождении, скважинами №1-Ю.Лемью, 6, 7, 11, 14, 16, 18, 19, 21, 23, 24 вскрыта залежь нефти, приуроченная к песчаникам пласта В-3, залегающего в верхней части яранского горизонта франского яруса. Залежь пластовая, сводовая, частично водоплавающая. Высота залежи около 25 м, размеры 14 Ч 3.2 км.

На Мичаюском месторождении промышленная нефтеносность связана с песчаными пластами, залегающими в основании казанского яруса. Впервые нефть из верхнепермских отложений на этом месторождении получена в 1982 г. из скв.582. Опробованием в ней установлена нефтеносность пластов Р₂-23 и Р₂-26. Залежи нефти в пласте Р₂-23 приурочены к песчаникам, предположительно руслового генезиса, протягивающимся в виде нескольких полос субмеридионального простирания через всё Мичаюское месторождение. Нефтеносность установлена в скв. 582, 30, 106. Нефть лёгкая, с высоким содержанием асфальтенов и парафина. Залежи приурочены к ловушке структурно-литологического типа.

Залежи нефти в пластах Р₂-24, Р₂-25, Р₂-26 приурочены к песчаникам, предположительно руслового генезиса, протягивающимся в виде полос через Мичаюское месторождение. Ширина полос изменяется от 200 м до 480 м, максимальная толщина пласта от 8 до 11м.

Проницаемость коллекторов составляет 43 мД и 58 мД, пористость 23% и 13,8%. Начальные запасы кат. А+В+С₁ (геол./извк.) равны 12176/5923 тыс.т, категории С₂ (геол./извк.) 1311/244 тыс.т. Остаточные запасы на 01.01.2000 г. по категориям А+В+С₁ составляют 7048/795 тыс.т, по категории С₂ 1311/244 тыс.т, накопленная добыча 5128 тыс.т.

Южно-Мичаюское нефтяное месторождение расположено в 68 км к северо-западу от г. Вуктыл, в 7 км от Мичаюского месторождения. Оно открыто в 1997 г. скважиной 60 - Ю.М., в которой из интервала 602 - 614 м получен приток нефти 5 м³/сут по ПУ.

Залежь нефти пластовая, литологически экранированная приуроченная к песчаникам пласта Р₂-23 казанского яруса верхней перми.

Глубина залегания кровли пласта в своде равна 602 м, проницаемость коллектора 25,4 мД пористость 23%. Плотность нефти составляет 0,843 г/см³, вязкость в пластовых условиях 13,9 мПа^.с, содержание смол и асфальтенов 12.3%, парафинов 2,97%, серы 0,72%.

Начальные запасы равны остаточным запасам на 01.01.2000г. и составляют по категориям А+В+С₁ 742/112тыс.т., по категории С₂ 2254/338 тыс.т.

На Динью-Савиноборском месторождении залежь нефти в терригенных отложениях пласта В-3 яранского горизонта франского яруса верхнего девона открыта в 2001г. скважиной 1-Динью-Савинобор. В разрезе скважины было опробовано 4 объекта (таблице 1.2).

При испытании интервала 2510-2529 м (пласт В-3) получен приток (раствор, фильтрат, нефть, газ) в объёме 7,5 м³ (из них нефти - 2.5 м³).

При опробовании интервала 2501-2523 м получена нефть дебитом 36 м³\сут через штуцер диаметром 5 мм.

При испытании вышележащих пластов-коллекторов яранского и джьерского горизонтов (пласты Iа, Iб, В-4) (интервал испытания 2410-2490 м) нефтепроявлений не наблюдалось. Получен раствор в объёме 0,1 м³.

Для определения продуктивности пласта В-2 проведено испытание в интервале 2522-2549,3 м. В результате получен раствор, фильтрат, нефть, газ и пластовая вода в объёме 3,38 м³, из них за счёт негерметичности инструмента - 1,41 м³, приток из пласта - 1,97 м³.

При исследовании нижнепермских отложений (интервал испытания 1050 - 1083,5 м) также получен раствор в объёме 0,16 м³. Однако в процессе бурения по данным керна в указанном интервале были отмечены признаки нефтенасыщения. В интервале 1066,3-1073,3 песчаники разнозернистые, линзовидные. В середине интервала наблюдались выпоты нефти, 1,5 см - прослой нефтенасыщенного песчаника. В интервалах 1073,3-1080,3 м и 1080,3-1085 м также отмечены прослои песчаников с выпотами нефти и маломощные (в интервале 1080,3-1085 м, вынос керна 2,7 м) прослои песчаника полимиктового нефтенасыщенного.

Признаки нефтенасыщения по данным керна в скв. 1-Динью-Савинобор отмечены также в кровле пачки зеленецкого горизонта фаменского яруса (интервал отбора керна 1244,6-1253,8 м) и в пласте Iб джьерского горизонта франского яруса (интервал отбора керна 2464,8-2470 м).

В пласте В-2 (D3jr) песчаники с запахом УВ (интервал отбора керна 2528,7-2536 м).

Сведения о результатах опробования и нефтепроявлениях в скважинах приведены в таблицах 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 - Результаты опробования скважин

№ п/п	№№ скв.	Инт-л (м)	Возраст пласта.	Результаты опробования.
1.	2-Мич.	2329-2334	D3jr	1 объект. Приток минерализованной воды Q=38 м3/сут по ПУ.
		1437-1457	D3el	2 объект. Мин. вода Q=0,75 м3/сут по ПУ.
		1320-1341	D3up	3 объект. Притока не получено.
2.	3-Мич.	2320-2317	D3jr	1 объект. Мин. вода Q=19,6 м3/сут.
		2268-2264	D3dzr	2 объект. Незначительный приток мин. воды Q=0,5 м3/сут.
3.	8-Мич.	1352-1315	D3up+el	1 объект. ИП пластовая мин. вода с примесью фильтрата раствора Q=296 м3/сут.
		1411-1435	D3el	2 объект. ИП пластовая мин. вода с запахом серо-водорода, темно-зеленого цвета.
		2310-2313	D3jr	3 объект. Мин. вода Q=21,5 м3/сут.
		2249-2234	D3tm+dzr	4 объект. Мин. вода Q=13,5 м3/сут.
4.	13-Мич.	583-590	P2kz	В колонне фонтанный приток нефти 10 м3/сут.
5.	14-Мич.	2273-2270	D3jr	Нефть Q=21 т/сут на 4 мм штуцере.
6.	19-Мич.	2262-2274	D3jr	1 объект. Промышленный приток нефти Q=26 м3/сут на 4 мм штуцере.
7.	24-Мич.	2265-2268	D3jr	1 объект. Фонтанный приток нефти Q=36,8 м3/сут на 4 мм штуцере.
8.	60-Ю.Мич.	602-614	P2kz	Приток нефти 5 м3/сут по ПУ.
9.	107	697-709	P2u	3, 4, 5 объекты . Слабый приток нефти Q = 0,1 м3/сут.
		653-689
		552-556	P2t+kz
10.	522	2355,6-2359,6		ИП нефть 25 м3 за 45 мин.
1	2	3	4	5
11.	552	2287-2290		Нефть.
12.	573	2273-2283.6		Нефть.
13.	641	2332-2342		Начальный дебит нефти равен 81,5 т/сут.
14.	642	2358,6-2362,6 2369,4-2375,4		Нефть.
15.	643	2254-2278		5,6 м3 нефти за 50 минут.
16.	652	2319-2325		Начальный дебит нефти 71,2 т/сут.
17.	654	2346,8-2351,2		Нефть Qнач.=66,6 т/сут.
		2352,8-2355,8
		2357,8-2363,2
18.	655	2355,6-2360		Нефть.
		2340,8-2350,6
19.	665	2266,6-2273,8		Приток нефти Q=6,5 м3/час, Рпл.=205 атм.
		2275,2-2280,8
20.	674	2266,4-2271,6		Начальный дебит нефти 10,.3 т/сут.
		2272,8-2275,4
		2276,8-2279,4
		2281,2-2285,2
21.	684	2295-2314		Нефть Q=0,5 м3/час, Рпл.=160 атм.
22.	804	2393-2400		Нефть.
23.	806	2292-2230		Минеральная вода с пленками нефти.
24.	807	2298-2310		Нефть.
25.	1-Д.С.	2510-2529	D3jr	Раствор, фильтрат, нефть, газ. Объем притока 7,5 м3 (из них нефти 2,5 м3). Рпл.=27,65 МПа.
		2522-2549,3		Раствор, фильтрат, нефть, газ, пластовая вода. Vпр.=3,38 м3, Рпл.=27,71 МПа.
		2501-2523		Нефть дебитом 36 м3\сут, диам. шт. 5 мм.
		2410-2490	D3	Притока не получено.

Таблица 1.2 - Сведения о нефтепроявлениях

№	№№	Интервал	Возраст.	Характер проявлений.
1.	2-Мич.	1440,7-1457,2	D3el	Известняки с примазками нефти в кавернах и порах.
		1323,6-1341,2	D3up
2.	3-Мич.		P2kz	Пленки нефти при бурении.
		597-602		По ГИС нефтенасыщеный песчаник.
3.	8-Мич.	1414,3-1431,6	D3el	Известняк с сутурными швами, заполненными битуминозной глиной.
		2234,4-2239,6 2252,4-2255,2	D3dzr	Нефтенасыщенный керн.
4.	13-Мич.	533-560	P2kz	Переслаивание нефтенасыщенных песчаников, алевролитов, тонких прослоев глин.
5.	14-Мич.	551-556	P2t	Нефтенасыщенный керн.
6.	60-Ю.М.	602-615	P2kz	Нефтенасыщенные полимиктовые песчаники.
7.	61	615-625	P2kz	Водонасыщенные песчаники.
		945-975	P1ar	Нефтенасыщенные известняки.
		1059,2-1066,3	P1k	Известняк скрытокристаллический, по редким трещинам включения битуминозного материала.
		1066,3-1073,3	P1ar	Аргиллит, известняк. В середине интервала выпоты нефти; 1,5 см - прослой нефтенасыщенного песчаника.
		1073,3-1080,3	P1ar	Песчаник разнозернистый и тонкозернистый с выпотами нефти.
8.	1-Д.С.	1080,3-1085	P1ar	Известняк и отдельные прослои нефтенасыщенного песчаника.
		1244,6-1251,1 1251,1-1253,8	D3zl	Переслаивание доломита и доломитизированного известняка с выпотами нефти.
		2464,8-2470	D3dzr	Аргиллит с выпотами и пленками нефти по трещинам; алевролит с запахом нефти.
		2505-2510,2	D3jr	Переслаивание песчаников с выпотами и пятнами нефти.
		2510,2-2516,8	D3jr	Переслаивание песчаников с запахом УВ и аргиллитов с вкраплениями битума.
		2516,8-2522,2	D3jr	Мелкозернистые песчаники с запахом УВ, по трещинам битуминозные.
		2522,2-2528,7	D3jr	Известняк с выпотами нефти и запахом УВ; песчаник и аргиллит с выпотами нефти.
		2528,7-2536	D3jr	Плотный и крепкий песчаник с запахом УВ.
		2536-2541	D3jr	Переслаивание песчаника кварцевого с запахом УВ, алевролита и аргиллита.
		2594,5-2598,2	D2st	Кварцевые песчаники со слабым запахом УВ.

2. Специальная часть

2.1 Геофизические работы, проводимые на данной площади

Отчет составлен по результатам переобработки переинтерпретации сейсморазведочных материалов, полученных на северном блоке Динью-Савиноборского месторождения в разные годы сейсмопартиями 8213 (1982 г.), 8313(1984 г.), 41189 (1990 г.), 40990(1992 г.), 40992 (1993 г.) согласно договору между ООО "Когель" и ООО "Динью". Методика и техника работ проведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Сведения о методике полевых работ

	С/п 8213	С/п 8313	С/п 41189	С/п 40990	С/п 40992
Сейсмо- станция	ССЦ - 3 М	ССЦ - 3 М	"Прогресс"	"Прогресс - 2"	"Прогресс - 2"
Система наблюдений	Центральная	Центральная	Фланговая	Фланговая	Фланговая
Параметры источника
Тип	Взрывной	Взрывной	Невзрывной "падающий груз" - СИМ	Невзрывной "падающий груз" - СИМ	Невзрывной "Енисей - СЭМ"
Кол-во скважин в группе	1	1	-	-	-
Величина заряда	2.5 кг	5.0 кг	-	-	-
Расстояние между ПВ	100 м	100 м	25 м	25 м	25 м
Параметры расстановки
Кратность	12	12	24	24	24
Группирование сейсмоприемников	26 сп на базе 78 м	26 сп на базе 78 м	12 сп на базе 25 м	11 сп на базе 25 м	11 сп на базе 25 м
Расстояние между ПП	50 м	50 м	25 м	25 м	25 м
Минимальное расстояние взрыв-прибор	25 м	25 м	150 м	150 м	150 м
Максимальное расстоние взрыв-прибор	1175 м	1175 м	1325 м	1325 м	1325 м

Выявленная работами с/п 40991 Восточно-Мичаюская тектонически-ограниченная структура была передана в бурение по нижнефранским, нижнефаменским и нижнепермским отложением в 1993 году с/п 40992. Сейсморазведочные работы были ориентированы в целом на изучение пермской части разреза, структурные построения в нижней части разреза выполнены только по отражающему горизонту III f₁.

Западнее площади работ находятся Мичаюское и Южно-Мичаюское месторождения нефти. Промышленная нефтегазоносность Мичаюского месторождения связанна с верхнепермскими отложениями, залежь нефти содержится в песчаниках пласта В-3 в верхах яранского горизонта.

Юго-восточнее Восточно-Мичаюской структуры в 2001 году скважиной 1-Динью-Савинобор открыта залежь нефти в нижнефранских отложениях. Динью-Савиноборская и Восточно-Мичаюская структуры находятся в одной структурной зоне.

В связи с этими обстоятельствами возникла необходимость пересмотра всех имеющихся геолого-геофизических материалов.

Переобработка сейсмических данных проводилась в 2001 году Табриной В.А. в системе ProMAX, объем переобработки составил 415.28 км.

Предварительная обработка состояла в переводе данных во внутренний формат ProMAX, присвоении геометрии и восстановлении амплитуд.

Интерпретация сейсмического материала осуществлялась ведущим геофизиком Мингалеевой И.Х., геологом Матюшевой Е.В., геофизиком I категории Обориной Н.С., геофизиком Горбачевой Д.С. Интерпретацию выполняли в разведочной системе Geoframe на рабочей станции SUN 61. Интерпретация включала корреляцию отражающих горизонтов, построение карт изохрон, изогипс, изопахит. В рабочую станцию были загружены оцифрованные каротажные диаграммы по скважинам 14-Мичаю, 24-Мичаю. Для пересчета кривых ГИС в масштаб временного разреза использовали скорости, полученные по сейсмокаротажу соответствующих скважин.

Построение карт изохрон, изогипс, изопахит проводили в автоматическом режиме. При необходимости их корректировали вручную.

Скоростные модели, необходимые для трансформации карт изохрон в структурные были определены по материалам бурения и сейсморазведки.

Сечение изогипс определяли погрешностью построений. С целью сохранения особенностей структурных планов и для лучшей визуализации сечение изогипс приняли 10 м по всем отражающим горизонтам. Масштаб карт 1:25000. Стратиграфическая приуроченность отражающих горизонтов выполнялась по сейсмокаротажу скважин 14-,24- Мичаю.

На площади проследили 6 отражающих горизонтов. Структурные построения представили по 4 отражающим горизонтам.

ОГ Iк приурочен к реперу 1, выделенному по аналогии со скважиной Динью-Савинобор в верхах кунгурского яруса, на 20-30 м ниже уфимских отложений (рисунок 2.1). Горизонт хорошо коррелируется по положительной фазе, интенсивность отражения невелика, но динамические признаки выдержаны по площади. Следующий отражающий горизонт II-III отождествляется с границей каменноугольных и девонских отложений. ОГ достаточно легко узнается на профилях, хотя местами наблюдается интерференция двух фаз. На восточных концах широтных профилей над ОГ II-III появляется дополнительное отражение, которое выклинивается к западу по типу подошвенного налегания.

ОГ IIIfm₁ приурочен к реперу 5, выделяемому в низах елецкого горизонта нижнего фамена. В скважинах 5-М., 14-М репер 5 совпадает с подошвой елецкого горизонта, выделяемой ТП НИЦ, в других скважинах (2,4,8,22,24,28-М) на 3-10 м выше официальной разбивки подошвы D₃el. Отражающий горизонт является опорным, имеет ярко выраженные динамические признаки и высокую интенсивность. Структурные построения по ОГ IIIfm₁ не предусмотрены программой.

ОГ IIId отождествляется с подошвой доманиковых отложений, уверенно коррелируется на временных разрезах по отрицательной фазе.

С репером 6 в верхах яранского горизонта нижнего франа связывается ОГ IIIf₁. Репер 6 выделяется достаточно уверенно во всех скважинах на 10-15м ниже подошвы джъерских отложений. Отражающий горизонт IIIf₁ следится хорошо, несмотря на то, что имеет невысокую интенсивность.

Продуктивный на Мичаюском, Динью-Савиноборском месторождениях песчаный пласт-коллектор В-3 находится на18-22 м ниже ОГ IIIf₁, лишь в скважине 4-М. мощность отложений, заключенных между ОГ IIIf₁ и пластом В-3 увеличена до 30 м.

Рисунок 2.1 - Сопоставление разрезов скважин 1-С. Мичаю, 24-Мичаю, 14-Мичаю и привязка отражающих горизонтов

Слабо выражен в волновом поле следующий отражающий горизонт III_2-3, прослеженный вблизи кровли терригенных отложений среднего девона. ОГ III_2-3 откоррелирован по отрицательной фазе как поверхность размыва. На юго-западе отчетной площади наблюдается сокращение временной мощности между ОГ IIIf₁ и III_2-3, что особенно хорошо видно на профиле 8213-02 (рисунок 2.2).

Структурные построения (рисунок 2.3 и 2.4) выполнены по отражающим горизонтам Ik, IIId, IIIf₁, III_2-3, построена карта изопахит между ОГ IIId и III_2-3, представлена структурная карта по кровле песчаного пласта В-3, для всего Динью-Савиноборского месторождения.

Рисунок 2.2 - Фрагмент временного разреза по профилю 8213-02

2.2 Результаты геофизических исследований

В результате переобработки и переинтерпретации сейсморазведочных данных на северном блоке Динью-Савиноборского месторождения.

- изучили геологическое строение северного блока Динью-Савиноборского месторождения по отложениям перми и девона,

Рисунок 2.3 - Структурная карта по отражающему горизонту III2-3(D2-3)





Рисунок 2.4 - Структурная карта по отражающему горизонту III_d(D₃dm)

- проследили и увязали по площади 6 отражающих горизонтов: Ik, II-III, IIIfm1, IIId, IIIf1, III2-3;

- выполнили структурные построения в масштабе 1:25000 по 4 ОГ: Ik, IIId, IIIf1, III2-3;

- построили общую структурная карта по кровле пласта В-3 для Динью-Савиноборской структуры и северного блока Динью-Савиноборского месторождения, и карта изопахит между ОГ IIId и III2-3;

- построили глубинные сейсмические разрезы (масштабы гор. 1:12500, вер. 1:10000) и сейсмо-геологические разрезы (масштабы гор. 1:25000, вер. 1:2000);

- построили схему сопоставления нижнефранских отложений по скважинам на Мичаюской площади, скв. 1-Динью-Савинобор и 1-Трипанъель в масштабе 1:500;

- уточнили гелогическое строение Восточно-Мичаюской и Иван-Шорской структур;

- выявили Среднемичаюскую, Центрально-Мичаюскую, Восточно-Трипанъельскую структуры;

- протрассировали грабенообразный прогиб северо-восточного простирания, являющийся экраном для северного блока Динью-Савиноборской структуры.

На основании полученных результатов рекомендовали:

- с целью изучения нефтеперспективности нижнефранских отложений в пределах центрального блока Восточно-Мичаюской структуры пробурить поисковую скважину № 3 на профиле 40992-04 пк 29.00 глубиной 2500 м до вскрытия среднедевонских отложений;

- на южном блоке - поисковую скважину № 7 на кресте профилей 40990-07 и 40992 -21 глубиной 2550 м;

- на северном блоке - поисковую скважину № 8 профиль 40992-03 пк 28.50 глубиной 2450 м;

- проведение детальных сейсморазведочных работ в пределах Иван-Шорской структуры;

- провести переобработку и переинтерпретацию сейсморазведочных работ на Южно-Мичаюской и Среднемичаюской структурах.

2.3 Обоснование выбора трехмерной сейсморазведки

Главной причиной, обосновывающей необходимость применения достаточно сложной и достаточно дорогой технологии площадной сейсморазведки 3D на разведочном и детализационном этапах, является переход в большинстве регионов к исследованию структур и месторождений с все более сложно построенными резервуарами, что приводит к риску бурения пустых скважин. Доказано, что при более, чем на порядок, увеличении пространственной разрешенности стоимость работ 3D по сравнению с детальной съемкой 2D (~2км/км²) возрастает всего в 1,5-2 раза. При этом детальность и общий объем информации съемки 3D выше. Практически непрерывное сейсмическое поле обеспечит:

· Более высокую детальность описания структурных поверхностей и точность картирования по сравнению с 2D (ошибки уменьшаются в 2-3 раза и не превышают 3-5 м);

· Однозначность и надежность прослеживания по площади и в объеме тектонических нарушений;

· Сейсмофациальный анализ обеспечит выделение и прослеживание сейсмических фаций в объеме;

· Возможность интерполяции в межскважинное пространство параметров продуктивных пластов (толщины пластов, пористость, границы развития коллектора);

· Уточнение запасов нефти и газа за счет детализации структурных и подсчетных характеристик.

Это свидетельствует о возможной экономической и геологической целесообразности применения трехмерной съемки на Восточно-Мичаюской структуре. При выборе экономической целесообразности необходимо иметь ввиду, что экономический эффект от применения 3D ко всему комплексу разведки и разработки месторождений также учитывает:

· прирост запасов по категории С1 и С2;

· экономию за счет сокращения количества малоинформативных разведочных и низкодебитных эксплутационных скважин;

· оптимизацию режима разработки за счет уточнения модели продуктивного резервуара;

· прирост ресурсов С3 за счет выявления новых объектов;

· стоимость проведения съемки 3D, обработки и интерпретации данных.

3. Проектная часть

3.1 Обоснование методики работ МОГТ - 3D

Выбор системы наблюдений основывается исходя из следующих факторов: решаемые задачи, особенности сейсмогеологических условий, технические возможности, экономическая выгода. Оптимальное сочетание этих факторов и определяет систему наблюдений.

На Восточно-Мичаюской площади сейсморазведочные работы МОГТ-3D будут проводиться с целью детального изучения структурно-тектонических и литолого-фациальных особенностей строения осадочного чехла в отложениях от верхнепермских до силурийских; картирования зон развития литолого-фациальных неоднородностей и улучшенных коллекторских свойств, разрывных тектонических нарушений; изучения геологической истории развития на основе палеоструктурного анализа; выявления и подготовки нефтеперспективных объектов.

Для решения поставленных задач, с учетом геологического строения района, фактора минимального воздействия на природную среду и экономического фактора, предлагается ортогональная система наблюдений с пунктами возбуждения, расположенными между линиями приема (т.е. с перекрытием линий приема). В качестве источников возбуждения будут применяться взрывы в скважинах.

3.2 Пример расчета системы наблюдений типа "крест"

Система наблюдений типа "крест" формируется за счет последовательного перекрытия взаимно ортогональных расстановок, источников и приемников. Проиллюстрируем принцип формирования площадной системы на следующем идеализированном примере. Предположим, что сейсмоприемники (группа сейсмоприемников) равномерно распределены по линии наблюдения, совпадающей с осью X.

Вдоль оси, пересекающей расстановку сейсмоприемников в центре, равномерно и симметрично размещается т_у источников. Шаг источников ду и сеймоприемников дх одинаков. Сигналы, возбужденные каждым источником, принимаются всеми сейсмоприемниками расстановки. В результате такой отработки формируется поле из т² средних точек отражения. Если последовательно смещать расстановку сейсмоприемников и ортогональную ей линию источников вдоль оси X на шаг дх и повторять регистрацию, то в результате будет достигнуто - кратное перекрытие полосы, ширина которой равна половине базы возбуждения. Последовательное смещение базы возбуждения и приема вдоль оси Y на шаг ду приводит к дополнительному - кратному перекрытию, а общее перекрытие составит . Естественно, что на практике должны применяться более технологичные и экономически обоснованные варианты системы с взаимно ортогональными линиями источников и приемников. Очевидно также, что кратность перекрытий должна, выбираться в соответствии с требованиями, определяемыми характером волнового поля и алгоритмами обработки. В качестве примера на рисунке 3.1 приведена восемнадцатикратная площадная система, для реализации которой используется одна 192 - канальная сейсмическая станция, принимающая последовательно сигналы с 18 пикетов возбуждения. Рассмотрим параметры этой системы. Все 192 сейсмоприемников (групп сейсмоприемников) распределены на четырех параллельных профилях (по 48 на каждом). Шаг дх между точками приема 0,05 км, расстояние ду между линиями приема 0,05 км. Шаг источников Sy по оси Y - 0,05 км. Фиксированное распределение источников и приемников будем называть блоком. После приема колебаний со всех 18 источников блок смещается на шаг ?х (в данном частном случае равный- 0,2 км), вновь повторяется прием со всех 18 источников и т.д. Так отрабатывается по оси X полоса от начала и до конца площади исследования. Следующая полоса из четырех линий приема размещается параллельно предыдущей таким образом, чтобы расстояние между соседними (ближайшими) линиями приема первой и второй полосы равнялось расстоянию между линиями приема в блоке (?y = 0.2км). В этом случае линии источников первой и второй- полосы перекрываются на половину базы возбуждения. При отработке третьей полосы на половину перекрываются линии источников второй и третьей полосы и т.д. Следовательно, в данном варианте системы линии приема не дублируются, а в каждой точке источника, (исключая крайние) сигналы возбуждаются дважды.

Запишем основные соотношения, определяющие параметры системы и ее кратность. Для этого, следуя рисунку 8, введем дополнительные обозначения:

W - количество линий приема,

m_x - количество точек приема на каждой линии приема данного блока;

m_y - количество источников на каждой линии возбужденния данного блока,

Р - ширина интервала в центре линии возбуждения, в пределах которого источники не размещаются,

L - величина выноса(смещения) по оси X линии источников от ближайших точек приема.

Во всех случаях интервалы ?х, ?у и L кратны шагу дх. Это обеспечивает равномерность сети средних точек, соответствующих каждой паре источник-приемник, т.е. выполняете! требование условия, необходимого для формирования сейсмограмм общих средних точек (ОСТ). При этом:

Ax=Nдx N=1, 2, 3…

tSy-MдyM=1, 2, 3…

L=q дхq=1, 2, 3…

Поясним смысл параметра Р. Сдвиг между линиями средних точек равен половине шага ?у. Если источники распределены равномерно (разрыв отсутствует), то для аналогичных систем кратность перекрытия по оси Y равна W (числу линий приема). Для уменьшения кратности перекрытий вдоль оси Y и для сокращения затрат за счет меньшего количества источников, по центру линии возбуждения делается разрыв на величину Р равную:

, (3.1)(1.1)

Где, k = 1,2,3 ...

При k=1,2, 3, соответственно, кратность перекрытий уменьшается на 1, 2, 3, т.е. становится равной W-K.

Общая формула, связывающая кратность перекрытий п_у с параметрами системы

, (3.2)

отсюда выражение для числа источников т_у на одной линии возбуждения можно записать следующим образом:

(3.3)

Для системы наблюдений (рисунок 3.1) количество источников на линии возбуждения равно 18.

Рисунок 3.1 - Система наблюдений типа "крест"

Из выражения (3.3) следует, что поскольку шаг профилей ?у всегда кратен шагу источников ду, количество источников т_у для такого типа систем - четное число. Распределяясь на прямой параллельной оси Y симметрично профилям приема, входящим в данный блок точки возбуждения либо совпадают с точками приема, либо смещены относительно точек приема на 1/2·дy. Если кратность перекрытий п_у в данном блоке нечетное число, источники всегда не совпадают с точками приема. Если n_у - четное число, возможны две ситуации: ?у/ду - нечетное число, источники совпадают с точками приема, ?у/ду - четное число, источники смещены относительно точек приема на ду/2. Данный факт следует учитывать при синтезе системы (выборе количества профилей приема W и шага ?у между ними), поскольку от этого зависит, будут ли в точках приема зарегистрированы вертикальные времена, необходимые для определения статических поправок.

Формула, определяющая кратность перекрытий n_х вдоль оси X может быть записана аналогично формуле (3.2)

, (3.4)

таким образом, общая кратность перекрытий n_xy по площади равна произведению n_x и n_y

, (3.5)

В соответствии с принятыми значениями т_х, дх и ?х кратность перекрытий п_х по оси X вычисленная по формуле (3.4), равна 6, а общая кратность n_xy= 13 (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - Кратность перекрытий nх=6

Наряду с системой наблюдений, предусматривающей перекрытие источников без перекрытий линий приема, на практике применяются системы у которых, линии возбуждения не перекрываются, а дублируется часть линий приема. Рассмотрим шесть линий приема, на каждой из которых равномерно распределены сейсмоприемники принимающие сигналы последовательно возбуждаемые источниками. При отработке второй полосы три линии приема дублируются следующим блоком, а линии источников идут в виде продолжения ортогональных профилей первой полосы. Таким образом, применяемая технология работ не предусматривает дублирование точек возбуждения. При двойном перекрытии линий приема кратность п_у равна числу перекрывающихся линий приема. Полным эквивалентом системы из шести профилей с последующим перекрытием трех линий приема, является система с перекрытием источников, число которых увеличивается в два раза, для достижения той же кратности. Поэтому системы с перекрытием источников являются экономически нерентабельными, т.к. при этой методике требуется выполнить большой объем буро-взрывных работ.

Переход к 3D сейсморазведке.

Проектирование съемки 3D базируется на знании ряда характеристик сейсмологического разреза участка работ.

К сведениям о геосейсмическом разрезе относятся:

· кратность съемки 2D

· максимальные глубины залегания целевых геологических границ

· минимальные геологические границы

· минимальный горизонтальный размер локальных геологических объектов

· максимальные частоты отраженных волн от целевых горизонтов

· средняя скорость в слое, лежащем на целевом горизонте

· время регистрации отражений от целевого горизонта

· размер площади исследований

Для регистрации временного поля в МОГТ-3D рационально применить телеметрические станции. Количество профилей выбирается в зависимости от кратности n_y=щ.

Расстояние между общими средними точками на отражающей поверхности по осям X и Y определяет размер бина:

Максимально допустимый минимальный вынос линии источников выбирается исходя из минимальной глубины отражающих границ:

- минимальный офсет.

- максимальный офсет.

Для обеспечения кратности n_x расстояние между линиями возбуждения ?x определяется:

Для регистрирующего блока расстояние между линиями приема ?y:

С учетом технологии работ с двойным перекрытием линией приема количество источников m_y в одном блоке для обеспечения кратности n_y:



Рисунок 3.3 - Кратность ny=2

По результатам планирования съемки 3D получают следующий набор данных:

· расстояние между каналами дх

· количество активных каналов на одной линии приема m_x

· общее количество активных каналов m_x· щ

· минимальный офсет Lmin

· размер бина

· общая кратность n_xy