Проект на проведение сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 3D-3C масштаба 1:25000 на Южно-Волошенской площади на Волошенском месторождении республики Коми

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра разведочной геофизики

Никитина П.С. «Проект на проведение сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 3D-3C масштаба 1:25000 на Южно-Волошенской площади на Волошенском месторождении республики Коми» с целью детального расчленения геологического разреза в интервале палеозойских отложений.

Цель работы: оконтуривание месторождения, изучение строения продуктивных интервалов палеозойских отложений, прямой поиск УВ.

Методика работ: сейсморазведка МОВ ОГТ 3D-3C в объеме 156 кв.км, система наблюдений - «крест», проектная кратность 64 , 8160 каналов, расстояние между ПП 50м, между ПВ 50м, между приемными линиями 400м, между линиями возбуждения 400м.

Регистрация сейсмической записи будет производиться телеметрической системой 428XL (Sercel, Франция), тип источника возбуждения - буровзрывной, группирование сейсмоприёмников площадное - 7 элементов в группе на базе 30 м.

Ключевые слова: сейсморазведка 3D-3C, МОВ ОГТ, палеозойские отложения, интерференционная система, группирование, система наблюдений.

Геологическое задание

Геологическое задание на проведение полевых сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 3D-3С на Южно-Волошенской площади на Волошенском месторождении республики Коми

1. Целевое назначение работ, пространственные границы объекта, основные оценочные процедуры.

Площадные сейсморазведочные работы 3D-3C с целью оконтуривания месторождения и изучения строения продуктивных интервалов палеозойских отложений.

Объем работ: сейсморазведка 3D-3С кратностью 64, площадью 156кв.км.

Масштаб съемки - 1:25000.

2. Геологические задачи, последовательность и основные методы их решения:

· Изучение строения залежей нефти месторождения в карбонатных отложениях нижней перми - верхнего карбона, нижнего карбона и верхнего девона;

· Изучение литолого-фациальных особенностей строения пермских и силурийских карбонатных отложений;

· Уточнение особенностей тектонического и геологического строения.

3. Ожидаемые результаты и сроки выполнения работ:

· 3-D куб информации отдельно по каждому участку работ;

· Создание кубов акустической жесткости и пористости по данным сейсмических атрибутов и данным промысловой геофизики по каждому участку работ;

· Прогнозирование участков размещения улучшенных коллекторов в пределах каждой залежи;

· Выдача рекомендаций по оптимальному заложению скважин.

Оглавление

• Реферат
• Геологическое задание
• Введение
• 1. Геолого-геофизические сведения о районе работ
• 1.1 Геолого-геофизическая изученность
• 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
• 1.3 Основные черты тектонического строения
• 1.4 Нефтеносность
• 2. Методика сейсмических работ
• 2.1 Выбор системы наблюдений МОВ ОГТ и расчет параметров
• 2.2 Расчет характеристики направленности системы ОГТ
• 2.3 Синтез группы источников возбуждения
• 2.4 Сейсморазведочная аппаратура
• 3. Вспомогательные работы
• 3.1 Опытно-методические работы
• 3.2 Буровзрывные работы
• 3.3 Топогеодезические работы
• 3.4 Рубка просек
• 3.5 Организация радиосвязи в партии
• 4. Камеральные работы. обработка и интерпретация геофизических материалов
• 4.1 Обработка сейсмических материалов
• 4.1.1 Полевая обработка геофизической информации (оперативная)
• 4.1.2 Обработка вертикальной и горизонтальной компонент 3D/3С сейсмических данных
• 4.2 Интерпретация геофизических материалов. Кинематическая интерпретация сейсмических наблюдений
• 5. Применение группирования сейсмоприемников с целью улучшения качества сейсмического сигнала
• 5.1 Обобщенный теоретический анализ интерференционных систем
• 5.2 Коэффициент разрушения сейсмической записи
• 5.3 Применение группирования при проведении 3D работ
• 6. Безопасность и экологичность проекта
• 6.1 Безопасность проекта
• 6.1.1 Охрана труда и техника безопасности
• 6.1.2 Оценка санитарно-гигиенических условий труда сейсмопартии
• 6.1.3 Нормирование метеорологических условий на производстве
• 6.1.4 Электробезопасность и молниезащита
• 6.1.5 Организация противопожарного состояния объекта
• 6.1.6 Работа с горючесмазочными материалами (ГСМ)
• 6.1.7 Работа вблизи газонефтепроводов и линий электропередач (ЛЭП)
• 6.1.8 Освещенность на рабочем месте
• 6.1.9 Безопасность производства работ при чрезвычайных ситуациях
• 6.2 Экологичность проекта
• 6.2.1 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения
• 6.2.2 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
• 6.2.3 Охрана лесов
• 6.2.4 Охрана растительности и животного мира
• 6.2.5 Работа с горюче-смазочными материалами
• 6.2.6 Работа вблизи газонефтепроводов и линий электропередач (ЛЭП)
• 6.2.7 Восстановление земельного участка
• 6.2.8 Мероприятия по захоронению и утилизации отходов
• 6.3 Выводы
• 7. Определение сметной стоимости работ
• заключение
• Список литературы
• Список сокращений
• 3D - трехмерная сейсморазведка;

ВВ - взрывчатое вещество;

ВЧР - верхняя часть разреза;

ГИС- геофизические исследования скважин;

ГСМ - горюче-смазочные материалы;

• ЗМС - зона малых скоростей;

ИС - интерференционная система;

ЛЭП - линии электропередач;

МОВ - метод отраженных волн;

МОГТ - метод общей глубинной точки;

МПВ - метод преломленных волн;

ОВ - отраженная волна;

ОГ - отражающий горизонт;

ОГТ - общая глубинная точка;

ПВ - пункт взрыва;

ПП - пункт приема;

Скв. - скважина;

СН - система наблюдений;

УВ - углеводороды;

Ф.н. - физическое наблюдение.

Введение

В дипломном проекте проектируются сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 3D-3С, масштаб 1:25 000, на Южно-Волошенской площади на Волошенском месторождении республики Коми.

Целью постановки работ является детальное изучение геологического строения территории, уточнение особенностей тектонического и геологического строения ловушек УВ сырья в палеозойских отложениях, уточнение контуров Волошенского месторождения.

Дипломный проект включает в себя следующие разделы:

1. Геолого-геофизическая характеристика района работ;

2. Методика сейсмических работ;

3. Вспомогательные работы;

4. Камеральные работы;

5. Специальная часть;

6. Безопасность и экологичность проекта;

7. Экономическая часть;

В специальной главе представлены теоретические основы, методика и развитие метода группирования сейсмоприемников.

1. Геолого-геофизические сведения о районе работ

1.1 Геолого-геофизическая изученность

Площадь работ расположена в южной части Хорейверской впадины. Исследование территории проводилось различными геофизическими методами.

В результате гравиметрических работ в гравитационном поле Хорейверской впадины выявлены крупные по размерам положительные и отрицательные аномалии силы тяжести, на основе которых было проведено тектоническое районирование территории.

Электроразведочными работами методом ТТ составлены карты и графики средней напряженности поля ТТ, на основе исследований МТП и СП - карты параметров «К», «S», построена результативная карта ТТ и МТП масштаба 1:200000. Установлено, что Большеземельский свод представляет собой область приподнятого залегания поверхности фундамента, которая осложнена тектоническими нарушениями.

В исследуемом районе проведена аэромагнитная, составлена карта аномалий магнитного поля и схема элементов тектоники.

На рис.1.1 представлена обзорная карта района работ.

Волошенское поднятие впервые выделено на основании материалов сейсморазведки в виде антиклинального перегиба по отложениям карбона-триаса. Сейсмопартией 107/69-70 оконтурена и подготовлена к глубокому поисковому бурению по отложениям верхней перми и кровле нижнепермских карбонатов Волошенская структура. В 1970 г. в ее своде пробурена параметрическая скважина №1, которая прошла мезозойские и палеозойские отложения, а на глубине 4384 м вскрыла сланцы венд-кембрийского фундамента. В результате дальнейших сейсморазведочных работ, проведенных партиями 14/71-72, 7720 и 7722 , 794 и 824 уточнено строение Волошенской структуры.



Рис. 1.1. Южно-Волошенская площадь. Обзорная карта района работ. Масштаб 1:200000

Поисковыми сейсморазведочными работами МОГТ сейсмопартии 834 получены принципиально новые геологические данные о строении Волошенской площади. На месте обширного единого Волошенского поднятия по отложениям осадочного чехла и фундамента выявлен ряд самостоятельных, значительных по размерам локальных структур (Северо-Волошенская, Южно-Волошенская, Яракутская, Волошенская) и осложняющих их куполов.

Последующими работами, выполненными по системе 12 и частично 24-кратного профилирования, впервые опробована методика работ с сокращенным до 25 м шагом между регистрирующими каналами. По результатам работ уточнено геологическое строение юга Хорейверской впадины, в том числе и Южно-Волошенской структуры. В связи с получением сложного и неоднозначного материала рекомендовано продолжить работы по совершенствованию методики полевых исследований, направленных на повышение разрешающей способности сейсмической записи.

К юго-западу от площади работ с/п 301 проведены сейсморазведочные работы с 48-кратным наблюдением, что позволило более детально изучить разрез осадочного чехла от верхнего ордовика до нижней перми. В верхнедевонской части разреза выявлена и прослежена по площади западная граница Южно-Волошенской карбонатной платформы.

Подробные сведения и результаты поисковых работ МОГТ на исследуемой площади приведены в таблице 1.1.1.

Параллельно с геофизическими работами на исследуемой площади проводились тематические обобщения геофизических материалов.

Таблица 1.1.1. Изученность территории работ сейсморазведкой

Номер с/п, масштаб, название, автор отчета	Крат-сть	Методика полевых работ	Геологические результаты	Рекомендации
		Cистема Наблюдений	Параметры возбуждения	Регистрир. аппаратура
с/п 824, Заостренская, 1:50000, Грицкевич Г.И.	12	центральная, фланговая Xmin=25м Xmax=1175м, 2350м L=100, 200м X=50м	взрывы из скважин, Qср.=16,5 кг Hср.=18,4м	с/с «СМП-48» 22 с.п. СВ-20 на базе 75,6м	Построены карты изохрон и изогипс по ОГ А(Т-Р2), I(P1), III(D3fm), IV-V(S-O), VI(PR-). По двум региональным профилям (824-03, 824-06) получены дополнительные данные о строении Волошенского поднятия.	Продолжить работы МОГТ на Волошенском поднятии с целью получения дополнительных данных о строении структуры по отложениям перми-ордовика и кровле фундамента.
с/п 834, Волошенская, 1:50000, Грицкевич Г.И.	12	центральная, Xmin=50м Xmax=2350м L=200м X=100м	взрывы из скважин, Q=5-10 кг Hср.=16м	с/с «Прогресс-2» 22 с.п. СВ-30 на базе 75,6м	Построены карты изохрон, изогипс по ОГ A-I(T-P2), Is(P1a+s), II1(C1), IIIf1(D3f1), V3(O3). На месте Волошенского поднятия выявлен ряд структур: Южно-, Северо-Волошенская, Волошенская. Передана в глубокое бурение Южно-Волошенская структура.	Пробурить поисковые скважины на Южно-Волошенской структуре: 1) на пр. 834-20 пк 185 глубиной 3500м до вскрытия силурийских отложений 2) на пр. 834-18 пк 93 глубиной 4200м до вскрытия ордовика.
с/п 10484, Восточно-Возейская, 1:50000, Грицкевич Г.И.	12, 24	центральная, Xmin=50м L=200м X=100м	взрывы из скважин, Q=5кг Hср.=15м	с/с «Прогресс-2» 22 с.п. СВ-20 на базе 63 м	Построены карты изохрон и изогипс по ОГ A-I(T-P2), Is(P1a+s), II1(C1), III-IV(D3f1-S1), V3(O3), VI(PR2). Получены дополнительные геологические сведения о строении Волошенской структуры.	Провести детализационные сейсморазведочные работы на Южно-Волошенской структуре по более совершенной методике, направленной на повышение разрешающей способности сейсмической записи.
с/п 10485, Западно-Макарихинская, 1:50000, Грицкевич Г.И.	12	центральная, Xmin=50м Xmax=2350м L=200м X=100м	взрывы из скважин, Q=5-10кг Hср.=20м	с/с «Прогресс-2» 22 с.п. СВ-20 на базе 63 м	Построены карты изохрон и изогипс по ОГ A-I(T-P2), Is(P1a+s), II1(C1), III-IV(D3f1-S1), V3(O3), VI(PR2), VI1(PR). Получены сведения о геологическом строении южной части Хорейверской впадины по отложениям осадочного чехла и поверхности фундамента.	Продолжить опытные работы по выбору технико-методических приемов на участках сложнопостроенной ВЧР
с/п 30385 Мичаельская, 1:50000, Новиков В.Н.	12	центральная, Xmin=50м Xmax=2350м L=200м X=100м	взрывы из скважин, Qср.=10кг Hср.=20м	с/с «Прогресс-2» 22 с.п. СВ-20 на базе 63 м	Построены карты изохрон и изогипс по ОГ A-I(T-P2), Is(P1a+s), II1(C1), III-IV(D3f1-S1),. Уточнены контуры и местоположение свода Южно-Волошенской структуры.	Продолжить проведение детальных работ на ряде участков площади.
с/п 10486 Волошенская, 1:50000, Стенина В.А.	12,24	центральная, Фланговая Xmin=12,5м Xmax=1187,5м 2387,5м L=100, 50м X=25м	взрывы из скважин, Q=2,5кг Hср.=18м	с/с «Прогресс-2» 12 с.п. СВ-20 на базе 25 м	Построены карты изохрон и изогипс по ОГ I2(P2kz+t), Is(P1a+s), IIs(C1s), IIIf2-fm1(D3f2-fm1), III-IV(D3f1-S1), V3(O3), VI1(PR2). Получены дополнительные сведения о строении Южно-Волошенской и Яракутской структур. В своде Южно-Волошенской структуры прослежена зона с улучшенными коллекторскими свойствами. Проведена систематизация перспективных объектов юга Хорейверской впадины и установлены их поисковые признаки.	Структурные карты по ОГ Is, IIIf2-fm1, III-IV использовать в качестве сейсмической основы для подсчета запасов. Продолжить исследования, направленные на совершенствование выработанной методики ПГР.
с/п 30290, Северо-Мастерьельская, 1:50000, Бодякин А.А.	12,24	Фланговая Xmin=50м Xmax=2400м, L=50, 100м X=50м	взрывы из скважин, Q=5кг Hср.=17м	с/с «Прогресс-2» 22 с.п. СВ-20 на базе 50 м	Построены карты изохрон и изогипс по ОГ Ikz+t(P2kz+t), Ia+s(P1a+s), IIv(C1v), IIIa, IIIa1(D3fm1-f3), III-IV(D3f1-S), V3(O3), VI1(PR2-). Уточнено строение отчетной площади от венд-кембрия до верхней перми.	Продолжить работы МОГТ на отчетной площади с целью поиска антиклинальных и неантиклинальных ловушек. Изменить методику, ув. кратность до 48.

Таблица 1.1.2. Перечень скважин, пробуренных на Южно-Волошенской площади.

№ скважины	Категория скважины	Годы бурения	Глубина забоя (м), возраст отложений на забое	Глубина сейсмокаротажа (м), возраст отложений
4-Юж.Волошен	поисковая	1984	3500,6 (S1)	3440 (S1)
8-Юж.Волошен	поисковая	1986	2900 (D3fm1 )	-
9-Юж.Волошен	поисковая	1985-1986	3500 (S1)	-
11-Юж.Волошен	поисковая	1985	3500 (S1)	3500 (S1)
13-Юж.Волошен	поисковая	1985	3350 (S1)	3315 (S1)
24-Юж.Волошен	поисковая, из устья скв.4	1984	2550,4 (С1)	-
67-Юж.Волошен	поисковая	1986	2900 (D3fm1)	-
68-Юж.Волошен	разведочная	1986	2900 (D3fm1)	-
81-Юж.Волошен	разведочная	1986	2900 (D3fm1)	-
300-Юж.Волошен	эксплуатационная	1987-1988	2180 (С3)	-
301-Юж.Волошен	эксплуатационная	1987-1988	2200 (С2)	-
400-Юж.Волошен	эксплуатационная	1987-1988	2340 (С1)	-
401-Юж.Волошен	эксплуатационная	1987-1988	2220 (С2)	-
402-Юж.Волошен	эксплуатационная	1987	2560 (С1)	-
403-Юж.Волошен	эксплуатационная	1987	2260 (С2)	-
404-Юж.Волошен	эксплуатационная	1987	2180 (С2)	-
405-Юж.Волошен	эксплуатационная	1987	2550 (С1)	-
409-Юж.Волошен	эксплуатационная	1987-1988	2210 (С2)	-

Тематическими партиями 8647 и 8660 проводился комплексный анализ геофизических исследований и результатов бурения, выполнены единые структурные построения в южной части Хорейверской впадины, предложена модель строения верхнефранских рифогенных отложений.

Главным геологическим результатом тематических работ т/п 8764 явилось уточнение модели строения южной части Хорейверской впадины с оценкой ее перспектив на базе сейсмостратиграфического анализа. На основе метода комплексной интерпретации разрезов ПАК с результатами обработки материалов ГИС была прослежена зона развития улучшенных коллекторов в сводовой части Южно-Волошенской структуры.

В процессе тематических исследований, уточнен структурный план Южно-Волошенской площади и изучено строение осадочного чехла от силурийских до нижнепермских отложений, включительно. В верхнекаменноугольно-нижнепермском интервале выделены аномалии сейсмической записи, связываемые с органогенными постройками типа биогерм. На основе сейсмофациального анализа, изучения промыслово-геофизических данных и кернового материала разработана седиментационная модель строения Южно-Волошенской карбонатной банки, впервые были разделены верхнефранские и нижнефаменские органогенные постройки. Предложены модели строения залежей нефти в карбонатных отложениях верхнего девона, нижнего карбона, верхнего карбона - нижней перми Волошенского месторождения.

По результатам работ было рекомендовано проведение сейсморазведочных работ 3D на Волошенской площади с целью уточнения сейсмофациальных особенностей карбонатных отложений.

Наряду с сейсморазведочными работами, начиная с 1984 года, на Южно-Волошенской структуре Усинской НГРЭ было начато глубокое поисково-разведочное бурение на нефть, в результате которого в 1985 году было открыто Волошенское нефтяное месторождение и установлены две промышленные залежи нефти. Скважиной 4-Юж.Волошен выявлена залежь нефти в отложениях верхнего девона, в верхнекаменноугольно-нижнепермских карбонатных отложениях залежь открыта скважиной 24-Юж.Волошен, пробуренной с основания скв.4-Юж.Волошен. Бурением также установлена перспективность подангидритовых отложений серпуховского яруса нижнего карбона.

С 1987 года на Южно-Волошенской площади развернуло опережающее бурение эксплуатационных скважин, результаты которых были учтены при подсчете запасов.

К настоящему времени на месторождении пробурено 7 поисковых, 2 разведочных и 9 эксплуатационных скважин. Основные сведения по скважинам приведены в таблице 1.1.2. В скважинах 4, 11, 13-Юж.Волошен проведен сейсмокаротаж, позволивший провести стратиграфическую привязку отражающих горизонтов и изучить скоростную характеристику разреза.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Южно-Волошенской площади принимают участие отложения осадочного чехла от ордовикских до четвертичных включительно, с угловым и стратиграфическим несогласием залегающие на протерозойском фундаменте (рис. 1.2.).

Фундамент непосредственно на площади работ бурением не вскрыт. В пределах Волошенского поднятия он изучен на одноименной площади в скважине 1-Волошен (вскр.мощность 28м) и на Северо-Яракутской в скв. 10-Юж.Волошен (вскр.мощность 74м).

В южной части Хорейверской впадины фундамент имеет двухъярусное строение. Нижний ярус представлен дислоцированными вулканогенными породами (возейская свита), верхний молассовый - терригенными и туфо-терригенными толщами (сандивейская свита). На Волошенском поднятии бурением вскрыта лишь кровля молассового комплекса. Отложения представлены сланцами темно-серыми, глинистыми, массивными и серицито-глинистыми вишнево-коричневого цвета с прослоями зеленовато-серых сланцев с зеркалами скольжения.

Нижнепалеозойские (ордовикско-силурийские) отложения, слагающие основание осадочного чехла, в пределах Южно-Волошенской площади недостаточно охарактеризованы глубоким бурением, поэтому их характеристика также приводится по скважинам 1-Волошен и 10-Юж.Волошен.



Рис. 1.2. Сводный литолого-стратиграфический разрез по Южно-Волошенской площади.

Ордовикская система представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний ордовик выделен в объеме хореймусюрской свиты, которая является основанием осадочного чехла и трансгрессивно залегает на породах метаморфизованного фундамента. Свита сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Обломочные породы вишнево-коричневые за счет ожелезнения, реже зеленовато-серые, кварц-полевошпатовые, с глинистой и карбонатной примесью. Породы в значительной степени уплотнены и непроницаемы.

Мощность нижнеордовикских отложений невелика из-за сильной редуцированности разреза на палеосводе и составляет 41м в скважине 1-Волошен и 26м в скважине 10-Юж.Волошен.

Средний ордовик выделен в объеме карадокского яруса, которому соответствует маломакарихинская свита. Отложения представлены вторичными скрытокристаллическими доломитами серого цвета, с включениями детрита, в нижней части разрез обогащен обломочной примесью. Отложения уплотнены и не проницаемы.

Мощность среднего ордовика, также как и нижнего, сильно редуцирована и составляет 39м в скважине 1-Волошен и 65м в скважине 10-Юж.Волошен.

Верхний ордовик представлен в объеме ашгиллского яруса и подразделяется на Волошенскую, мукерскую, хорейверскую и салюкинскую свиты.

Волошенская свита сложена вторичными доломитами. Породы коричневато-серые неравномерно трещиноватые и пористые. Встречаются перекристаллизованные остатки брахиопод, мшанок, криноидей, водорослей, образующие скопления в виде линзовидных прослоев. Мощность свиты - 145-155м.

Мукерская свита сложена горизонтально переслаивающимися сероцветными седиментационными доломитами и сульфатами с остатками водорослей и ходами илоедов, с редкими прослоями аргиллитов. Мощность свиты - около 90м.

Отложения хорейверской свиты отражают регрессивную фазу верхнеордовикской седиментации. Они представлены тонким переслаиванием сероцветных глинистых доломитов, ангидритов, аргиллитов с редкими прослоями вторичных доломитов. Последние обогащены остатками водорослей и позвоночных. Свита является регионально выдержанным литологическим и геофизическим репером, ее мощность составляет 120-125м.

Салюкинская свита сложена доломитами вторичными, коричневато-серыми, тонко-мелкозернистыми, слабо глинистыми, органогенно-полидетритовыми. Мощность свиты - 100-110м.

Основные пласты-коллекторы в верхнем ордовике Хорейверской впадины приурочены к Волошенской свите, в отложениях которой установлена залежь нефти на Среднемакарихинском месторождении. Притоки минерализованной воды получены при опробовании этих отложений в скважине 10-Юж.Волошен.

Мощность верхнеордовикских отложений составляет 460-470м.

С кровлей ордовикских отложений сопоставляется отражающий горизонт IV-V (S-O), с подошвой хорейверской свиты - V₃(О₃).

Силурийская система представлена нижним отделом. В пределах Южно-Волошенской структуры нижнесилурийские отложения частично вскрыты скважинами 4, 9, 11 и 13-Юж.Волошен.

Нижний силур, согласно залегающий на верхнем ордовике, выделен в объеме лландоверийского (джагалский и филиппьельский горизонты) и венлокского (седъельский горизонт) ярусов.

Лландоверийский ярус.

Джагалскому горизонту на площади исследований соответствует макарихинская свита, состоящая из двух пачек.

Нижняя пачка, мощностью 65-75м, сложена доломитами коричневато-серыми, тонко-мелкозернистыми, плотными, в верхней части неравномерно глинистыми, тонкослоистыми.

В верхней пачке, мощностью 155-170м, преобладают массивные вторичные доломиты коричневато-серые, прослоями пористо-кавернозные, участками трещиноватые, с разнообразными органическими остатками (брахиоподы, табуляты, криноидеи, строматопороидеи), образующими прослои до 10-20м. Мощность свиты составляет 225-245м.

Филиппъельскому горизонту соответствует сандивейская свита, сложенная преимущественно вторичными доломитами коричневато-серыми, прослоями водорослево-детритовыми, неравномерно пористыми, участками трещиноватыми. Для кровли и подошвы свиты характерны пачки (до 30-45м) тонкого переслаивания седиментационных и вторичных доломитов с прослоями аргиллитов. Выделенные в сандивейской свите по результатам ГИС пласты-коллекторы характеризуются как водонасыщенные. Мощность свиты - 154-160м.

Мощность лландоверийского яруса составляет 380-410м.

Венлокский ярус

Седьельскому горизонту соответствует веякская свита, в составе которой выделяются две подсвиты: нижняя и средняя. Верхняя подсвита выявлена в более полных разрезах силура южнее и восточнее исследуемой территории.

Нижневеякская подсвита сложена вторичными доломитами светло-коричневыми, тонко-мелкозернистыми с маломощными прослоями глинистых доломитов и известняков.

Мощность подсвиты изменяется от 47м в скважине 11-Юж.Волошен до 58м в скважине 4-Юж.Волошен.

Средневеякская подсвита представлена известняками и вторичными доломитами, массивными, плотными, прослоями пористыми и трещиноватыми. Неоднородность вещественного состава подсвиты обусловлена фациальной изменчивостью отложений и выражена переменным соотношением иловых и зернистых компонентов в карбонатных породах.

На Южно-Волошенской структуре средневеякская подсвита выходит под поверхность предтиманского размыва. Мощность подсвиты составляет 120-125м, в скв. 10-Юж.Волошен - 143м.

Мощность венлокского яруса изменяется от 169м в скважине 11-Юж.Волошен до 187м в скважине 10-Юж.Волошен.

С разновозрастной поверхностью нижнесилурийских отложений отождествляется ОГ III-IV(D-S).

Девонская система представлена верхним отделом в объеме франского и фаменского ярусов. Эти отложения трансгрессивно залегают на нижнесилурийских, имеют сокращенный стратиграфический объем за счет выпадения нижней части разреза и характеризуются значительной фациальной изменчивостью.

В составе франского яруса выделяются три подъяруса.

Нижнефранский подъярус (тиманский горизонт) с угловым и стратиграфическим несогласием залегает на нижнесилурийских образованиях. Сложен в нижней части аргиллитами темно-серыми, переходящими вверх по разрезу в известняки серые, тонкозернистые неравномерно глинистые с прослоями мергелей. Мощность подъяруса 5-25м.

Среднефранский подъярус представлен отложениями саргаевского и доманикового горизонтов.

Саргаевский горизонт, мощностью 25-40м, сложен сероцветными известняками с несортированным детритом, с неясной и тонкой слоистостью, бугристыми стилолитами с прослоями мергелей и аргиллитов.

Доманиковый горизонт на изучаемой площади представлен светло-серо-коричневыми кораллово-брахиоподово-водорослевыми известняками, неравномерно глинистыми, слоистыми, мощностью 19-37м.

Верхнефранский подъярус в объеме нерасчлененных ветласянского, сирачойского, евлановского и ливенского горизонтов представлен рифогенными, склоновыми, мелководно-шельфовыми и депрессионными фациями.

Рифогенные отложения, мощностью до 330м, вскрытые бурением в скважинах 4, 9, 11-Юж.Волошен образуют кольцевую часть Южно-Волошенской карбонатной банки, которая проходит от Восточно-Мастерьельской площади на юге до Восточно-Волошенской и Лекмакарихинской - на востоке. В керне отложения представлены известняками светло-серыми водорослевыми, сильно перекристаллизованными, сульфатизированными, пористо-кавернозными. Мелководно-шельфовые фации развитые во внутренней части атолловидной постройки (к югу от исследуемой территории) скважинами не вскрыты и, вероятно, представлены слоистыми, известняками и доломитами, глинистыми и сульфатизированными.

Скважина 13-Юж.Волошен вскрыла предрифовые (склоновые) верхнефранские отложения рифового шлейфа существенно меньшей мощности (135м).

Относительно глубоководные (депрессионные) аналоги верхнефранских отложений известны на Волошенской площади. Они представлены битуминозно-глинисто-кремнисто-карбонатными породами мощностью не более 27-54м.

С кровлей франских отложений связывается отражающий горизонт IIIfm(D₃fm).

Фаменский ярус выделен в объеме нижнего подъяруса, который в полных разрезах представлен волгоградским, задонским и елецким горизонтами.

Волгоградский горизонт в пределах карбонатной банки отсутствует и появляется лишь в глубоководных фациях Волошенской площади, где он сложен темными глинисто-битуминозными известняками и мергелями.

Соответственно, задонские отложения, залегают с размывом на верхнефранских рифах и согласно - на подстилающих породах волгоградского горизонта в депрессионной части разреза.

Рифогенные задонские отложения сложены водорослевыми, сферово-узорчатыми, сгустково-комковатыми известняками, доломитизированными, неравномерно перекристаллизованными и сульфатизированными по пустотам. Мощность их в пределах Южно-Волошенской постройки составляет 167-179м.

Мелководно-шельфовые межрифовые отложения задонского горизонта вскрыты скважинами 9, 67, 68, 81-Юж.Волошен. Они представлены карбонатно-обломочными и глинисто-карбонатными породами.

За границей банки задонские отложения сложены глубоководными фациями: темноокрашенными, битуминозными, кремнисто-глинистыми известняками, мергелями и аргиллитами мощностью 15-40м.

В скважинах 4, 11, 81-Юж.Волошен установлена продуктивность задонских рифогенных отложений.

Елецкий горизонт в пределах банки сложен мелководно-шельфовыми отложениями: известняками светло-серыми, доломитизированными, неравномерно глинистыми, с прослоями органогенно-обломочных и водорослевых разностей. Для них характерна линзовидная слоистость, брекчиевидность, прослои мергелей и аргиллитов. Наличие гидроокислов железа в верхней части разреза и по трещинам указывает на признаки предвизейского размыва, который уничтожил средне-верхнефаменские и турнейские отложения, а также предопределил изменчивость мощностей елецких отложений (от 0 до 44м).

Елецкая толща заполнения мощностью 350м вскрыта скважиной 13-Юж.Волошен. Отложения представлены серыми и темно-серыми глинистыми известняками, переходящими в мергели с прослоями аргиллитов.

С кровлей верхнедевонских отложений отождествляется ОГ II-III(C-D).

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами.

Нижнекаменноугольные отложения, трансгрессивно залегающие на размытой поверхности девонских пород, представлены визейским и серпуховским ярусами.

Визейский ярус выделен в объеме окского надгоризонта (тульский и нерасчлененные алексинский, михайловский, веневский горизонты). Сложен доломитами и известняками буровато-светло-серыми, прослоями органогенно-детритовыми, участками водорослевыми, неравномерно глинистыми с прослоями глин и аргиллитов, с включениями сульфатов.

Мощность яруса составляет 165-200м.

Серпуховской ярус выделен в объеме двух подъярусов: нижнего (тарусский и стешевский нерасчлененные горизонты) и верхнего (протвинский горизонт).

Тарусско-стешевский горизонты сложены в нижней части разреза доломитами буровато-серыми, мелко-тонкозернистыми, участками неравномерно пористыми и кавернозными, частично сульфатизированными, с прослоями доломитизированных известняков, аргиллитов и светло-серых ангидритов. Выше по разрезу залегает толща ангидритов мощностью 83-113м с прослоями неравномерно сульфатизированных доломитов, являющаяся регионально выраженным каротажным репером.

В подангидритовых нижнесерпуховских отложениях на Южно-Волошенской площади выделяются нефтенасыщенные и водонасыщенные коллекторы. В скважинах 4/24, 11-Юж.Волошен получены притоки нефти.

Протвинский горизонт представлен толщей светло-серых с буроватым оттенком известняков детритовых, участками водорослевых, местами слабо доломитизированных, с прослоями доломитов светло-серых, неравномерно сульфатизированных мощностью 80-90м.

С кровлей ангидритовой толщи отождествляется отражающий горизонт IIs₂(C₁s₂), с подошвой - IIs₁(C₁s₁).

Мощность нижнего отдела карбона составляет 390-460 метров.

Среднекаменноугольные отложения, представленные башкирским и московским ярусами, сложены серыми, светло-серыми с буроватым оттенком известняками, детритовыми, водорослевыми, пористыми, участками доломитизированными. Реже встречаются доломиты светло-серые, неравномерно глинистые. Мощность отдела изменяется от 170м до 226м, что связано с многочисленными внутриформационными размывами.

Верхнекаменноугольные отложения сложены известняками светло-серыми с буроватым оттенком, водорослевыми, детритовыми, органогенно-обломочными и сгустково-комковатыми, неравномерно перекристаллизованными, окремненными, неравномерно глинистыми и трещиноватыми, пористо-кавернозными и нефтенасыщенными.

Верхнекаменноугольные отложения являются продуктивными.

Мощность верхнего отдела карбона составляет 47-63м.

Пермская система представлена двумя отделами: нижним и верхним.

Нижнепермские карбонатные отложения (ассельский и сакмарский ярусы) представлены известняками светло-серыми с буроватым оттенком, органогенно-детритовыми, водорослевыми, неравномерно перекристаллизованными и окремненными, прослоями пористо-кавернозными, трещиноватыми, нефтенасыщенными, в основании слабо глинистыми.

Мощность ассельско-сакмарских отложений максимальна в западной части площади (45м в скважине 68-Юж.Волошен) и минимальна в сводовых частях структуры (от 1-5м до 15м).

К кровле нижнепермских карбонатов приурочен отражающий горизонт I₁(P₁).

Выше по разрезу залегает мощная (до 700м) верхнепермская терригенная толща, со стратиграфическим несогласием перекрывающая нижнепермские карбонатные отложения. Глинистые пласты этой толщи являются покрышкой для нижнепермской залежи нефти.

1.3 Основные черты тектонического строения

Южно-Волошенская структура, расположена в южной части Хорейверской впадины (рис.1.3), которая является структурой первого порядка Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. По фундаменту большей ее части соответствует Большеземельский палеосвод. Активное формирование палеосвода охватывает большой отрезок времени геологического развития от рифея до ранней перми. Крупная тектоническая перестройка произошла в девонском периоде и связана со среднедевонско-раннефранским временем, когда в результате дифференцированных тектонических движений рассматриваемая территория длительное время находилась в субаэральных условиях и значительному размыву подвергались отложения нижнего палеозоя (нижний девон, верхний силур, частично нижний силур). Последующие этапы тектонической активизации, которые также проявились в виде размывов меньшей глубины, произошли на рубеже девонского и каменноугольного периодов, ранне-позднепермских эпох. Влияние палеосвода, как конседиментационного поднятия, выразилось также во внутриформационных перерывах в осадконакоплении. В позднепермско-триасовое время в связи с формированием Уральской складчатой системы произошла существенная структурная перестройка, в результате которой на месте Большеземельского свода сформировалась наложенная Хорейверская впадина.

З₁- Хорейверская впадина, З₁⁴ - Сандивейское поднятие, З₁^4-1 - Волошенское поднятие, З₁⁵ - Макариха-Салюкинская антиклинальная зона, З₁⁶ - Сынянырдская котловина, З₁⁷ - Цильегорская депрессия; К2 - гряда Чернышева, К₂¹ - Хоседаюский вал, К₂³ - Шарью-Заостренский блок, К₂⁵ - Адзьвавомская депрессия.

По кровле карбонатов Хорейверская впадина имеет асимметричную форму. Наиболее погруженная область располагается в северной части и уходит за пределы суши, занимая значительную часть акватории Баренцевого моря.

Рис. 1.3. Выкопировка из схемы тектонического районирования Тимано-Североуральского региона (В.И. Богацкий, Ф.Н. Снисарь 1984. г. Масштаб 1:1000000)

В структуре впадины выделено Сандивейское поднятие, простирающееся более чем на 100км, при ширине 50-70км. Начиная с палеозоя, поднятие унаследованно формировалось в пределах Большеземельского свода. Основной причиной, повлиявшей на формирование локальных структур Сандивейского поднятия, явилось внедрение магматических масс в рифейский фундамент. Помимо складчатой и разрывной тектоники немаловажным структурообразующим фактором в девонский и пермский периоды являлись процессы активного рифообразования. На выступах палеорельефа формировались органогенные постройки, такие как верхнедевонская Южно-Волошенская карбонатная банка мощностью 300-350м.

Модель строения Южно-Волошенской постройки аналогична строению Сандивейской и Веякской карбонатных банок: в позднефранское время сформировано атоллоподобное тело с обрамляющими лагуну рифами. Франский кольцевой риф надстраивался нижнефаменскими (задонскими) карбонатными постройками (рифовыми холмами). Внутренняя часть карбонатной банки, очевидно, сложена лагунными фациями. В свою очередь банка осложнена серией самостоятельных складок и куполов (Восточно-Волошенский, Южно-Волошенский, Лекмакарихинский, Восточно-Мастерьельский, Южно-Мичаельский и др.).

Южно-Волошенская структура, которая является объектом исследования представляет собой брахиформное поднятие субширотного простирания, осложненное четырьмя куполами. По ОГ I₁ в контуре изогипсы минус 1990м размеры структуры составляют 8,4Ч2,2ч4,2км, амплитуда 80м.

1.4 Нефтеносность

Волошенское нефтяное месторождение расположено в пределах Колвависовского нефтегазоносного района Хорейверской нефтегазоносной области и приурочено к одноименной структуре, входящей в состав Волошенской группы поднятий. Промышленная нефтеносность осадочного чехла установлена в доманиково-турнейском и верхневизейско-нижнепермском НГК.

Месторождение открыто в 1985г. Продуктивными являются карбонатные отложения верхнего девона и верхнего карбона-нижней перми, а также, возможно, нижнего карбона.

Залежь нефти в нижнефаменских рифогенных отложениях верхнего девона выявлена скважиной 4-Юж.Волошен, в которой при совместном испытании в эксплуатационной колонне интервалов 2736-2746м, 2752-2769м, 2780-2815м получен приток нефти (80%) в смеси с ФБР дебитом 48м³/сут. по подъему уровня. В контуре нефтеносности принятом к подсчету запасов находятся две поисковые скважины: №№ 4 и 11.

Пласты-коллекторы трещинно-каверново-порового типа представлены рифогенными известняками и вторичными доломитами пористостью 8,4-11% (при принятой в подсчете запасов 10%) и проницаемостью 89 мД.

Эффективная нефтенасыщенная мощность по скважинам составляет 2,8м (скв. № 11) и 26,2м (скв. № 4), средневзвешенная по залежи - 11м, площадь залежи - 5,7 км².

Залежь массивная, сводовая, литологически ограниченная, высота - 86м. Коллекторами являются известняки и доломиты нижнефаменского подгоризонта верхнего девона, покрышкой служат глинистые отложения, залегающие в основании визейского яруса нижнего карбона. Водонефтяной контакт залежи не установлен, по материалам подсчета запасов уровень подсчета принят на отметке минус 2736м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в интервале опробования ИП в скв. 4-Юж.Волошен.

В стандартных условиях нефть легкая (плотность - 0,866г/см³), повышенной вязкости (19,56мм²/с), парафинистая (3,3%масс.), сернистая (0,98%масс.), малосмолистая (7,7%масс.).

В пластовых условиях при температуре 70⁰С нефть имеет плотность 0,851г/см³ и вязкость 6,74МПа*с. При давлении насыщения 1,9МПа газовый фактор - 5,1нм³/т. Температура застывания нефти минус 14⁰С. Объемный коэффициент - 1,045.

Залежь нефти в верхнекаменноугольно-нижнепермских карбонатных отложениях открыта скважиной 24-Юж.Волошен, где при опробовании интервала 2076-2087 м получен приток нефти дебитом 14,8м³/сут. на 5-мм штуцере и 20,3м³/сут. на 6-мм штуцеpе. В контуре нефтеносности располагаются скважины 4/24, 8, 9, 11, 13, 67, 81-Юж.Волошен.

Пласты-коллекторы каверново-порового, реже порового типов представлены известняками биоморфными, детритовыми и водорослевыми пористостью 13,1-18,1%, при принятой в подсчете запасов - 15%, и проницаемостью - 74 мД.

Эффективные нефтенасыщенные мощности по скважинам составляют от 2,0-2,2 м (скв. №№ 8, 67), 3,3 м (скв. №№ 13), 5,0м (скв. №№ 11, 81), до 18,5м (скв. № 4/24), средневзвешенная по залежи - 5,2м, площадь залежи - 15,375км².

Залежь массивная, сводовая, литологически ограниченная, высота - 46м. Покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения уфимского яруса верхней перми мощностью 10-29 м. Водонефтяной контакт принят по материалам подсчета запасов на отметке минус 1987м (самая низкая отметка, на которой получена чистая нефть в скв. 8).

В стандартных условиях нефть утяжеленная (плотность 0,888 г/см³), высоковязкая (45,1мм²/с), парафинистая (4%масс.), сернистая (1,57% масс.), смолистая (14,85% масс.).

В пластовых условиях при температуре 51⁰С нефть имеет плотность 0,857г/см³ и вязкость - 11,28мПа*с. При давлении насыщения 3,3МПа газовый фактор равен 13,6нм³/т. Температура застывания нефти минус 10⁰С. Объемный коэффициент - 1,055.

Предполагаемая залежь нефти в нижнесерпуховских отложениях нижнего карбона установлена скв. 24-Юж.Волошен, в которой при опробовании ИП интервалов 2469-2499м, 2479-2521,5м получены притоки безводной нефти в объемах 0,25м³ и 2,2м³ соответственно за 2 часа. Продуктивные отложения вскрыты скважинами 4 и 11-Юж.Волошен.

Коллекторами являются доломиты, залегающие под ангидритовой пачкой нижнесерпуховского подъяруса. По материалам предыдущего отчета (Волошененко Т.М., 2003г.) в нижнесерпуховских карбонатных отложениях предполагалось существование двух залежей нефти, приуроченных условно к нижнему и верхнему карбонатным пластам, разделенных межпластовой глинисто-ангидрито-доломитовой пачкой. Нефтеносность нижнего пласта установлена в скважине 4/24-Юж.Волошен, водонефтяной контакт условно принят на отметке -2416м. В контуре нефтеносности верхней залежи расположены скважины 4/24, 11-Юж.Волошен, водонефтяной контакт принят условно на отметке -2400м.

На расположенных к юго-западу от исследуемой территории Северо-Мастерьельской, Мастерьельской и Восточно-Мастерьельской структурах установлены залежи нефти в аналогичном стратиграфическом диапазоне (на уровне нижнего пласта). Притоки нефти получены в скважинах 4, 7-Сев.Мастерьель, 2, 3-Мастерьель и 1, 2-Вост.Мастерьель. Из верхнего пласта притоков нефти не получено, нефтенасыщенные коллекторы не выделены.

При испытании венд-кембрийско-среднеордовикских отложений в скважине 10-Юж.Волошен из интервала 4430-4570м притока не получено. Коллекторы, залегающие на глубинах свыше 4400м уплотнены и не проницаемы, в песчаниках отмечается значительное содержание железистой и карбонатной примеси.

В нижнесилурийских отложениях (макарихинская свита) в скважине 10-Юж.Волошен по данным ГИС выделены водонасыщенные пласты-коллекторы, при опробовании которых испытателем пластов в процессе бурения притоков не получено. В веякских отложениях нижнего силура по материалам ГИС также выделены водонасыщенные коллекторы. При опробовании этих отложений притоки мин.воды установлены в скважинах 4, 9, 10-Юж.Волошен. В скважине 4-Юж.Волошен из интервала 3380-3500,6м получен раствор с пленкой нефти, в скважине 11, 13-Юж.Волошен притоков флюида из веякских отложений не получено.

По результатам обработки данных ГИС в верхнефранских отложениях выделены водонасыщенные коллекторы в скважинах 4, 9, 11, 13-Юж.Волошен. Притоки минерализованной воды получены в скважинах 4, 13-Юж.Волошен.

Пласты-коллекторы в визейских отложениях, выделенные по результатам ГИС, характеризуются как водонасыщенные. При испытании в скважине 11-Юж.Волошен из интервала 2595-2670м получен буровой раствор с нефтью (200л) за 2 часа, в скважине 7-Юж.Волошен из интервала 2805-2869м за 2 ч получено 150л нефти с мин. водой в объеме 1,9 м³. По керну в скважине 68-Юж.Волошен (долб.6-7, инт. 2769,6-2782,7м) установлены выпоты окисленной нефти по трещинам; в скв.8-Юж.Волошен (долб.11, инт. 2677-2684,3м), 9-Юж.Волошен (долб.16-19, 23-25, инт. 2624,4-2666,7м, 2749,4-2770,7м) и 13-Юж.Волошен (долб.14, инт. 2670,4-2677,9м) наблюдались пятна битума и запах H₂S. В скважинах 4, 9, 13-Юж.Волошен из визейских отложений получены притоки мин. воды.

Среднекаменноугольные образования по результатам ГИС и данным опробования скважин водонасыщены.

2. Методика сейсмических работ

2.1 Выбор системы наблюдений МОВ ОГТ и расчет параметров

На основании геологического задания необходимо провести трехмерные сейсморазведочные работы, которые подразумевают использование площадной системы наблюдения. Суть методики данных работ заключается в том, что ПВ и ПП располагаются на площади по определенной схеме, в результате чего реализуется равномерное распределение средних точек (ОСТ) на площади.

Исходные данные: площадь съемки 156км² - определена геологическим заданием; кратность, достаточная для решения геологических задач на данном участке определена геологическим заданием - 64.

Для расчёта параметров системы наблюдений использовался пакет прикладных программ «ПЛЕКС» (разработан в ЗапСибНИИГоефизике под руководством С.К. Туренко[12]), который предназначен для решения широкого спектра задач оптимизации полевых сейсморазведочных работ, связанных с расчётом и анализом интерференционных систем и систем наблюдений. Расчёт и анализ осуществляется с учётом качества и стоимости проводимых исследований.

Расчёт оптимальных параметров системы наблюдений выполняется в программе BSMOS п.п.п. ПЛЭКС-СН. Программа рассчитывает оптимальные для подавления конкретной кратной волны параметры системы.

Входными данными для программ являются сведения о полезных волнах и волнах-помехах: относительные интенсивности, скорости, преобладающие периоды и т.д.

Для получения сведений о волнах предварительно проводился расчёт сейсмогеологической модели среды (программа SINOGT п.п.п. ПЛЭКС-СН). Для построения модели использовались данные о глубинах до основных отражающих границ и значениях средних скоростей в покрывающей толще (табл. 2.2.1), полученные в ходе обработки данных сейсмического каротажа. Задавались кратнообразующие границы.

Годографы одно- и многократных волн приведены на рисунке 2.2.1.

Сведения о кратных и целевых волнах сводятся в таблицу 2.2.2.

Таблица 2.2.1 Осреднённые сейсмогеологические характеристики среды на Южно-Волошенской площади

Отражающий горизонт	Вертикальное время Тв, сек	tо = 2Тв, сек	Средняя скорость Vср, м/с	Глубина, м	Границы формирования кратных волн
	0	0	1600	0
T1	0,410	0,821	1950	800	*
P2	0,533	1,067	2250	1200	*
С1	0,721	1,443	3050	2200
D3fm	0,812	1,623	3450	2800
S1v	0,959	1,918	3650	3500
			4000	4000

Таблица 2.2.2. Характеристики кратных и целевых волн

Кратообр. граница	Глубина	Скорость	Тократн	Целевая граница	Глубина	Скорость	Тоцел.
T1	800	1950	1.668	D3fm	2800	3450	1.623
P2	1200	2250	2.155	S1v	3500	2650	1.918

При расчёте шага между каналами приходится учитывать множество факторов. С одной стороны, при увеличении дx, увеличивается длина расстановки. Следовательно, увеличивается производительность работ и уменьшается их стоимость. С другой стороны, при увеличении шага между каналами, снижается надёжность прослеживания полезных волн и уменьшается разрешающая способность метода.

В среднечастотной сейсморазведке МОВ шаг каналов составляет от 20 до 60 м. Наиболее распространена величина = 50 м, при которой шаг глубинных точек отражения формально равен 25 м. Такую плотность прослеживания глубинных сейсмических объектов считают достаточной при решении широкого круга геологических задач.



Рис. 2.1.1. Однократные и кратные годографы

Шаг точек ОГТ рассчитывается, исходя из требований уверенной корреляции трасс (времена прихода волн на соседних трассах не должны различаться больше, чем на полупериод):

, (2.1)

где а - шаг точек ОГТ, дх - расстояние между пунктами приема, f_max - максимальная частота спектра отраженной волны, V_ср - средняя скорость в покрывающей толще, б_max - максимальный угол наклона отражающих границ для исследуемого района.

При =2250 м/с, = 50 Гц, = 17 (из сейсмогеологических условий):

Выберем шаг сети средних точек а=25 м для обеспечения необходимой детальности работ при решении поставленных геологических задач. Тогда расстояние между ПП дх=50м.

В программе BSMOS в качестве исходных задаются некоторые данные о методике исследований: расстояние между центрами групп приёма и возбуждения, общее число каналов, признак источника (одиночный или групповой), признак конфигурации источников и приёмников и т.д.

Техническим недостатком программы BSMOS является ограничение на количество активных каналов в расстановке: максимальная канальность составляет 384.

Оптимальные, для подавления кратных волн с характеристиками, приведенными выше в таблице 2.2.2, системы наблюдений, рассчитанные при данном ограничении на число каналов и при заданном шаге между пунктами возбуждения и центрами групп приемников, обладает следующими параметрами представленными в таблице 2.2.3.

Выполненный расчет является начальным и необходимым условием для выбора оптимальной системы наблюдения для данных сейсмогеологических условий. Анализируя, опыт проектирования пространственных систем наблюдений на производстве и опираясь на теоретические расчеты, выполненные в пакете ПЛЭКС-СН по выбору оптимальной системы наблюдений, было решено идти по пути увеличения канальности (т.к. технологические возможности сегодняшнего дня позволяют это сделать) с последующим рациональным изменением ряда значимых параметров.

Увеличение числа активных каналов и величины взрывного интервала уменьшает требуемое число ПВ на км площади и снижает стоимость работ. Поэтому существует тенденция применения при 3D сейсморазведке станций с большим числом каналов.

Таблица 2.2.3. Выбор системы наблюдения.

	Параметр системы	СН1
дх	Расстояние между центрами групп приема, м	50
дy	Расстояние между пунктами возбуждения (проекция на ось Y), м	50
б	Сеть ОСТ	25х25
mx	Количество каналов на одной линии приема	64
my	Количество пунктов возбуждения на линии	48
my*	Количество пунктов возбуждения между линиями приема	4
W	Количество линий приема	6
Д Y	Расстояние между линиями приема, м	200
Д X	Величина взрывного интервала по оси Х, м	200
nx	Кратность перекрытия по оси Х	8
ny	Кратность перекрытия по оси Y	6
nxy	Общая кратность перекрытия	48
Xmax	Максимальное расстояние взрыв-прибор по оси Х, м	1575
Ymax	Максимальное расстояние взрыв-прибор по оси Y, м	1675

Для получения поля точек отражения одинаково протяженного в направлении осей Х и Y, величина взрывного интервала увеличивается до 400 м.

Максимальное удаление, т.е. расстояние от источника до самой дальней группы должно быть сравнимым с глубиной нижней целевой зоны. Как правило, это приводит к необходимости регистрировать волны с довольно большим кинематическим приращением времени, для того чтобы отделить однократные отражения от многократных волн и других регулярных помех. При достаточно хорошем качестве данных по наиболее глубокой целевой зоне максимальное удаление можно увеличить до значения, равного глубине фундамента.

Lmax=(1ч1,2)Hmax=4000ч4800 м, (2.2)

где Нmax-глубина наиболее глубокозалегающего целевого отражающего горизонта.

Отсюда приблизительно значение Xmax=3100м (из учета Ymax=Xmax).

Число пунктов приема на линии приема можно рассчитать из соотношения уже выбранных длины расстановки и интервала между приемниками: