Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2D в транзитной зоне Баренцева моря
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение
высшего профессионального образования
«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)
Кафедра геофизических методов поисков и разведки
ДИПЛОМНАЯ
РАБОТА
ДЕТАЛЬНЫЕ
СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ МОВ ОГТ 2D В ТРАНЗИТНОЙ ЗОНЕ БАРЕНЦЕВА МОРЯ
РЕФЕРАТ
Лапин Анатолий Сергеевич. «Детальные
сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2D
в транзитной зоне Баренцева моря» (дипломная работа).
Дипломная работа посвящена рассмотрению
особенностей сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D
кабельными телеметрическими системами ХZone на Восточно-Перевозной площади
Баренцева моря, и содержит введение, четыре раздела, заключение, 36 рис., 13
табл., 76стр., 10 источников.
В первом разделе дается физико-географический
очерк района работ, рассматривается стратиграфические комплексы и тектоническое
строение и нефтегазоносность региона.
Второй раздел посвящен технике и методике работ.
Приводятся характеристики приемно-регистрирующей аппаратуры и источников
возбуждения. Представлен спектр основных и вспомогательных технических средств,
для проведения работ в сложных условиях транзитной зоны.
В третьем разделе приведен граф обработки
полевого материла. Дана оценка качества материала, представлены результаты
работ в виде схемы отработанных профилей и ряда конечных сейсмических разрезов,
которым дано описание структуры волнового поля.
В четвертом разделе рассмотрены особенности
развития рифогенных объектов в пределах Печорской плиты и непосредственно в
пределах участка исследования. Составлена сводная схема потенциальных объектов
на основе ранее выполненных обобщений Б.В. Сенина, Т.А. Кирюхиной, Ю.Н.
Григоренко. Проведена оценка изменения петрофизических свойств модели карбонатных
коллекторов для интервала девон-карбоновых отложений при различных условиях
насыщения. Дана прогнозная оценка возможности выделения нефтегазонасыщенных
объектов с использованием технологии AVO-анализа.
ВВЕДЕНИЕ
Настоящий диплом составлен по результатам
прохождения производственной практики при проведении детализационных
сейсморазведочных работ 2D
методом ОГТ в пределах Восточно-Перевозной площади в юго-восточной части
Баренцева моря. Работы проводились Опытно-методической партией ООО
«Донгеофизика» (субподрядчик) и ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (субподрядчик).
Заказчиком является ООО «Нарьянмарнефтегаз», подрядчиком - ООО «ПГС-Хазар».
Целевым назначением указанных работ являлось
изучение геологического строения перспективных горизонтов осадочного чехла и
поверхности кристаллического фундамента для подготовки к бурению
Восточно-Перевозной структуры. Целью дипломной работы является оценка
эффективности технологии сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2Д на базе кабельных
телеметрических систем ХZone в пределах Восточно-Перевозной площади Баренцева
моря. Для достижения поставленной цели было предусмотрено решение следующих
задач:
изучение геолого-геофизической характеристики
района работ;
анализ аппаратурного комплекса и методики
полевых работ;
рассмотрение оптимизированного графа базовой
обработки;
- анализ конечных сейсмических разрезов по
отработанным профилям;
рассмотрение особенностей перспективных объектов
в пределах участка исследования;
оценка возможности выделения нефтегазонасыщенных
объектов с использованием технологии AVO-анализа.
Исходными данными для написания работы
послужили: служебные материалы фирмы ООО «Донгеофизика», техническая
документация на приборы и оборудование; сейсмические материалы, полученные в
ходе полевых работ, публикации, посвященные изучению данного участка и всей
Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
1.
Геолого-геофизическая характеристика района
.1
Физико-географический очерк
Административное расположение района работ -
Архангельская область, Ненецкий автономный округ. Объект изысканий располагался
севернее Полярного круга в юго-восточной части Баренцева моря на акватории
Перевозной губы и прилегающей суше (рисунок 1.1). Характерна продолжительная и
суровая зима и короткое лето. Полевые работы выполнялись в период с 20 июня
2009 года по 15 октября 2009 года. Среднегодовая температура воздуха -
отрицательная -5 о ¸ - 6о С. В июле-августе средняя
температура +10о С ¸ +12о С, световой день длится
14-20 часов.
Рисунок 1.1 - Расположение района
работ
Северные концы профилей пролегали
непосредственно по акватории Баренцева моря с глубинами моря до 17м. Перевозная
губа вдается в берег материка от мыса Медынский Заворот на севере и
Хайпудырской губы на юге. Центральная часть Перевозной губы представляет собой
систему отмелей - «кошек», проходимыми судами с осадкой 0,5-0,6 м. Во время
отлива акватория Перевозной губы осушается на протяжении 6-8 км. Заполненными
водой остаются лишь русла рек и их старицы. Местность в данной части
представляет собой сильно заболоченную низменность с крупным озером Тобой и
большим количеством средних и мелких озер (Ябтарма, Мядто), рек (Памендуй,
Большая и Малая Камбалицы, Мядсё, Тобойсё.), проток (Нгосавейсё, Матусё) и
многочисленных речушек и ручьёв. Море, реки и озера замерзают в начале ноября,
а вскрываются в мае. Во время сильных ветров вода заливает низменные места.
Берега губы окаймлены обсыхающими отмелями. Грунт в губе представлен глинистым
песок и илистым песками. Колебания уровня воды в губе обусловлены приливными и
сгонно-нагонными явлениями. Величины приливов составляли 0.3-1.6 метра, а при
сильных ветрах западного и северо-западного направления, совпадающих по времени
с приливом, может достигать 2.0-2.5 метров.
Скорость течения в губе при приливных явлениях
достигает 3.5-7.0 км/час. Сгонными ветрами в Перевозной Губе являются ветра
восточного, северо-восточного и юго-восточного направлений. Со второй половины
сентября наблюдается неустойчивый тип погоды. Он характеризуется неустойчивыми
по направлению сильными ветрами (штормовые ветра 17-25 м/сек), понижением
температуры. Продолжительность штормовых ветров (скорость ветра 15м/с и более)
составляла, в среднем 10-16 часов в сутки.
Дороги и причалы отсутствуют. Ближайший
населенный пункт - п. Варандей (50 км) с посадочной площадкой для самолета Ан-2
и вертолетов. Ближайшим морским портом, оборудованным погрузочно-разгрузочными
механизмами, является г. Нарьян-Мар (290 км), здесь же имеется аэропорт,
нефтебаза. Ближайшие железнодорожные станции и аэропорты - г. Воркута (250км),
г. Инта (300км), г. Архангельск (950 км).[10]
1.2 Геологическая и
геофизическая изученность района
Современная геолого-геофизическая изученность
акватории Печорского шельфа, по сравнению с другими акваториями, оценивается
как относительно высокая. Количественные данные по изученности всего шельфа на
настоящее время составляют более 100 тыс. пог. км сейсмопрофилирования и 21
скважина. При этом все месторождения углеводородного сырья на шельфе Печорского
моря были открыты в 80-90-х годах прошлого века.[3]
В истории развития геологоразведочных работ
можно выделить несколько основных этапов:этап (1929-1960 гг.). За 30 лет объем
опорного, поискового и разведочного бурения составил 669 тыс. пог. м, выявлено
5,5% от начальных суммарных ресурсов нефти и 5,1% газа, что позволило
нефтяникам и газовикам извлечь из недр 7,2 млн. т нефти и 12,2 млрд. м3
газа.этап (1961-1980 гг.). В течения второго этапа значительно расширилась
площадь поисков новых месторождений и стратиграфический диапазон новых открытий.этап
(1981-1990 гг.). Одним из наиболее важных факторов целенаправленного проведения
поисково-разведочных работ этого этапа, обеспечившего дальнейшее развитие
сырьевой базы и совершенствование структуры размещения разведанных запасов,
явилась систематически проводимая научная обработка всей накопленной
геолого-геофизической информации.этап (начало 90-х гг. - настоящее время).
Итоги на этом этапе освоения ресурсов отличаются аномальным снижением объемов
как в Республике Коми, так и, особенно, в Ненецком автономном округе, что
привело к исключительно низким темпам роста разведанности начальных суммарных
ресурсов нефти и газа. Однако, в будущем регион обладает значительным
потенциалом для расширения сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности.[10]
1.3 Геологическое
строение района
.3.1 Стратиграфия
Литолого-стратиграфическая характеристика
разреза дается по результатам обобщенных данных бурения, ГИС и анализа керна,
выполненных производственными организациями: «Коминефть»,
«Ухтанефтегазгеология», «Архангельскгеология», «Печорагеофизика» и др. На
рисунке 1.2 приведена литолого-стратиграфическая колонка для акваториальной
части Тимано-Печорской провинции.
Рисунок 1.2 - Нефтегазоносные
комплексы и мегакомплексы осадочного чехла акваториальной части
Тимано-Печорской провинции [По Ю.Н. Григоренко]
-8 - литология: 1 - глины,
аргиллиты, 2 - алевролиты, 3 - песчаники, 4 - известняки, 5 - доломиты, 6 -
мергели, 7 - ангидриты, гипсы, 8 - размывы; 9-10 - покрышки: 9 - региональная,
10 - зональная; 11-13 - залежи: 11 - нефти, 12 - газа, 13 - конденсата; 14-15 -
проявления: 14 - нефти, 15 - газа; 16 - предполагаемое распределение НСР УВ по
комплексам, %.
На неё представлена не только
литолого-стратиграфическая разбивка, но и интервалы нефтегазоносности и
соответствующие интервалы покрышек.[4]
Шельф Печорского моря большинством
исследователей относится к числу наиболее перспективных в отношении
нефтеносности среди арктических акваторий РФ, в силу своей изученности.
Характерной чертой нефтегазоносного бассейна
является широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности, охватывающий
отложения от ордовика до триаса включительно. При этом большинство открытых в
настоящее время месторождений нефти и газа на шельфе Печорского моря относится
к транзитной зоне.[10]
Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами.
Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с
максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км
(платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб).
На Печорском шельфе регионально распространенные
тимано-саргаевская, кунгурская и триасовая (ангуранская) покрышки разделяют три
крупных нефтегазоносных мегакомплекса с реально установленными запасами и
прогнозными ресурсами, преобладающими в преимущественно карбонатном
франско-нижнепермском комплексе (50 %); нижний терригенно-карбонатный
ордовикско-нижнефранский комплекс содержит около 15% ресурсов, верхний
терригенный среднепермско-мезозойский (триасовый) - 35 % (рисунок 1.2).
Вероятное размещение основных очагов генерации
углеводородов для района исследований показано на рисунке 1.3.
Рисунок 1.3 - Вероятное
размещение основных очагов генерации углеводородов в осадочном бассейне Баренцева
моря По Ю.Н. Григоренко
- границы ареалов развития
очагов генерации УВ; 2-5 основная фазовая специализация очагов генерации: 2 -
преимущественно нефтяные, 3 газонефтяные, 4 - газоконденсатные, 5 -
нефтегазоконденсатные; 6 - возраст материнских свит в очагах генерации;
Стратиграфический диапазон нефтегазоносности
северных районов ТПП включает отложения от ордовикских до триасовых. В
осадочном чехле выделено шесть крупных НГК:
Ордовик-нижнедевонский НГК. Комплекс сложен
тремя литологически различными толщами: терригенно-карбонатной (О1-3) мощностью
до 1000 м, карбонатной (S1-2) мощностью до 1500 м и карбонатно-терригенной (D1)
мощностью до 1000 м. Максимальных мощностей отложения НГК достигают в
центральных частях Денисовского прогиба, Колвинского грабена и в Мореюской
депрессии. Ордовик-нижнедевонский НГК бурением изучен частично.
Среднедевонско-нижнефранский НГК.
Среднедевонско-нижнефранский комплекс ограничен снизу разновозрастной
верхнесилурийско-нижнедевонской поверхностью размыва, сверху - подошвой доманикового
горизонта. Нижняя часть НГК имеет преимущественно песчаный состав. Комплекс
стратиграфическим несогласием разделяется на две толщи: среднедевонскую и
нижнефранскую. Среднедевонская толща распространена преимущественно в западной
части региона, где в Западно-Колгуевском прогибе и Колвинском грабене достигает
мощности 400-1300 м.
Наиболее благоприятные условия
нефтегазонакопления описываемый комплекс имеет в западной части Печорской
синеклизы, в особенности в пределах Печоро-Колвинского авлакогена. Здесь
возможны открытия крупных нефтяных залежей.
Франско-турнейский НГК. Франско-турнейский НГК -
один из основных продуктивных комплексов на суше провинции. Он имеет сложное
строение и пестрый фациальный состав. Комплекс характеризуется мощностями 0,4 -
1,0 км. Положение литолого-фациальных зон контролируется расположением
некомпенсированной впадины, на бортах которой располагался рифовый барьер.
Франско-турнейский комплекс содержит основную
нефтематеринскую свиту Тимано-Печорской НГП - битуминозную карбонатно-кремнисто-глинистую
толщу франско-турнейского возраста. Для месторождений франско-турнейского
комплекса характерны: массивные залежи в рифогенных постройках и
пластово-сводовые в облекающих постройки слоях карбонатов, а также
пластово-сводовые, тектонически экранированные; высокоёмкие породы-коллекторы
(пористость 20-30%).
Окско-артинский НГК. Окско-артинский карбонатный
НГК характеризуется мощностями от 0,4 до 1,0 км. Большая часть окско-артинских
отложений имеет карбонатный состав и сформирована на шельфе.
Залежи месторождений окско-артинского комплекса
массивные, сводовые, реже пластово-сводовые; приурочены к биогермным
линзовидным телам или пластам органогенно-обломочных известняков повышенной
емкости (пористость 11-34%).
Кунгурско-верхнепермский НГК. Значение
кунгурско-верхнепермского НГК возрастает к северным приморским районам и в
акваторию ТПП. Он вмещает залежи нефти в Печоро-Колвинской и
Варандей-Адзьвинской НГО, установлен непромышленный приток нефти в
параметрической скважине Паханческая-1 (акватория Хорейверской НГО).
Залегающие в подошве кунгурские отложения на
большей части акватории имеют глинистый состав и играют роль флюидоупора для
нижележащего НГК. Однако, в Печоро-Колвинской и Варандей-Адзьвинской НГО эти
отложения содержат мощные (до 37 м) песчаные, достаточно выраженные по
простиранию пласты, обладающие пористостью 16-20% и проницаемостью - 1,5-6,5
мД.
Триасовый НГК. Значение триасового НГК
возрастает к северным и северо-восточным районам акватории ТПП. Выявленные на
территории ТПП залежи УВ в триасовом НГК расположены преимущественно в
северной, приморской ее части. В акватории НГК нефтеносен в
Малоземельско-Колгуевской и Варандей-Адзьвинской НГО. Кровля комплекса
располагается на глубинах 400-1300 м, погружаясь на север в направлении к
Куренцовской структурной зоне баренцевского шельфа. Мощность НГК отчетливо
возрастает с юга на север и северо-восток от 1 до 3-3,5 км, достигая на
северной границе синеклизы 4,2-5 км.[3]
Большая часть разведанных и прогнозных ресурсов
нефти в провинции сконцентрирована в платформенной части, в тектонически
подвижных зонах (Печорско-Колвинском авлакогене, Варандей-Адзьвинской
структурной зоне и др.) формирование которых связано с древними рифтами.
Район работ, Восточно-Перевозная площадь,
относится к Варандей-Адзьвинской структурной зоне. В Варандей-Адзьвинской
структурной зоне широко развиты нефтяные дегазированные залежи с повышенной
плотностью нефти. Нефтегазоносные структуры связаны с ордовикско-нижнедевонским
и верхнедевонско-турнейским комплексами.[10]
1.3.2 Тектоника
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
расположена в пределах Припайхойско-Приюжноновоземельского мегапрогиба,
Предуральского мегапрогиба и одноименной плиты.
Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами.
Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с
максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км
(платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб).[3]
Для Печорского шельфа характерно продолжение в
акваторию большинства тектонических элементов сопредельной суши:
Малоземельско-Колгуевской моноклинали, Денисовской впадины с обрамляющими
Шапкино-Юрьяхинским валом и Колвинским мегавалом, Хорейверской впадины,
Варандей-Адзьвинской зоны, Коротаихинской впадины (рисунок 1.4).
Рисунок 1.4 -
Структурно-тектоническая схема района исследований
Малоземельско-Колгуевская моноклиналь (200 х
80-120 км) занимает северо-западную часть плиты, граничит на востоке с
Шапкина-Юрьяхинским и Колоколморским валам и Денисовского прогиба, на западе с
Седуяхинским валом, на юго-западе с Янгытской ступенью, на юге - с
Печоро-Кожвинским мегавалом.
По нижним, доверхнедевонским, отложениям
осадочного чехла моноклиналь представляет ряд ступенчато погружающихся на
северо-восток блоков. В составе моноклинали в качестве подчинённых структур
первого и второго порядков (попадающих в район исследований) выделяются
Нарьян-Марская моноклиналь (Харицейская депрессия).
Печоро-Колвинский авлакоген обладает весьма
сложной внутренней структурой. Его составными элементами являются структуры
первого порядка - Печоро-Кожвинский мегавал, Денисовский прогиб и Колвинский мегавал.
Печоро-Колвинский авлакоген, в пределах суши
имеет размеры 700 х 60-20 км, протягивается в северо-западном направлении в
акваторию Печорского моря, рассекая центральную часть Тимано-Печорской плиты.
В основании авлакогена находится мобильный
Печоро-Колвинский мегаблок земной коры, который чётко выделяется по системам
ограничивающих его глубинных разломов. По поверхности фундамента он
представляет собой обширный прогиб, разбитый серией разломов на ряд ступенчатых
блоков, наклонённых к северу.
Вдоль юго-западной и северо-восточной границ
авлакогена простираются крупные инверсионные Печоро-Кожвинский и Колвинский
мегавалы. Между последним и северо-западным замыканиям первого находится
Денисовский прогиб со сложнопостроенными Шапкина-Юрьяхинским и Колоколморским
валами, унаследовано развивавшийся Лайским валом и сопредельными с ними
впадинами.
Денисовский прогиб (400 х 40-70 км) простирается
в северо-западном направлении и занимает центральную часть Печоро-Колвинского
авлакогена. На севере он раскрывается в акваториальную часть бассейна.
Крайними западными шовными структурами прогиба
являются Шапкина-Юрьяхинский вал (220 х 20 км), и его акваториальное
продолжение Колоколморский вал. Оба вала отделённы от Малоземельско-Колгуевской
моноклинали дизъюнктивным нарушением типа взбросо-надвига. Они являются
приразломными инверсионными структурами.
На севере прогиба располагается Усть-Печорская
депрессия.
Депрессионная часть Денисовского прогиба на
акватории представлена в основном Восточно-Колгуевской заливообразной
депрессией. Носовая перемычка с Болванским выступом фундамента разделяет
Усть-Печорскую и Восточно-Колгуевскую депрессии.
Колвинский мегавал (300 х 30-40 км) расположен
над восточной системой краевых дислокаций авлакогена, северная часть мегавала
продолжается в акваторию Печорского моря. Мегавал на всём протяжении
характеризуется асимметричным строением.
Ярейюский вал (75 х 30 км) занимает северную
половину мегавала, отчётливо выражен по горизонтам осадочного чехла, начиная с
силура вплоть до мезозоя. Западное крыло осложнено нарушением и имеет более
крутой угол падения, чем восточное.
Колвинский мегавал в районе Печорской губы
разделяется Ходоварихинской ступенью на 2 части: северную, находящуюся на
печороморском шельфе (Поморская ступень с погребённым в нижнепалеозойском
структурном этаже Русским валом), и южную, представленную на суше Ярейюсским и
Возейским валами.
Хорейверско-Печороморская синеклиза включает две
структуры первого порядка: Хорейверскую впадину и Русскую моноклиналь.
Хорейверская впадина (280 х 120 км) отвечает
стабильному Большеземельскому мегаблоку фундамента. Впадину ограничивают резко
выраженные положительные структурные формы: Колвинский мегавал на западе и вал
Сорокина и поднятие Чернышёва на востоке и юго-востоке. В этих границах Хорейверская
впадина, открывающаяся в сторону акватории Печорского моря, хорошо выражена по
мезозойскому и верхнепалеозойскому комплексам; по ниже залегающим отложениям -
это Большеземельский палеосвод. Впадина имеет асимметричное строение.
Хорейверская впадина заходит в пределы акватории
лишь своей северной частью, представленной Паханческой террасой и Кошкинской
котловиной.
В пределах впадины выделяется ряд подчинённых
тектонических элементов, в т.ч. Чернореченская ступень.
Чернореченская ступень (170 х 40 км) находится в
крайней западной части Хорейверской впадины, протягивается вдоль поднятий
Колвинского мегавала и раскрывается в сторону акватории, характеризуется
асимметричным строением.
Большеземельский палеосвод, который проявляется
по поверхности фундамента, полого наклонён к востоку и северо-востоку. На
шельфе по кровле нижнего палеозоя приурочена Русская моноклиналь. Поднятие
фундамента (Русский вал), над которым находится моноклиналь, погружается на
восток к продолжающейся на акватории перемещенной к западу по субширотному
сдвигу северо-западных дислокаций Варандей Адзьвинской структурно-тектонической
зоне.[7]
1.3.3 Нефтегазоносность
Наиболее крупными и богатыми углеводородами (УВ)
являются карбонатные нефтегазоносные комплексы (НГК). Они содержат несколько
толщ-резервуаров, достаточно надежно изолированы региональным флюидоупором. Эти
НГК являются основным объектом геологоразведочных работ на шельфе Печорского
моря. Вторым объектом работ может быть ордовик-нижнедевонский НГК в
Хорейверской впадине.
Средняя величина размеров структур в приморских
районах суши 22 км2, тогда как на сопредельном транзитном мелководье - 35 км2.
Крупные структурные ловушки особенно характерны
для восточной части шельфа, отличающейся большей тектонической напряжённостью и
присутствием надвигов и высокоамплитудных сбросов. Резервуары, отождествляемые
с карбонатными образованиями, имеют мощность до 50 м и характеризуются
многократным увеличением пористости и проницаемости пород в зонах выщелачивания
органогенных построек (рифов, биогерм и биостромов). В акваториальной части
провинции установлены 24 таких зоны, объединяющих от 2 до 9 локальных структур.
Среди зональных объектов нефтегазонакопления Печорского шельфа представлены 6
подтверждённых открытиями месторождений объектов и 18 прогнозных зон. Среди
первых Долгинская, Гуляевская, Приразломная, Медынская, Сорокинская и
Поморская.
Современная структура начальных суммарных
ресурсов углеводородов такова, что основную их часть составляют невыявленные
ресурсы категорий С3, D1, D2. Практически все ресурсы УВ Печороморского шельфа
расположены в мелководных участках с глубинами морского дна до 50 м, то есть в
зоне транзитного мелководья. Важно также то, что основная доля УВ содержится в
нефтегазоносных комплексах, залегающих на глубинах до 3-4 км.[4]
Региональная оценка ресурсов УВГ по Григоренко
Ю.Н. и др. приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Зоны нефтегазонакопления заподных
акваторий Арктики
Регион
|
Кол-во зон
|
Кол-во
лок. объектов в зонах
|
Средняя
площадь км2
|
Геологические
ресурсы зон, млн т/млрд м3
|
Средняя
плотность в зоне, тыс. т/км2
|
Превалирющий
интервал УВ-накопления
|
|
|
от-до
|
среднее
число
|
|
от-до
|
Среднее число
|
|
|
Печорское
море,Тимано-Печорская НГП
|
24
|
3-9
|
4
|
780
|
21-958
|
332
|
425
|
O - D1 D3 - P1
|
По схеме нефтегазогеологического районирования в
северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выделяется
Варандей-Адзьвинская нефтегазоносная область, соответствующая тектоническому
элементу первого порядка - Варандей-Адзьвинской структурной зоне.
В НГО подготовлено к разработке пять нефтяных
месторождений, в том числе крупные по запасам Торавейское, Наульское и средние
Варандейское, Лабоганское и Южно-Торавейское. В ее пределах за последние годы
создана крупная сырьевая база, обеспечивающая устойчивую добычу нефти для создаваемого
на ближайшую перспективу нефтедобывающего района в крайней северо-восточной
части провинции.
Основными объектами геологического изучения,
обеспечивающими дальнейший прирост запасов нефти, являются три нефтегазоносных
комплекса: верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный, содержащий 26,4 % от
суммы перспективных и прогнозных ресурсов нефти по НГО в целом и 35,4 % от
суммы ресурсов по комплексу провинции; доманиково-турнейский карбонатный,
содержащий соответственно 20,6 и 17,4 %; верхневизейско-нижнепермский содержит
15,2 % от суммы ресурсов по комплексу.
По верхнеордовикско-нижнедевонскому комплексу
получено почти 73 % суммарного прироста запасов нефти за последние пять лет.
Достаточно существенными потенциальными возможностями по приросту запасов обладает
также верхневизейско-нижнепермский карбонатный комплекс. В целом разведанность
начальных ресурсов нефти в области составляет 37 %.
Учитывая геологические особенности строения
изучаемой площади, прогнозируемые объекты, связанные с нефтенасыщением, будут
характеризоваться относительно невысокими акустическими свойствами и для их
выделения необходимо применение специальных технологий полевых работ и процедур
обработки сейсмической информации.
2. Техника и методика
полевых работ
.1 Аппаратура и оборудование
Участок работ условно можно разбить на сушу,
«транзитную зону» и предельное мелководье. В зависимости от зоны,
использовались различные методики и аппаратурно-технические комплексы
регистрации. На участке «транзитная зона» использовались телеметрические
системы сбора геофизической информации XZone®
«Fly Lander»
и XZone® «Marsh
Line» производства
фирмы «СИ Технолоджи Инструментс» (г. Геленджик), специализированные
геофизические суда, вездеходная техника в комплексе со вспомогательным
оборудованием. На участке «предельное мелководье» использовалась
телеметрическая система сбора геофизической информации XZone®
«Marsh Line»
с многокомпонентными электронными модулями, связующими отрезками бронированного
кабеля и специализированные геофизические суда.[5]
Параметры возбуждения и регистрации в целом
соответствовали проектным и выбранным по результатам опытных работ. Возбуждение
упругих колебаний на суше и в зонах осушения осуществлялось в скважинах с
применением взрывчатых веществ. На участках «предельное мелководье»
использовался групповой пневматический источник упругих волн, класса «Пульс-6/
Малыш».
2.1.1
Приёмно-регистрирующая аппаратура
Центральная станция регистрации, изображенная на
рисунке 2.1 (ЦСР) выполнена в виде стойки со встроенными в нее серверами,
системой электропитания и подключенными периферийными устройствами, она может
быть использована как при проведении работ в транзитных зонах (система XZone®
Marsh Line), так и при сухопутных работах (XZone® Fly Lander).
Основнымие характеристики системы представлены в
таблице 2.
Таблица 2
- Основные
характеристики системы
фирма-изготовитель
|
ООО
«Си Технолоджи Инструментс»
|
максимальная
длина записи
|
100с
|
динамический
диапазон
|
120
дБ
|
макс.
число регистрируемых каналов одной линии для интервалов дискретизации
|
0,25мс
- 120; 0,5мс - 240; 1мс - 480; 2мс - 960; 4мс - 1920
|
разрядность
|
24
(23+ знак)
|
рабочая
полоса частот
|
формат
записи данных
|
SEG-D (8048,
8058)
|
накопитель
|
IBM 3580
|
Оператор при помощи ЦСР может производить
настройку системы на различные режимы работы, выбирает длительность записи и
период дискретизации, настраивает количество регистрируемых и служебных
каналов, определяет параметры фильтров, проводит процедуры калибровки и
диагностики косы.
В процессе регистрации оператор контролирует
состояние телеметрической косы и качество получаемых в результате работ
сейсмограмм. Они могут быть выведены на экран монитора, распечатаны на плоттере
или принтере и записаны на внешний носитель в выбранном формате. Для записи на
внешний носитель система поддерживает геофизические форматы SEG-D 8048 и SEG-D
8058. По результатам работы оператор может сформировать полный комплект
отчетных документов.
2.1.2
Приёмно-регистрирующие устройства
XZone® Marsh Line
Цифровая телеметрическая приемная коса системы состоит
из однотипных измерительных модулей (рисунок 2.2), соединенных между собой
прочным кабель-тросом, изображенным на рисунке 2.3, и дополнительных
специальных секций в начале и конце линий. Корпус модуля выполнен из
нержавеющей стали. В его конструкции предусмотрена возможность установки
системы контроля герметичности. Для этого на плате электроники размещается
датчик давления. Эта система позволяет контролировать герметичность модуля на
всех стадиях: при сборке, хранении, транспортировке и работе.
Таблица 3 - Характеристики телеметрической косы
XZone® Marsh Line
фирма-изготовитель
|
ООО
«Си Технолоджи Инструментс»
|
условия
размещения датчиков
|
в
модулях
|
число
каналов
|
2
(гидрофон и геофон)
|
тип
датчиков
|
геофон
GS-20DX, гидрофон PZ-2
|
интервал
между модулями
|
25
м
|
вес
секции
|
20
кг
|
рабочая
нагрузка
|
не
более 5000 кг.с
|
максимальная
рабочая глубина
|
100
м
|
В зависимости от проводимых работ в системе
предусмотрены следующие исполнения измерительного модуля: при работе в водной
среде (мелководье, транзитные зоны) устанавливается датчик давления - гидрофон
и одно- или трехкомпонентные датчики смещения - геофоны, при работе на суше
устанавливаются только одно- или трехкомпонентные геофоны.