Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2D в транзитной зоне Баренцева моря

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

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

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

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.