Проведение сейсморазведочных работ методом общей глубинной точки на территории Кондинского района Тюменской области

Содержание

Введение

Геолого-геофизическая характеристика района работ

Краткая физико-географическая характеристика

Геолого-геофизическая изученность

Стратиграфия

Мезозойская эратема

Тектоника

Нефтегазоносность

Сейсмогеологическая характеристика

Методика и техника полевых наблюдений

Методика обработки сейсмических материалов

Интерпретация материалов сейсморазведочных работ

Геолого-геофизические результаты работ

Заключение

Список использованной литературы

Введение

В период с 10 июня по 10 сентября 2009 года проходил производственную пракику в ОАО "ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ" г. Когалым в качестве инженера 1 разряда.

Данная курсовая работа написана по материалам предоставленным ОАО "ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ".

В основу работы был положен отчет сейсморазведочной партии 57/03-04, проводившей сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки на территории Кондинского района Тюменской области.

Настоящими работами был изучен Южный-Трехозерный участок.

Задачи, решаемые в данной курсовой работе, заключаются в изучении геологического строения исследуемой площади, обосновании выбранной методики наблюдения, ознакомлении с техникой и методикой сейсморазведочных работ.

Геолого-геофизическая характеристика района работ

Краткая физико-географическая характеристика

Местоположение

В административном отношении участок работ расположен в пределах Кондинского района Ханты-Мансийского автономного округа.

Рельеф

Участок находится на заболоченной всхолмленной равнине, расчлененной долинами рек.

Грунты на участке, в основном, суглинистые и суглинисто-песчаные. Глубина сезонного промерзания грунтов различна, но не превышает 1.4 м. Грунтовые воды имеют несколько горизонтов, пресные, редко встречаются минерализованные.

Гидрография

Находящиеся на участке реки (Конда, Мулымья) вскрываются в начале мая, основной источник питания рек - талые снеговые воды и летне-осенние дожди. После ледохода, длящегося 5-10 дней, максимальный уровень воды держится 10-16 дней. Наиболее полноводны реки в конце мая и в июне. Большинство небольших речек и ручьев в межень пересыхает. Реки замерзают в октябре, длительность ледостава 190-210 дней, максимальная толщина льда 80-120 см. Малые реки промерзают до дна. Озера имеют, как правило, песчаное дно и глубину 3-5 м, замерзают и освобождаются ото льда на 1-2 недели раньше, чем реки. Болота моховые, глубиной более 2 м, заросшие угнетенным редкостойным лесом. Они труднопроходимы или непроходимы летом.

Климатические условия

Климат континентальный, достаточно суровый. В зимнее время регулярно вторгаются массы холодного континентального воздуха высоких широт; в теплое время года формируется область пониженного давления, куда чаще поступают влажные массы воздуха с Северной Атлантики. Основные осадки приносятся с запада, главным образом, в июле-августе. Их годовая сумма от 250 до 300 мм. Зима (октябрь-апрель) суровая, с пасмурной, но тихой погодой, часто переменчивой. Средняя температура днем - 17⁰, ночью - 24⁰С. Часты снегопады, изредка - кратковременные метели. Снежный покров образуется во второй половине октября, его мощность достигает 50-60 см. Весна прохладная, с резкими колебаниями температуры воздуха, с минимальным количеством осадков. Интенсивное таяние снега - с начала апреля, полностью снег сходит к концу месяца. В первых числах июня температура воздуха выше +10⁰С, начинается подсыхание верхнего слоя почвы. Лето сравнительно теплое, с частыми моросящими дождями, преобладающая дневная температура +18⁰С, ночная +14⁰С. Осень холодная, с затяжными дождями. В октябре температура воздуха становится отрицательной, к середине месяца устанавливается снежный покров.

Рис. 1. Обзорная карта района работ.

Геолого-геофизическая изученность

Исследованная площадь расположена в Шаимском нефтегазоносном районе Приуральской нефтегазоносной области. Систематические геолого-геофизические исследования Шаимского района были начаты в 1954 году, до этого они носили маршрутный, рекогносцировочный характер.

В течение 1956-59 гг. на участке работ и сопредельной территории проведены площадное мелкомасштабное точечное зондирование МОВ, речная сейсморазведка, электроразведка ТТ, детальная гравиметрия, аэромагнитометрия, профильное и площадное структурно-поисковое бурение. С 1960 года, после открытия промышленной залежи нефти на Трехозерном месторождении, стремительно развиваются площадные и детальные сейсмические исследования масштаба 1: 100000 и 1: 50000, в результате которых выявлены и оконтурены структуры II порядка: Евринская, Мортымьинская, Тетеревская. В комплексе с сейсморазведочными работами проводилось поисковое и разведочное бурение на нефть и газ.

Основные сейсморазведочные работы МОВ выполнены в 60-х - начале 70-х годов. Мулымьинское, Трехозерное поднятия выявлены сейсморазведочными работами МОВ в 1958 г., Мортымьинская структура выявлена и разведана с. п.6/59-60, Северо-Тетеревское поднятие оконтурено по результатам работ с. п.42/63-64.

С 1967 г. на отчётной площади началось проведение детализационных сейсморазведочных работ сейсмопартиями треста "Тюменнефтегеофизика" Главтюменнефтегаза: с. п.1, 2, 3/67-68, 3/68-70, 7/70-71. Результаты этих работ совместно с данными бурения были обобщены в отчете тематической партии 6/77 треста "Тюменнефтегеофизика", автор Туманов Н.Н. Была подготовлена сводная структурная карта по отражающим горизонтам "А+П", охватившая большую часть отчётной площади /19/.

Стратиграфия

Рис. 2. Схематическая геологическая карта доюрского основания и структурная карта по отражающему горизонту А.

сейсморазведочный геофизический глубинная точка

Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол представлен отложениями юрско-четвертичного возраста. Стратиграфическая характеристика геологического разреза дана в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой, утвержденной МСК в 1991 году. При написании этого раздела использованы последняя обобщающая работа по стратиграфии Шаимского нефтегазоносного района /18/ и отчеты по обобщению геолого-геофизических материалов Шаимского нефтегазоносного района /17,23/.

Мезозойская эратема

Юрская система

Отложения юрской системы представлены двумя отделами: средним (байосский, батский ярусы) и верхним (келловейский, оксфордский, кимериджский, волжский ярусы).

В составе юрских отложений выделяются тюменская, абалакская свиты и нижняя подсвита мулымьинской свиты.

Тюменская свита (байосский, батский ярусы). Отложения тюменской свиты накапливались в условиях аллювиальных, озерных и озерно-болотных равнин и представлены сероцветными аргиллитами, алевролитами и песчаниками с многочисленными растительными остатками и прослойками угля толщиной от 1 см до первых метров. Отложения свиты распространены лишь в юго-восточной части Южно-Трехозерного участка. Тюменская свита залегает с резким угловым несогласием на породах доюрского комплекса, заполняя неровности палеорельефа. Толщина свиты достигает 31 м в скважине 508 TRZ. В составе тюменской свиты выделяется продуктивный пласт Т.

Абалакская свита (келловейский, оксфордский, кимериджский ярусы). Отложения абалакской свиты залегают трансгрессивно на породах фундамента и на отложениях тюменской свиты. Абалакская свита отложилась в период начального этапа морской трансгрессии, охватившей большую часть Западно-Сибирской аллювиальной палеоравнины, что нашло отражение в существенно глинистом ее составе и в присутствии большого количества глауконита. На приподнятых участках в районе Тетеревского и Мулымьинского валов глинистые образования абалакской свиты фациально замещаются песчаниками вогулкинской толщи (продуктивный пласт П). Породы вогулкинской толщи представляют собой серые, темно-серые и зеленовато-серые песчаники и алевролиты. Вблизи зон выклинивания отложений, встречаются прослои гравелитов. Толщина свиты достигает 15 м.

Мулымьинская свита характеризует этап максимальной для Западной Сибири трансгрессии. Отложения вогулкинской толщи перекрылись глубоководными конденсированными отложениями, в составе которых резко уменьшилась доля терригенного материала и возросла - органогенного. На данной площади прибрежные условия осадконакопления вогулкинской толщи на склонах Тетеревского и Мулымьинского валов сменились мелководными условиями. В результате образовалась трехозерная толща. По простиранию она фациально переходит в нижнемулымьинскую подсвиту.

Трехозерная толща (продуктивный пласт П₀) сложена песчаниками, алевролитами, гравелитами и конгломератами. Как правило, она залегает на вогулкинской толще, а на наиболее приподнятых участках залегает на доюрском основании. Толщина толщи обычно составляет 10-15 м, постепенно уменьшаясь в зоне выклинивания до 0.

Нижнемулымьинская подсвита (волжский ярус) сложена аргиллитами темно-серыми, битуминозными, плитчатыми, с конкрециями пирита. Толщина подсвиты достигает 5 м (640 TRZ). К кровле подсвиты приурочен отражающий горизонт "Б".

Мулымьинская свита в масштабе геологического времени занимает больший временной интервал, чем вышележащие улансынская и леушинская свиты, притом, что толщина ее на порядок меньше. Это несоответствие объясняется малой скоростью осадконакопления мулымьинской свиты. Точно также временной интервал трехозерной и вогулкинской толщ приблизительно равен таковому для улансынской и леушинской свит, но их толщины уступают на порядок толщине улансынской и леушинской свит. Поэтому и для вогулкинской и для трехозерной толщ очевидна очень малая скорость осадконакопления.

Меловая система

Меловые отложения представлены верхнемулымьинской подсвитой, улансынской, леушинской, кошайской, викуловской, ханты-мансийской, уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами, залегающими согласно.

Верхнемулымьинская подсвита (берриасский, валанжинский, готеривский ярусы). Верхняя подсвита представлена битуминозными аргиллитами с включениями прослоев сидеритов. Толщина подсвиты изменяется от 8 м на северо-востоке площади (422 YTT, 423 YTT) и 16 м в центре (570 TRZ, 534 TRZ) до 22 м на северо-западе (3 TRZ). К кровле подсвиты приурочен отражающий горизонт "Б₁".

Улансынская свита (готеривский ярус). В составе свиты преобладают темно-серые аргиллиты, плотные, массивные, алевритистые, морского происхождения. Прослои известняков и алевролитов занимают подчиненное положение. Толщина ее изменяется от 50 м до 110 м.

Леушинская свита (барремский, аптский ярусы). В нижней части разреза леушинская свита сложена слабоалевритистыми, слюдистыми, плотными аргиллитами. Верхняя часть разреза представлена чередованием маломощных прослоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина свиты изменяется от 210 м до 280 м.

Кошайская свита (аптский ярус). Отложения кошайской свиты представлены глинами темно-серыми слюдистыми с единичными маломощными прослоями алевролитов и глинистых известняков с включениями углистого детрита. Толщина свиты изменяется от 50 м до 60 м. К подошве кошайской свиты приурочен отражающий горизонт "М".

Викуловская свита (аптский ярус) представлена мощной толщей переслаивающихся песчано-алевритовых и глинистых пород с прослоями известняков. В осадках свиты много углистого детрита и обугленных растительных остатков. Толщина свиты изменяется от 110 м до 130 м. К кровле свиты приурочен отражающий горизонт "М₁".

Ханты-мансийская свита (альбский ярус) по литологическому составу подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена плотными темно-серыми глинами с фауной пелеципод и редкими прослойками алевролитов и известняков. Верхняя подсвита представлена плотными светло-серыми алевролитами, переслаивающимися с глинистыми породами. Толщина свиты изменяется от 180 м до 200 м.

Уватская свита (сеноманский ярус) представлена, главным образом, песчано-алевролитовыми разностями серыми с зеленоватым оттенком, с прослоями аргиллитоподобных глин и известняков в верхах свиты. На подстилающих отложениях образования свиты залегают согласно. Толщина свиты изменяется от 150 до 170 м.

Кузнецовская свита (туронский ярус) сложена глинами серыми и зеленовато-серыми, глауконитовыми, плотными, с редкими прослоями алевролитов с пиритизированными растительными остатками. Толщина свиты изменяется от 25 м до 40 м. К подошве свиты приурочен отражающий горизонт "Г".

Березовская свита (коньякский, сантонский, кампанский ярусы). В составе свиты выделяются две пачки. Нижняя представлена переслаиванием опок глинистых, алевритистых, опоковидных глин и алевролитов с редкими прослоями песчаников. Верхняя пачка сложена глинами серыми, плотными. Толщина свиты изменяется от 180 м до 210 м.

Ганькинская свита (маастрихтский, датский ярусы) сложена глинами серыми, зеленовато-серыми. Толщина свиты изменяется от 30 м до 60 м.

Кайнозойская группа

Палеогеновая система

Талицкая свита (палеоценовый отдел) сложена темно-серыми плотными слюдистыми глинами с прослоями алевролитов и линзовидными включениями кварцевого песка в верхах свиты. Толщина свиты 60 м-110 м.

Люлинворская свита (эоценовый отдел) в нижней части разреза сложена серыми опоками и опоковидными глинами. Выше по разрезу опоковидные глины сменяются диатомовыми зеленовато-серыми глинами с линзовидными включениями песчаного материала. Толщина свиты 170 м-200 м.

Чеганская свита (верхне-эоценовый, нижне-олигоценовый отделы) сложена глинами желтовато-зелеными с включениями пирита и сидерита. Толщина свиты 50 м-80 м.

Неогеновая система

Отложения системы на изучаемой площади отсутствуют.

Четвертичная система

Отложения системы представлены континентальными озерно-аллювиальными песками серыми и желтовато-серыми, глинами серыми и бурыми, суглинками, супесями и торфами. Толщина четвертичных отложений 5-80 м.

Рис.3. Карта тектонического районирования мезозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Урайнефтегаз, 1997г.)

Территория участка находится в южной части Шаимского мегавала, который является структурой первого порядка. В соответствии с "Картой тектонического районирования мезозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района" (ТПП "Урайнефтегаз", 1997 г.) мегавал образован группой поднятий и характеризуется отчетливо выраженным северо-восточным простиранием. Длина вала около 210 км, ширина - 50-70 км, амплитуда в основании осадочного чехла достигает 1000 м.

участок разделен на две части Мулымьинским валом, протягивающимся диагонально с северо-запада на юго-восток. В юго-восточном углу участка наблюдается периклинальное замыкание вала. Ширина вала изменяется в пределах 10-12 км, амплитуда составляет 150м. В пределах вала выделяются локальные структуры: Западно-Мулымьинская, Маломулымьинская, Южно-Мулымьинская, Мулымьинская, Северо-Трех-озерная, Трехозерная, Южно-Трехозерная.

К северо-восточной границе изучаемой площади подходит южное окончание Тетеревского вала. Между Тетеревским и Мулымьинским валами расположено Мортымьинское поднятие третьего порядка, разделенное на несколько локальных структур, из числа которых Южно-Мортымьинская заходит в пределы Южно-Трехозерного участка. На рассматриваемой площади Мортымьинское поднятие отделено от Мулымьинского вала глубоким прогибом, тогда как граница с Тетеревским валом менее выражена.

С юго-запада Мулымьинский вал ограничен глубоким Ошкинским прогибом. Далее на юго-западе площади выделяется северо-восточное замыкание Евринского куполовидного поднятия.

Нефтегазоносность

Рис. 4. Характер насыщения продуктивных пластов Трехозерного месторождения.

На участке практически полностью размещается Трехозерное месторождение (исключая его самое северное окончание). За пределами участка, к северо-западу, расположена Северная залежь Мулымьинского месторождения, а у северо-восточного окончания площади, примыкая непосредственно к ее границе, расположена Южно-Тетеревская залежь Мортымья-Тетеревского месторождения.

Описание залежей приводится по данным подсчетов запасов (1984 г., 1993 г.), Надо отметить, что в целом для района работ характерно ступенчатое погружение уровня ВНК в северо-восточном направлении.

Трехозерное месторождение

Трехозерное месторождение открыто в 1960 г. поисковой скважиной 6 TRZ. Это было первое месторождение нефти, открытое в Западной Сибири. Из песчаников вогулкинской толщи получен фонтанный приток нефти дебитом более 300 тонн в сутки. Этой скважиной был обнаружен тот нефтяной резервуар, который до настоящего времени является основным в Шаимском нефтегазоносном районе. Открытые в последующем залежи в песчаниках тюменской свиты и коре выветривания содержат запасы, характеризующиеся более низкими притоками.

Трехозерное месторождение располагается на северном склоне Трехозерного и восточном крыле Мулымьинского локальных поднятий. Нефтеносность связана с прибрежно-морскими отложениями вогулкинской толщи (пласты П₁ и П₂), континентальными отложениями тюменской свиты (пласт Т), проницаемыми породами коры выветривания и фундамента.

Залежь пласта П является основным объектом разработки. Пласт П представлен двумя песчаными пластами П₁ и П₂, между которыми существует гидродинамическая связь, поэтому залежи рассматриваются как один объект с ВНК - 1471 м. Особое положение занимает самостоятельная залежь в районе скв.502 TRZ, где получен приток нефти с отметки - 1482 м.

Сейсмогеологическая характеристика

Известно, что сейсмогеологические особенности исследуемой территории определяются двумя факторами: глубинными геологическими условиями и особенностями строения верхней части разреза.

Район работ характеризуется довольно сложными поверхностными геологическими условиями. Почти повсеместная заболоченность, наличие разветвленной орогидрографической сети, сухих песков на "гривах", мощных торфяных подушек на болотах создают пеструю картину строения ЗМC.

Глубинные сейсмогеологические условия в районе исследований, в целом, благоприятны для постановки сейсморазведочных работ МОВ ОГТ. Цикличное строение осадочного чехла (чередование песчано-алевролитовых и глинистых толщ), характерное для Западно-Сибирской плиты, связано с ритмичностью осадконакопления, обусловленного сменой режимов трансгрессий и регрессий. Резкое возрастание пластовых скоростей происходит на следующих границах: подошва кузнецовской свиты, кровля викуловской свиты, подошва кошайской свиты и на границе отложений платформенного мезозойского-кайнозойского чехла и доюрских образований. К скоростным ступеням приурочены опорные отражающие горизонты "Г", "М₁", "М", "А" и наиболее резкие перепады на электрокаротажных кривых ПС, КС, ГГК. Указанные отражающие границы имеют площадное распространение и являются наиболее выдержанными на временных разрезах.

По данным вертикальных годографов вышеуказанных скважин рассчитаны средние пластовые скорости, характеризующие скоростные параметры различных толщ геологического разреза Южно-Трёхозёрного участка. В целом, по разрезу наблюдается относительно плавное нарастание значений пластовых скоростей с глубиной от 1790 м/с в неоген-палеогеновых отложениях до 3150 м/с в породах юрского возраста. Пластовая скорость в доюрских образованиях, вскрытых скв.16 CML и представленных метаморфическими породами, меняется с глубиной. В верхней части доюрского комплекса ее величина составляет 3520 м/с, увеличиваясь с глубиной до 5300 м/с.

Плотностной каротаж проведен в скважинах 10514, 922, 977, 978.

Приведенная в этом разделе в общих чертах сейсмогеологическая модель явилась в дальнейшем базой для стратиграфической привязки отражающих горизонтов, их индексации и корреляции.

Методика и техника полевых наблюдений

Полевые сейсморазведочные работы с. п.57/03-04 на участке выполнены методом ОГТ в модификации 2Д с 48-кратным накапливанием сейсмического сигнала, при шаге наблюдений 50 м и взрывном интервале 50 м. Схема наблюдений МОГТ - центральная, симметричная.

Для снижения межканальных влияний и уровня помех, возникающих при взрыве, применялся вынос сейсмоприемников от пункта взрыва на 25 м в обе стороны. Максимальное удаление "взрыв-прибор" составило 2375 м, минимальное - 25 м, общая длина расстановки - 4750 м. Схема расстановки сейсмоприемников на профиле с расстояниями в метрах от пункта взрыва (ПВ) до 1, 48, 49, 96 каналов следующая:

- 48 - ПВ - 49 - 96

- 25 - 0 - 25 - 2375

Для компенсации снижения кратности в районе пропусков на профилях (5703005, 7, 8, 10, 15, 17, 18, 20, 22, 24, 28, 34) использовалась удлиненная приемная расстановка (108 каналов).

Для выбора параметров возбуждения и регистрации упругих колебаний, а также проверки на идентичность групп сейсмоприемников и каналов сейсмокос, до начала полевых работ были проведены опытные работы, по результатам которых выбраны соответствующие параметры.

Возбуждение упругих колебаний проводилось в одиночных скважинах глубиной 6-13,5 м зарядом величиной 0,1 кг тротила. На четырех профилях 5703005, 07, 14, 15 возбуждение упругих колебаний проводилось зарядом величиной 320 грамм тротила. Спектр сигнала и спектр шума окончательного волнового поля, соотношение сигнал/помеха во временном интервале, соответствующем глубине залегания целевых горизонтов, по профилям 5703007 (величина заряда 320 гр тротила) и 5703012 (величина заряда 100 гр тротила). Полученные математические параметры указывают на лучшую величину соотношения сигнал/помеха по профилю 5703007, где применялся более весомый заряд, хотя визуально временные разрезы не отличаются.

Прием сигнала осуществлялся сейсмоприемниками GS-20DX. Для подавления волн-помех и обеспечения однородности каналов применялось линейное группирование сейсмоприемников в количестве 12 штук на базе 50 м.

Регистрация сейсмической записи осуществлялась телеметрической сейсмостанцией SN-388 со следующими параметрами:

длина записи - 4 с;

шаг дискретизации - 2 мс;

ФВЧ - OK;

ФНЧ - 130 Гц;

режекторные фильтры - включены;

антиаляйсинговый фильтр - 125 Гц;

предварительное усиление - 24 dB.

Оценка качества полевого материала проведена согласно требований "Инструкции по сейсморазведке". Коэффициент качества полевого материала по Южно-Трехозерному участку составил 0,97 при 0,9% брака.

Всего за полевой сезон отработано 26 профилей общей протяжённостью 313.5 пог. км, 5753 ф. н., принято 5701 ф. н.

На Южно-Трехозерном участке проведены работы по изучению ВЧР по методике МСК, отработано 179 ф. т. Полученные данные использовались для решения двух задач:

) выявления слоев в верхней части разреза, наиболее благоприятных для заложения зарядов;

) возможности построения скоростной модели ВЧР по данным МСК.

Топогеодезические работы проведены согласно утвержденному проекту и "Инструкции по топографо-геодезическому обеспечению геологоразведочных работ" издания 1984 года.

Для повышения точности и контроля топогеодезических работ плановая привязка опорных точек (начала, концы и изломы профилей) осуществлялась с помощью спутниковой системы глобального определения координат (DGPS) с погрешностью не более + 1 м.

Все сведения, касающиеся проверок состояния полевой аппаратуры, контроля качества источников возбуждения и приемной расстановки записаны и хранятся на дискете.

Методика обработки сейсмических материалов

Качество первичного материала

В сейсмической партии 57/03-04 группой предобработки осуществлялся контроль качества первичного сейсмического материала с предварительной обработкой данных по ОГТ на ЭВМ IBM RS/6000 (полевой вариант комплекса программ GEOVECTEUR PLUS). Такая система контроля позволила своевременно выявлять некачественные элементы работы всего процесса сейсмических наблюдений и оперативно устранять их.

Тем не менее, на локальных участках ряда профилей качество полевого сейсмического материала неудовлетворительное. По мнению авторов отчёта, это можно объяснить следующими объективными причинами:

). Неоднородность строения ВЧР, зона отсутствия кондиционной полевой записи вырисовывается в виде "палеоречки";

). Наличие охранных зон, где глубина заложения заряда не превышала 5-6 м;

). Пропуски пунктов взрыва, что обусловлено многочисленными водными преградами, имеющимися охранными зонами, а также причинами техногенного характера (наличие месторождений, трубопроводов).

Цифровая обработка материалов МОГТ-2Д

Обработка сейсмического материала МОГТ-2D, полученного в пределах Южно-Трехозерного участка осуществлялась по общепринятой схеме стандартной обработки с учетом соотношения истинных амплитуд и в полном соответствии с требованиями, определенными геологическим заданием данного проекта.

Обработка выполнялась в ЦОИ ОАО "Башнефтегеофизика" с применением вычислительных комплексов SunFire v880 и GEOCLASTER1.1 и использованием обрабатывающих пакетов "Geovecteur Plus" версия 2100, версия 3100.

На этапе препроцессинга исходный сейсмический материал, полученный с шагом дискретизации 2 мс и длиной записи 4 сек в формате станции SN-388, конвертирован в формат обработки "Geovecteur".

Этот же граф обработки был использован при переобработке профилей с. п.52/98 ОАО "Башнефтегеофизика" и с. п.3/94-95 ДАООТ "Тюменнефтегеофизика".

Интерактивный контроль геометрии путем сопоставления линии теоретических и наблюденных первых вступлений, а также редактирование данных осуществлялось на 100% сейсмограмм.

Для учета сферического расхождения использовалась программа SDICO с компенсацией амплитуд Т´V² (t₀) с одним скоростным законом для всей площади.

Следующим шагом в принятом графе обработки является применение корректирующей фильтрации сейсмической записи или деконволюции. В нашем случае было принято решение о применении DECSC.- деконволюция с учетом поверхностных условий позволяет ослабить влияние случайных вариаций спектра исходной записи на оценку формы входного фильтра. Расчет оператора обратного фильтра осуществлялся в согласовании с положением ПП, ПВ и удалений, тип деконволюции - сжимающая. Окно настройки оператора задано с помощью мьютинга ниже зоны первых вступлений и составляет 1100 мс, длина оператора 120 мс с процентом белого шума 0.1.

Оценивая в целом применение корректирующей фильтрации, следует отметить, что на сейсмограммах по сравнению с исходными, происходит некоторое выравнивание частотного состава и формы сейсмической записи, а в целевом интервале повышается разрешенность сейсмической записи (рис.5).

Рис.5. Сейсмограммы ОПВ и амплитудно-частотный спектр после применения корректирующей фильтрации.

Поправки амплитуд за неидентичность условий возбуждения и приема позволяют компенсировать влияние латеральных изменений в зоне ВЧР. Модуль AMPSO рассчитывает регулировку усиления для каждого ПВ и ПП в соответствии с выносом.

Рис.6. Фрагмент временного разреза и амплитудно-частотный спектр после корректирующей фильтрации Статика расчетная кинематическая априорная.

Согласно геологическому заданию, необходимо было применить данные микросейсмокаротажа (МСК) для расчёта априорных статических поправок. Теоретически, эти данные должны более корректно учесть скоростные особенности ВЧР, что, в конечном итоге, приведет к более точным структурным построениям. Данные МСК были использованы на нескольких профилях, но серьёзного положительного результата не получили ни на одном профиле. В качестве примера приведены результаты по пр.5703001. Поэтому расчёт априорных статических поправок проводился за рельеф с постоянной скоростью замещения 1600 м/с до линии приведения 0 м с учетом вертикального времени.

Первая автоматическая коррекция статических поправок осуществлялась программой PACS. Эта программа, используя сейсмограммы ОСТ с введенными априорными статическими и кинематическими поправками, осуществляет итерационную коррекцию статики с одновременным уточнением кинематики. Исходными данными для оценки статических поправок являются относительные временные сдвиги между трассами и моделью. Интервал работы программы PACS задавался в окне W (400-1600).

Рис.7. Характер изменения кратности суммирования сейсмограмм ОГТ по времени.

Для уточнения скоростей суммирования был выполнен скоростной анализ с шагом 700-1000 м, при необходимости шаг сгущался. Использовалась интерактивная система позволяющая анализировать спектры скоростей, фрагменты суммарных разрезов и отдельные сейсмограммы ОСТ после ввода пробных кинематических поправок. Контролем качества служили суммарные разрезы ОСТ с улучшенным синфазным суммированием, поле коррекции Vогт вдоль линии профиля и вдоль оси времени.

Рис.8. Характер изменения скорости по Т.

Коррекция среднечастотной статики проводилась путем редактирования геометрии горизонта по разрезам ОПВ-ОПП на временах 700-900 мс исходя из предположения его плоского поведения на базе суммирования. Контролем являлось улучшение суммирования более глубоких горизонтов.

Вторая коррекция кинематики выполнялась по технологии, описанной выше, здесь же осуществлялся окончательный выбор мьютинга.

После многоитерационного процесса корректировки статики и кинематики графом предусмотрено восстановление амплитудно-частотного спектра сейсмической записи (TVDEF) в полосе частот 15-120 Гц, подавление случайных помех в частотно-пространственной области (SPARN) и ввод кинематических поправок с учетом наклона отражающих границ (DMO).

Далее осуществлялось подавление кратных волн (MULTX) и коррекция остаточных потрассных сдвигов, не зависящих от положения ПВ и ПП на поверхности наблюдений (LISTA).

Суммарный разрез формировался программой ADPAM, позволяющей выполнять суммирование с сохранением соотношения истинных амплитуд. В целях повышения разрешенности сейсмических сигналов по временным разрезам применялась спектральная балансировка, по результатам была сделана двумерная миграция во временной области после суммирования. В качестве базовых были использованы скорости, составляющие 90% от скоростей суммирования. Для снятия оставшегося фона случайных помех применялась процедура SPARN по суммарному разрезу. По окончательной сумме выполнялась переменная по времени полосовая фильтрация. Фрагмент окончательного временного разреза и его амплитудно-частотная характеристика представлены на рис.9.

Рис.9. Фрагмент окончательного временного разреза и амплитудно-частотный спектр.

Рис.10. Спектр сигнала и шума исходного волнового поля.

Интерпретация материалов сейсморазведочных работ

Интерпретация сейсмического материала отчетного года проведена на ЭВМ Sun 80 с использованием интерпретационных модулей пакета программ "Landmark":Works/2D (cейсмическая интерпретация)Works (геологическая интерпретация)(расчет синтетических сейсмограмм)Map Plus (картопостроение)Stack (динамический анализ).

Атрибутный анализ сейсмических данных.

В пределах Южно-Трехозерного участка выполнена оценка динамических характеристик волнового поля во временном интервале, соответствующем глубине залегания продуктивных пластов разреза с целью прогноза их распространения.

Рис.11. График средних пластовых скоростей для геологического разреза Южно-Трехозерного участка.

Вычисление динамических характеристик проводилось с использованием программного модуля PAL пакета Post Stack, имеющего огромные возможности оценки интегральных, спектральных, мгновенных характеристик сейсмической записи (всего 39 параметров). Из этого набора были выбраны и рассчитаны динамические параметры, реагирующие на геологические изменения, связанные с выклиниванием отложений - это возможные фациальные замещения в пластах, вариации толщин по латерали. Расчет атрибутов проводился по объединённому отражающему горизонту "П₀+А". Это горизонт, объединивший в себе корреляцию отражения "П₀" и, в областях его отсутствия, отражения "А". Динамические параметры считались как вдоль отражающего горизонта, так и в окне шириной 16 мс, зацентрированного относительно корреляции горизонта. Надо отметить, что описываемые ниже динамические параметры достаточно информативно проявили себя только в районе расположения Трехозерного месторождения, в отличии от южной половины участка.

Первоначально проведенный визуальный анализ полученных схем изменения динамических параметров показал, что наиболее дифференцирована схема изменения максимальных положительных амплитуд вдоль отражения "П₀+А". В районе Трёхозёрного месторождения зоны распространения коллектора отображаются относительно пониженными значениями амплитуд в отличии от так называемых "лысых" зон, где величины описываемого динамического параметра имеют повышенные значения.

При анализе временного интервала между отражающими горизонтами "Б₁" и "А" наблюдается смена волновой картины при переходе от сводов положительных структур, где отсутствуют отложения позднеюрского возраста, к прогибам, в которых эти отложения появляются. Изменение волнового рисунка характеризуется появлением дополнительных фаз в этом интервале. Поэтому был просчитан динамический атрибут - количество положительных экстремумов в интервале "Б₁-А" - и построена соответствующая карта. Эту карту можно назвать схемой сейсмофаций, указывающей на предполагаемые зоны распространения коллекторов, связанные с увеличением количества фаз во временном интервале "Б₁-А".

Средняя мгновенная фаза (или, в нашем случае, косинус мгновенной фазы, полученный во избежание разрывов непрерывности, присущих данным мгновенной фазы) характеризует фазовые особенности сейсмического интервала. Изменения в фазе могут быть связаны не только с изменением флюидного содержания осадочных пород, но и с изменениями в характере напластования.

В процессе работы получено несколько карт распределения мгновенной фазы по площади, рассчитанные в различных окнах по разрезам косинуса мгновенной фазы.

Наиболее приемлемым оказалось окно расчета 15 мс, зацентрированное на отражающем горизонте "П₀+А". Здесь отрицательные фазовые значения связываются с наличием песчаников трехозерной толщи, а положительные фазовые значения - с отсутствием пласта П₀ в разрезе, либо его глинизацией.

Различная реакция динамических атрибутов на геолого-промысловые характеристики пласта П₀ и сложности интерпретации изменений динамических параметров по горизонту "П₀+А" можно объяснить следующими причинами:

. условиями седиментации в различных структурно-тектонических блоках;

. малыми толщинами пласта П₀ (до 10 м) в сравнении с длиной волны;

. интерполяцией данных между профилями.

Динамический анализ на основе волновой инверсии.

К числу наиболее актуальных задач, решаемых в настоящее время при постановке работ МОГТ, необходимо отнести создание детальной геологической модели исследуемой площади.

Идея построения наиболее достоверной геологической модели заключается в привлечении и интеграции максимально возможной разнородной информации. В настоящее время геологические модели месторождений и прилегающих участков строятся как на основании скважинных данных, так и с использованием информативных характеристик волнового поля, отражающих изменения физических свойств пород.

Чаще всего прогноз коллекторских свойств проводится по результатам сейсмической инверсии.

Псевдоакустические преобразования основаны на таких физических свойствах пород, как плотность и скорость прохождения акустических волн. Это позволяет выделить в разрезе более плотные или рыхлые литологические разности пород, наглядно визуализируя фациальные особенности толщ. Кроме того, достаточно высокая степень корреляции между значениями акустического импеданса и физическими свойствами пласта или пористостью позволяет основывать на нем прогноз пористости или эффективных толщин коллекторов в межскважинном пространстве.

Исходными данными для сейсмической инверсии являются: априорная акустическая модель, оператор сейсмического импульса и сейсмические трассы, полученные в результате обработки с сохранением динамических свойств отраженных волн.

Используя сверточную модель формирования сейсмической записи, для априорной модели рассчитывается синтетическое волновое поле и сравнивается с сейсмическим. Задача инверсии состоит в том, чтобы, оставаясь в рамках априорных геологических ограничений, путем целенаправленного перебора параметров модели среды добиться максимального подобия синтетического и сейсмического волновых полей.

В процессе интерпретации по временным разрезам получены разрезы акустического импеданса, которые использовались в дальнейшем для качественного и количественного анализа.

Методика структурных построений

Картопостроение проводилось в модуле Z MAP. Исходной информацией для картопостроения стали значения времен прослеженных горизонтов, выделенные тектонические нарушения и скважинные данные.

Карты изохрон построены по сетке грида 300 х 300 м, сечение изолиний 10 мс (максимальные невязки на профилях + 5 мс).

Проблема структурных построений, связанная с выклиниванием пластов, решалась путём объединения стратифицируемого с данным пластом отражающего горизонта в зоне прекращения корреляции с отражающим горизонтом "А". Построения карт изохрон и глубин выполнялись по объединённому горизонту.

Трансформация карт изохрон в структурные карты выполнена на основе карт средних приведенных скоростей, полученных способом обратного пересчета. Сечение изогипс - 10 м. Структурные карты построены с учетом дизъюнктивной тектоники. После построения структурных карт проводился расчет карт изопахит.

Выполненные структурные построения явились основой для построения геологической модели и изучения геологического строения района работ.

Точность структурных построений оценивалась по всей схеме профилей, используемых при интерпретации и зависит от дисперсии погрешности определения глубины конкретного горизонта. Дисперсия s_н погрешности определения глубины оценивается по формуле:

где - усредненное по площади значение средней скорости

до горизонта;

 - усредненное по площади значение двойного времени

пробега волны;

 - дисперсия погрешности определения средней скорости;

 - дисперсия погрешности определения времен горизонта.

В связи с тем, что при определении скоростной модели применялся способ обратного пересчета по значениям отметок скважин, а скважины по площади расположены весьма неравномерно, дисперсия погрешности принята + 10 м/с, как для редкой сети скважин.

Дисперсия погрешности определения времен горизонта определялась как среднеквадратическая погрешность увязки корреляции на профилях.

где - невязки корреляции горизонта на профилях;- количество пересечений профилей в пределах

изучаемого участка.

Точность структурных построений оценивалась для горизонта "П₀" (кровлей продуктивного пласта П₀) и составляет м.

Геолого-геофизические результаты работ

Проведенными работами уточнено геологическое строение участка, в пределах которого расположено Трехозерное месторождение нефти.

Результаты обработки и интерпретации полевых сейсмических материалов представлены:

)        временными разрезами в совмещении с материалами ГИС, горизонтальный масштаб 1: 25000, вертикальный 1 см ¸ 20 мс.

2)      серией карт изохрон, совмещенных с картами средних приведенных скоростей, и структурных карт по отражающим горизонтам "К", "А", "Т", "П", "П₀", "Б₁", "М", "М₁", "Г", масштаб 1: 25000 (прил.2-17);

)        серией карт изопахит "Б₁-Т", "Б1-По", "П₀-Т", "А-Т";

)        литолого-палеогеоморфологическими схемами по пластам Т, П, П₀, масштаб 1: 25000.

)        корреляционными и геолого-геофизическими разрезами;

)        по результатам работ составлена "Карта перспективных объектов Южно-Трехозерного участка".

)        картой изохрон по отражающему горизонту "К", схематической геологической картой доюрского основания.

Геологическое строение доюрского комплекса.

На исследуемой территории и непосредственной близости от неё породы доюрского основания вскрыты всеми скважинами на глубину не более 50 м, однако надо отметить, что изученность данными бурения по площади неравномерна (основное количество скважин сосредоточено в пределах Трёхозёрного месторождения) и имеющиеся описания керна пород доюрского основания, по большей части, весьма схематичны и неопределенны. Тем не менее, при изучении керна намечается определенная закономерность распространения пород по площади. Это позволило Ю.Н. Федорову построить геологическую карту доюрского основания Шаимского региона. В качестве наиболее древней формации выделены серицит-кварцевые или хлорит-кварцевые сланцы, условно отнесенные к нижнему палеозою. В северо-западной части площади распространены вулканогенно-осадочные метаморфизованные породы, условно отнесенные к среднему палеозою (скв.16 CML). С толщей вулканогенно-осадочных метаморфизованных пород на северо-западе ассоциируют кварциты, кварцевые сланцы, которые условно отнесены также к среднему палеозою. Выше залегают глинистые сланцы, песчаники, иногда графитистые сланцы и известняки. Судя по их пространственному размещению они перекрывают обе более древние формации. Эти породы, согласно мнению предшественников, отнесены к каменноугольным образованиям. Завершают палеозойский цикл небольшие интрузии гранитов и гранодиоритов пермского возраста. Вулканиты триаса распространены в южной части площади (скв.47).

Данная карта использована как основа для более детального построения геологической карты доюрского основания в пределах Южно-Трехозерного и Трехозерного участков на основе сейсмофациального анализа волнового поля доюрского основания. По достаточно устойчивым признакам сейсмической волновой картины, приуроченной к описанию керна доюрских пород в близкорасположенной скважине, на участке работ представляется возможным выделить два сейсмокомплекса: палеозойский и триасовый.

За границу между ними принят отражающий горизонт "К", условно стратифицируемый с кровлей серицит-кварцевых сланцев нижнепалеозойского возраста.

На большей части исследуемой площади, в пределах Мулыминьского вала и Евринского куполовидного поднятия, распространены сланцы нижнепалеозойского возраста, локально прорванные интрузиями гранитного состава. На юге участка, в пределах Ошкинского прогиба, на поверхности нижнепалеозойских сланцев с угловым и стратиграфическим несогласием залегают эффузивно-осадочные и терригенные отложения триасового периода.

В результате комплексной интерпретации результатов сейсморазведки и данных бурения составлена схема вещественного состава доюрского основания на Южно-Трехозерном участке и на объединенной площади, включающей Трехозерный и Южно-Трехозерный участки.

Результаты структурных построений

По результатам комплексной геолого-геофизической интерпретации материалов сейсморазведочных работ МОГТ-2Д с. п.57/03-04 и данных бурения скважин уточнена геологическая модель строения Южно-Трёхозёрного участка.

Разрывные нарушения представляют собой сбросы, ступенчатые сбросы Амплитуда смещения не превышает 30 м. Тектонические нарушения имеют северо-восточное, северо-западное и субмеридиональное направления, причем преобладающим является направление северо-запад. Авторы отчета в пределах изучаемой площади протрассировали основные структурообразующие нарушения с учетом структурного плана отражающего горизонта "А". На карты изохрон и структурные карты для лучшей читаемости нанесены структурообразующие нарушения и дизъюнктивные дислокации, контролирующие линии выклинивания продуктивных пластов.

Отражающий горизонт "А" отображает эрозионно-тектоническую поверхность среза доюрской толщи, вскрытой всеми скважинами. Кровля доюрского основания залегает на отметках от - 1330 м до - 1570 м, перепад глубин составляет 240 м. Это поверхность, для которой характерно наличие контрастных положительных и отрицательных структур, поскольку её рельеф формировался в результате совместного влияния тектонических и эрозионных процессов.

На отчётной структурной карте по отражающему горизонту "А" в пределах изучаемой площади наблюдается региональное северо-восточное погружение доюрского основания, на фоне которого выделяется несколько разнопорядковых блоков.

Центральную часть исследуемой площади занимает крупный тектонический блок, связанный с Мулыминьским валом, структурой II порядка. Эта структура, находящаяся в пределах Шаимского мегавала, имеет ориентировку длинной оси, не совпадающую с простиранием мегавала, что отличает её от других, осложняющих мегавал, структур.

Мулымьинский вал представляет собой сложнопостроенную возвышенную зону северо-западного простирания, связанную с напряжениями северо-западного направления, обусловленные блоковым строением герцинид, каледонид и байкалид Обь-Зайсанской складчатой области в юго-восточной части обрамления Шаимского региона. Склоны вала имеют причудливую форму, представленную сочетанием глубоковнедряющихся заливов и структурных выступов гребневидной формы, направленность и форма разветвлений которых контролируется дизъюнктивными нарушениями.

В пределах Мулымьинского вала отчетными работами закартированы ранее выявленные сейсмические структуры IV порядка: Мулымьинская, Северо-Трехозерная, Трехозерная, Южно-Трёхозёрная.

Мулымьинская структура, расположенная в северо-западном углу отчётной площади, оконтурена замкнутой изогипсой - 1380 м. Размеры поднятия составляют 4,25 км х 2,25 км, высота поднятия » 25 м, имеет брахиантиклинальную форму. Западный склон складки осложнен тектоническим нарушением субмеридиональной ориентировки.

Северо-Трехозерное поднятие закартировано южнее Мулымьинской структуры. Оно имеет вид сложнопостроенной изометричной складки, по замкнутой изогипсе - 1390 м размеры составляют 4,0 км х 3,0 км, высота » 15 м. Осложнено низкоамплитудными куполами.

Юго-восточнее Северо-Трёхозёрного поднятия расположено Трехозерное локальное поднятие. Указанные структуры отделены друг от друга линейно-вытянутым прогибом северо-восточного (уральского) простирания, осложнённого локальной впадиной. Поднятие имеет в плане сложную конфигурацию, осложнённую мелкими поднятиями, склоны которых осложнены тектоническими нарушениями и структурными выступами. Поднятие оконтурено замкнутой изогипсой - 1390 м, размеры составляют 11.0 км х 6.0 км, амплитуда 60 м. Склоны поднятия покатые, за исключением южного склона, где картируется глубоковнедрившийся залив, в пределах которого расположен малоразмерный конседиментационный грабен древнего заложения, на южном борту которого расположена скв.10514 TRZ. Наличие грабена подтверждается корреляцией отражения "А" на профилях 5703008, 5298062, 5298061, 0395019. Южный склон Трёхозёрного поднятия осложнён дизъюнктивными нарушениями.

На южном окончании Трёхозёрного поднятия отчётными работами впервые закартирована Мало-Трёхозёрная структура, ее размеры по замкнутой изогипсе - 1410м составляют 1.5км х 1.5км, амплитуда поднятия равна 10м. На восточном склоне оконтурен Колосинский выступ, где по вышезалегающему горизонту "П₀" дана рекомендация на бурение поисковой скважины.

Узкий грабен разделяет Южно-Трёхозёрное поднятие от Трёхозёрного. Южно-Трёхозёрное поднятие имеет вид линейной низкоамплитудной складки неправильной формы, оконтуривается замкнутой изолинией - 1430 м, в пределах которой его размеры 3.5 км х 2.5 км, амплитуда 20 м. Поднятие осложнено двумя куполами. Северо-западный и южный склоны поднятия осложнены тектоническими нарушениями.

На юго-западе исследуемой территории расположен ещё один тектонический блок, связанный с Евринским куполовидным поднятием, положительной структурой II порядка. Его склоны осложнены тектоническими нарушениями, связанные с глубоковнедряющимися заливами, что придаёт морфологии поднятия сложное очертание. Его размеры по незамкнутой изогипсе - 1390м составляют 4.0 км х 5.0 км, амплитуда 60 м. В пределах этого блока также картируется небольшое по размеру двухкупольное Сарпуйское поднятие, все склоны которого осложнены тектоническими нарушениями.

Между Евринским куполовидным поднятием и Мулыминским валом заключён ещё один крупный тектонический блок, характеризующийся интенсивным развитием дизъюнктивных нарушений диагональной и субмеридиональной ориентировок, предопределивших сложную конфигурацию структурных форм доюрского основания. Наиборее погруженные части блока занимает Ошкинский прогиб, который глубоко внедряется в Шаимский мегавал со стороны Кондино-Полуйской мегамоноклинали в виде узкой линейно-вытянутой в северо-западном направлении погруженной структурной формы. Прогиб имеет сложное строение, днище его осложнено локальными впадинами и погружается в юго-восточном направлении до отметок - 1480 м. Перепад глубин дна прогиба с северо-запада на юго-восток достигает 20 м.

Борта прогиба осложнены серией рукавообразных ответвлений, врезаю-щихся в склоны Евринского куполовидного поднятия и Мулыминского вала.

На севере участка, в основном, по данным бурения, закартирована структура IV порядка - Южно-Мортымьинское поднятие. По незамкнутой изолинии - 1480 м размеры поднятия составляют 4.5 км х 3.0 км.

Таким образом, структурный план Южно-Трёхозёрного участка представляет собой поверхность сложнопостроенных контрастных положительных и отрицательных структур, контролируемых системой разрывных нарушений.

Рис.12. Изометрическое изображение структурного плана по отражающему горизонту А.

В пределах исследуемой территории доюрский нефтегазоносный комплекс является нефтеперспективным: в скв.5TRZ, 128TRZ выявлены нефтенасыщенные породы фундамента. В связи с этим во временном интервале, соответствующем глубине залегания отложений коры выветривания, был проведен динамический анализ на основе волновой инверсии. В результате комплексной интерпретации полученного материала совместно с данными бурения выявлены прогнозные зоны развития разуплотненных пород коры выветривания, которые нанесены на структурную карту по отражающему горизонту "А".

Строение осадочного чехла характеризуется структурными картами по отражающим горизонтам "Т", "П", "П₀", "Б₁", "М", "М₁", "Г".

Юрские отложения

Строение юрских отложений характеризуется структурными картами отражающих горизонтов "Т", "П", "П₀".

Структурная карта отражающего горизонта "Т" отражает рельеф поверхности батских отложений и область распространения континентальных отложений тюменской свиты, сформировавшихся к концу батского времени.

В пределах Южно-Трёхозёрного участка континентальные отложения тюменской свиты имеют ограниченное распространение по площади, накапливаясь в наиболее погруженных областях, которые закартированы на севере участка. Структурная поверхность имеет выраженный наклон в восточном направлении и очень причудливую форму линии выклинивания отложений тюменской свиты. Поверхность отложений тюменской свиты залегает на отметках от - 1440 м до - 1560 м с перепадом глубин 120 м. Промышленная нефтеносность пласта Т установлена на Трехозерном месторождении в ловушках литолого-стратиграфического типа. "В континентальных условиях отложение материала осуществляется непосредственно реками: откладывается принесённый ими материал. Поскольку река первоначально обладает большой энергией, прежде выносится грубый песчаный материал, занимающий самые низкие участки дна бассейна осадконакопления, в последующем - более глинистый материал, откладывающийся на более высоких уровнях в связи с частным заполнением впадины предыдущими осадками"/13/. Следовательно, чем грубее материал, тем более низкое положение он занимает, и наоборот - тонкозернистый материал располагается на повышенных участках, что отображается на структурной карте по отражающему горизонту "Т", где выделены зоны глинизации пласта по данным бурения.

Структурная карта отражающего горизонта "П" характеризует строение кровли отложений вогулкинской толщи, представленной пластом П. Этот пласт формировался в прибрежно-континентальных условиях. "В морские бассейны осадочный материал доставляется реками, роль которых этим исчерпывается. В дальнейшем обломочный материал распределяется по закону дифференциации, согласно которому грубый песчаный материал выпадает из взвеси раньше, глинистый - позже. Поэтому пониженные и более отдалённые участки бассейна осадконакопления будут выполняться глинистым материалом, повышенные - более грубым, песчаным" /13 /. На исследуемой территории отложения вогулкинской толщи развиты в пределах восточного склона Трёхозёрного поднятия и в погруженной части Ошкинского прогиба. Линия выклинивания вогулкинской толщи контролируется разрывными нарушениями и морфологией склонов палеовыступов доюрского основания. В отложениях вогулкинской толщи выявлены нефтяные залежи литолого-стратиграфического типа. Поверхность отложений вогулкинской толщи фиксируется на отметках - 1410 м до - 1550 м, перепад глубин составляет 140 м.

Структурная карта отражающего горизонта "П₀" в пределах участка работ построена впервые, отображает строение поверхности кровли трехозерной толщи, представленной пластом П₀. Отложения трехозерной толщи развиты в заливообразных понижениях, осложняющих локальные поднятия, с ними связаны нефтяные залежи литолого-стратиграфического типа. Линия выклинивания трехозерной толщи контролируется разрывными нарушениями и морфологией склонов палеовыступов доюрского основания. Поверхность отражающего горизонта "П₀", сохраняя региональный северо-восточный наклон, залегает на отметках от - 1400 м до - 1520 м с перепадом глубин 120 м.

Приуроченность Трёхозёрного месторождения к Трёхозёрному поднятию не случайна, так как с точки зрения нефтеносности наибольший интерес представляют отдельные участки или целые зоны выступов фундамента, относительно высоко воздымающихся по отношению к рядом расположенным относительно погруженным участкам. На Южно-Трёхозёрном участке Трёхозёрное поднятие является наиболее гипсометрически высоко расположенным по отношению к соседним структурам.

Меловые отложения

Структурная карта отражающего горизонта "Б₁" отображает строение поверхности нижнемеловых отложений, представленных битуминозными и слабобитуминозными аргиллитами мулымьинской свиты. Отражающий горизонт "Б₁" прослежен по всей площади, перепад отметок составляет от - 1240 м до - 1580 м, в зонах отсутствия отложений трехозерной толщи облекает выступы доюрского основания. Перепад глубин залегания составляет 340 м. Горизонт характеризуется сохранением унаследованного развития разнопорядковых структур участка. При общем выполаживании выделенных структурных элементов сохраняется их конфигурация и контрастность.

Отражающие горизонты "М", "М₁" и "Г" характеризуют строение меловых отложений. По структурным планам поверхностей указанных горизонтов выполаживаются многие структурные элементы, однако сохраняется конфигурация, ориентировка выделенных по низам платформенного чехла крупных как положительных, так и отрицательных структур.

Рис.13. Сопоставление структурных планов отражающих горизонтов.

Палеогеоморфологические исследования и литолого-фациальное районирование юрских отложений.

Палеогеоморфологические условия осадконакопления юрских толщ на изученной территории определяются палеорельефом местности, который реконструируется по картам изопахит. Предполагается, что кровля мулымьинской свиты во время осадконакопления являлась субгоризонтальной, а заметных подвижек тектонических блоков во время формирования тюменской свиты и вогулкинской и трехозерной толщ не происходило. Поэтому, моделью палеорельефа начала осадконакопления тюменской свиты является карта изопахит от подошвы этой свиты до кровли мулымьинской свиты. Аналогично, палеорельеф начала осадконакопления вогулкинской толщи соответствует карте изопахит от подошвы этой толщи до кровли мулымьинской свиты, а палеорельеф начала осадконакопления трехозерной толщи - карте изопахит от подошвы этой толщи до кровли мулымьинской свиты.

Для восстановления условий осадконакопления использованы также модели электрокаротажных кривых для определения литологии осадочных отложений по методу В.С. Муромцева /2/. В результате построены литолого-фациальные карты отложений тюменской свиты, вогулкинской и трехозерной толщ. На карты вынесены также изопахиты, кривые ПС, эффективные и нефтенасыщенные толщины по скважинам.

Формирование осадочных отложений в пределах участка работ началось в средней юре, в батском веке. В это время площадь работ представляла собой холмистую равнину, изрезанную системой палеорусел, в которых отлагались аллювиальные и аллювиально-пролювиальные осадки тюменской свиты. На склонах поднятий, в настоящее время соответствующих Южно-Мортымьинской, Трехозерной и Южно-Тетеревской структурам, отлагались делювиально-пролювиальные фации.

В поздней юре, в келловейском веке, произошла обширная трансгрессия. Большая часть поверхности Шаимского мегавала была затоплена, лишь самые высокие участки, в том числе Мулымьинский и Тетеревский валы, выступали над морской поверхностью в виде островов. Поскольку площадь бассейнов палеодолин сократилась, а базис эрозии повысился, постольку энергия водных потоков в палеодолинах резко уменьшилась и, соответственно, тюменская свита, ранее отложившаяся в палеоруслах, сохранилась на незатопленных участках неизменной, а затем в свое время по мере трансгрессии была перекрыта морскими отложениями.

В оксфорде и кимеридже на изученной площади в мелководной обстановке происходило формирование прибрежно-морских песчано-глинис-тых отложений вогулкинской толщи. Здесь располагались два морских залива:

) между Трехозерной и Южно-Тетеревской структурами и 2) между Мулымьинским валом и Евринским куполовидным поднятием. В первом заливе выделены фация глубоководных баров в приустьевой части залива, а также фация баров прибрежных мелководных и фация пляжевых песков, образующих полосу вдоль берега. На низменных берегах в приливной зоне образовалась фация заболоченных берегов. Во втором заливе выделены фация баров прибрежных мелководных и фация глинистых лагун.

В течение волжского века трансгрессия продолжилась. В этот период площадь суши еще более сократилась. Поступление терригенного материала в бассейн осадконакопления практически прекратилось. На склонах Мулымьинского вала образовалось длительно существующее мелководье. В этих условиях накопились песчаные отложения трехозерной толщи. В более глубоководных частях образовалась фация приустьевых отдаленных баров, а на отмелях возникла фация прибрежных баров. Кроме того, в приливной зоне выделяется фация заболоченных берегов и фация глинистых лагун.

Окончательная трансгрессия произошла на границе волжского и готеривского веков, в результате чего повсеместно установился глубоководный морской режим осадконакопления и начали отлагаться битуминозные аргиллиты мулымьинской свиты как на трехозерной толще, так и на доюрском основании, эта трансгрессия протекала очень быстро, поскольку заметная волноприбойная зона не успела сформироваться. Об этом свидетельствует описание керна по скв.31. Здесь на доюрском основании, представленном дислоцированными сланцами, залегают отложения тюменской свиты (снизу вверх):

         песчаник мелкозернистый с включениями растительного детрита (выход керна 0,25 м),

-        песчаник разнозернистый с включениями каменного угля горизонтально-, косо-, иногда волнистослоистый (выход керна 1,2 м),

Затем - отложения, соответствующие рассматриваемой трансгрессии:

         конгломерат на глинисто-кремнистом или карбонатно-глинистом цементе базального типа. Обломки представлены кварцем, полевыми шпатами, сланцами, фауной. В основании керна конгломерат переходит в гравелит (выход керна 0,25 м),

Выше следуют аргиллиты мулымьинской свиты.

         аргиллит микрослоистый с включениями растительного детрита и отпечатками пелеципод. В 8 см от основания керна - прослой 0,5 см конгломерата (выход керна 1 м).

Проведенный палеогеоморфологический и литолого-фациальный анализ продуктивных толщ Южно-Трехозерного участка подтвердил правомерность разделения известной ранее на Трехозерном месторождении вогулкинской толщи (в объеме пластов П₁ и П₂) на трехозерную толщу (пласт П₀) и собственно вогулкинскую толщу (пласт П).

Обоснование постановки поисково-разведочного бурения на объектах

Изучаемая площадь охватывает зону расположения Трехозерного мес-орождения нефти. Промышленная нефтеносность установлена в пластах П (вогулкинская толща), Т (тюменская свита) и коре выветривания. Отчетными работами выделен пласт П₀ (трехозерная толща), также имеющий промышленную нефтеносность.

Основные запасы нефти сосредоточены в пласте П₀, имеющем наибольшую площадь распространения. Отчетными работами детализирован струк-турный план продуктивного пласта П₀ и уточнена линия его выклинивания, в результате чего расширена площадь развития пласта П₀. Линия выклинивания пласта П₀ имеет сложную конфигурацию, обусловленную палеорельефом фундамента и тектоническими нарушениями.

Уровень ВНК Трехозерного месторождения по материалам переоценки запасов нефти /9/ принят на абсолютной отметке - 1471 м. На структурной карте по отражающему горизонту "П₀" контур нефтеносности по данным сейсморазведки проведен с учетом уточненного структурного плана. Анализ структурной карты по отражающему горизонту "П₀" с учетом палеогеоморфологических и литолого-фациальных исследований, данных по скв.579 TRZ, где по результатам ГИС отмечается присутствие водонасыщенного песчаника толщиной 5 м, и скв.45 TRZ, в которой по данным испытаний скважин имеется водонасыщенный коллектор толщиной 2,8 м, позволяет прогнозировать наличие литолого-стратиграфической ловушки на Колосинском объекте (рекомендованная скважина 1) и пластово-сводовой ловушки на Южно-Трехозерном поднятии (рекомендованная скважина 2). На момент формирования трехозерной толщи гипсометрическое положение горизонта "А" в районе расположения рекомендуемых скважин и известного Трехозерного месторождения находилось практически на одном уровне, т.е. условия накопления песчаных пластов волжского возраста, предположительно, были одинаковыми. Для детализации строения Южно-Трехозерной структуры и небольших структур, выявленных на концах профилей 5703005, 5703030, рекомендуется отработать 3 профиля протяженностью 30 пог. км с учетом расположения профилей с. п.57/03-05.

Неотектонические процессы оказывают существенное влияние на окончательное формирование складчатых структур и разрывных нарушений, а значит и на распределение УВ во всех нефтегазоносных комплексах платформенного чехла и доюрского основания. По определённому сочетанию элементов неотектоники определяется перспективность района на поиски нефтегазоносных структур. Перспективными считаются те территории, где имеют место:

) слабые вертикальные неотектонические движения;

) активные на неотектоническом этапе разломы высоких порядков, по которым наблюдаются линейные зоны горизонтальных растяжений (раскрытость недр для миграционных процессов, способствующих деформации и переформированию залежей углеводородов);

) кольцевые структуры, где участки земной поверхности поднимаются на современном этапе"/13/. В пределах Южно-Трёхозёрного участка выделен ряд разломов высокого порядка, затрагивающих меловые отложения. Один из таких регистрируется на профилях 5703004, 5703006, 5703009, 5703019 на юго-востоке участка работ. Рядом расположено Южно-Трёхозёрное поднятие, где авторами отчёта рекомендуется бурение поисковой скважины 2.

Данные по оценке запасов нефти категории С₂ и ресурсов нефти категории С₃, Д₀ приведены.

В результате комплексного анализа всей имеющейся геолого-сейсмической информации составлена "Карта перспективных объектов Южно-Трехозерного участка на которую вынесена полученная информация:

зоны глинизации и линии выклинивания продуктивных пластов;

выявленные ловушки литолого-стратиграфического и пластово-сводового типов;

предполагаемые зоны разуплотнения в породах доюрского основания по данным сейсморазведки.

В результате проведенных работ площадь контура нефтеносности расширена на 1,1 км², подсчитаны прогнозные ресурсы категории С₃ по пласту П₀ на Южно-Трехозерной структуре и Колосинском выступе - 1 млн. т, а также выделены перспективные площади на обнаружение углеводородов в коре выветривания.

Заключение

В данной курсовой работе была подробно рассмотрена методика, выбор сечения и оценка точности структурных построений, от выбора и расчета которых в большей степени зависит геологическое истолкование проведенных геофизических работ.

Применявшаяся методика наблюдений, обработки и интерпретации является оптимальной применительно к геологическим условиям района работ. Обработка полевых материалов позволила получить временные разрезы достаточно высокого качества, с хорошей прослеживаемостью основных маркирующих горизонтов.

В результате интерпретации полученного материала были построены структурные карты по отражающим горизонтам с детальностью, необходимой для изучениягеологического строения территории.

Список использованной литературы

1.      Авербух А.Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. М.: Недра, 1982.

2.      Алексин А.Г., Задов Л.П., Коваленко Е.Г., Юдин Г.Г. О палеогеоморфологическом подходе к поискам литолого-стратиграфических залежей нефти и газа (на примере Трехозерного месторождения Шаимского нефтегазоносного района) // / Проблемы геологии нефти. Труды ИГ и РГИ, 1971, вып.2, с.260-267.

.        Белонин М.Д., Буданов Г.Ф., Головань А.С., Каретников Л.Г., Яранов Б.А. Поиски залежей углеводородов на больших глубинах Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции. Советская геология, 3, 1990.

.        Дмитриевская Т.В., Рябухина С.Г., Дворецкий П.И., Пономарев В.А., Зайцев В.А. Влияние структуры поверхности фундамента на характер распределения нефтяных и газовых месторождений Тимано-Печерского бассейна. Геология нефти и газа, 4, 2000, с.9-13.

.        Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел-литологи-ческих ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. - 260 с. (М-во геологии СССР. Всесоюз. нефт. науч. - исследов. геол-развед. ин-т).

.        Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных: Курс лекций. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 133 с.

.        Немченко Н.Н., Добрида Э.Д. Прогнозирование коллекторских свойств пород в глубокопогруженных залежах углеводородов в Западной Сибири. Геология нефти и газа, № 12, 1985.

.        Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудкевич, Л.С. Озеранская, Н.Ф. Чистякова и др. - М.: Недра, 1988. - 303 с.

.        Птецов С.Н. Анализ волновых полей для прогнозирования геологического разреза.

.        Шаимский нефтеносный район. Труды ЗапСибНИГНИ, под редакцией И.И. Нестерова, Тюмень, 1971.