Kısaltmalar listesi

Tanıtım

1. Genel kısım

1.3 Tektonik yapı

1.4 Yağ ve gaz içeriği

2. Özel bölüm

3. Tasarım bölümü

3.3 Cihaz ve ekipman

3.4 Saha verilerinin işlenmesi ve yorumlanması için teknik

4. Özel görev

4.1 AVO analizi

4.1.1 AVO analizinin teorik yönleri

4.1.2 Gaz kumlarının AVO sınıflandırması

4.1.3 AVO çapraz çizimi

4.1.4 AVO analizinde elastik ters çevirme

4.1.5 Anizotropik ortamda AVO analizi

4.1.6 AVO analizinin pratik uygulamalarına örnekler

Çözüm

Kullanılan kaynakların listesi

stratigrafik sismik alan anizotropik

Kısaltmalar listesi

Kuyuların CBS-jeofizik araştırmaları

Yansıyan dalganın MOV yöntemi

CDP yöntemi toplam nokta derinliği

NGK-petrol ve gaz kompleksi

OGO-petrol ve gaz bölgesi

NGR-petrol ve gaz bölgesi

OG-yansıtıcı ufuk

CDP-Toplam Derinlik Noktası

Patlama noktası

PP-alış noktası

s / p-sismik ekip

HC hidrokarbonlar

Tanıtım

Bu lisans çalışması, Doğu Michayuskaya bölgesinde CDP - 3D sismik keşiflerin doğrulanmasını ve AVO analizinin özel bir konu olarak değerlendirilmesini sağlar.

içinde tutuldu son yıllar Sismik arama ve sondaj verileri, çalışma alanının karmaşık bir jeolojik yapısını oluşturmuştur. Doğu Michayu yapısının daha fazla sistematik çalışması gereklidir.

Çalışma, CDP-3D sismik araştırmalarının jeolojik yapısını netleştirmek için alanın incelenmesini sağlar.

Lisans çalışması dört bölümden oluşur, giriş, sonuç, metnin sayfalarında sunulur, 22 şekil, 4 tablo içerir. Bibliyografik liste 10 başlık içerir.

1. Genel kısım

1.1 Fiziko-coğrafi anahat

Vostochno-Michayuskaya bölgesi (Şekil 1.1) idari olarak Vuktyl bölgesinde yer almaktadır.

Şekil 1.1 - Doğu Michayuskaya bölgesinin alanının haritası

Araştırma alanından çok uzak olmayan Vuktyl kasabası ve Dutovo köyü. Çalışma alanı Pechora nehir havzasında yer almaktadır. Bölge, belirgin nehir ve akarsu vadileri ile tepelik, hafif dalgalı bir ovadır. Çalışma alanı bataklıktır. Bölgenin iklimi keskin bir şekilde karasaldır. Yazlar kısa ve serin, kışlar sert rüzgarlarla sert geçer. Kar örtüsü Ekim ayında ayarlanır ve Mayıs sonunda erir. Sismik çalışmalara göre bu alan 4. zorluk kategorisine giriyor.

1.2 Litolojik ve stratigrafik özellikler

Sedimanter örtü ve bodrum kesitinin (Şekil 1.2) litolojik ve stratigrafik özellikleri, kuyuların sondaj ve sismik loglama sonuçlarına göre 2-, 4-, 8-, 14-, 22-, 24-, 28- Michayu, 1 - S. Savinobor, 1 - Dinho Savinobor.

Şekil 1.2 - Doğu Michayuskaya bölgesinin litolojik ve stratigrafik kesiti

Paleozoik Dönem - PZ

Devoniyen Sistemi - D

Orta Devoniyen Bölümü - D 2

Orta Devoniyen, Givetiyen aşamasının karasal oluşumları, Silüriyen tabakalarının karbonat kayaları üzerine uyumsuz olarak gelir.

Kuyu kalınlığında Givetien tabakasının yatakları. 1-Din'u-Savinobor 233 m, Stary Oskol overhorizon (I - tabakada) hacminde kil ve kumtaşları ile temsil edilmektedir.

Üst Devoniyen Bölümü - D 3

Üst Devoniyen, Frasniyen ve Famenniyen evrelerinde tanımlanır. Fran üç alt aşama ile temsil edilir.

Aşağı Franiye yatakları Yaran, Djyer ve Timan ufuklarından oluşur.

Fransız seviyesi - D 3 f

Üst Tefransky alt aşaması - D 3 f 1

Yaransky ufku - D 3 jr

Yaran horizonunun kesiti (88 m kalınlıkta KB. 28-Mich.) kumlu katmanlardan (alttan üste doğru) V-1, V-2, V-3 ve ara kilden oluşur. Tüm katmanlar bileşim, kalınlık ve kumlu katman sayısı bakımından tutarlı değildir.

Gier ufuk - D 3 dzr

Djyer ufkunun tabanında killi kayaçlar oluşur; Ib ve Ia kumlu tabakaları, bir kil üyesi ile ayrılan kesimde daha yüksek olarak ayırt edilir. Jier kalınlığı 15 m (KV. 60 - Yu.M.) ile 31 m (KV. 28 - M.) arasında değişmektedir.

Timan ufku - D 3 tm

Timan horizonunun 24 m kalınlığındaki çökelleri killi-silttaşı kayalarından oluşmaktadır.

Orta Frasniyen alt sahne - D 3 f 2

Orta Frasnien alt aşaması, siyah şeyllerin ara katmanları ile yoğun, silisleşmiş, bitümlü kireçtaşlarından oluşan Sargaevsky ve Domanik ufuklarının hacminde temsil edilir. Sargai'nin kalınlığı 13 m (22-M sondajı) - 25 m (1-Tr. sondajı), Domanika - 6 m nolu sondajda. 28-M. ve kuyuda 38 m. 4-M.

Üst Frasnian alt aşaması - D 3 f 3

Bölünmemiş Vetlasyan ve Sirachoi (23 m), Evlanovskiy ve Livonian (30 m) yatakları Yukarı Frankyan alt aşamasının bölümünü oluşturmaktadır. Kahverengi ve siyah kalkerlerden ve ara tabakalı kil şeyllerinden oluşurlar.

Famen Sahnesi - D 3 fm

Famennian Sahnesi, Volgograd, Zadonsk, Yelets ve Ust-Pechora ufukları ile temsil edilir.

Volgograd ufuk - D 3 vlg

Zadonsky ufuk - D 3 zd

Volgograd ve Zadonsk horizonları 22 m kalınlığında kil-karbonat kayalardan oluşur.

Eletsky ufuk - D 3 el

Yeletskiy horizonunun çökelleri, organojenik-detrital kireçtaşı alanlarından, alt kısımda oldukça killi dolomitlerden oluşur, horizonun tabanında marnlar ve kalkerli, yoğun killer vardır. Sedimentlerin kalınlığı 740 m (14-, 22-M sondaj) ile 918 m (1-Tr. sondaj) arasında değişmektedir.

Ust-Pechora ufuk - D 3 yukarı

Ust-Pechora ufku yoğun dolomitler, siyah çamurtaşı benzeri killer ve kalkerlerle temsil edilir. Kalınlığı 190m'dir.

Kömür sistemi - C

Yukarıda, alt ve orta bölümlerin hacminde Karbonifer sisteminin çökeltileri vardır.

Alt Karbonifer bölümü - C 1

Visean katmanı - C 1 v

Serpukhov Aşaması - C 1 s

Alt bölüm, toplam kalınlığı 76 m olan, kil ara tabakalı kireçtaşlarından oluşan Visean ve Serpukhoviyen evrelerinden oluşmaktadır.

Üst Karbonifer bölümü - C 2

Başkurt sahnesi - C 2 b

Moskova seviyesi - C 2 m

Başkurt ve Moskova aşamaları kil-karbonat kayalarla temsil edilir. Başkurt yataklarının kalınlığı 8 m (22-M. sondaj) - 14 m (8-M. sondaj), Ve no. 4-, 14-M. onlar özlüyorlar.

Moskova etabının kalınlığı 24 m (kuyu 1-Tr) ile 82 m (kuyu 14-M) arasında değişmektedir.

Permiyen sistemi - R

Moskova çökelleri, alt ve üst bölümlerin hacminde, Permiyen çökelleri tarafından uyumsuz olarak örtüşmektedir.

Alt Permiyen bölümü - R 1

Alt kısım tam olarak sunulmuş olup, kalker ve kil marnlardan, üst kısımda ise kilden oluşmaktadır. Kalınlığı 112m'dir.

Üst Permiyen bölümü - Р 2

Üst kısım ise Ufa, Kazan ve Tatar etaplarından oluşmaktadır.

Ufa Sahnesi - P 2 u

Kalınlığı 275 m olan Ufa çökelleri, ara tabakalı kil ve kumtaşı, kalker ve marnlarla temsil edilmektedir.

Kazan seviyesi - P 2 kz

Kazan aşaması yoğun ve viskoz killer ve kuvars kumtaşlarından oluşur; ayrıca nadir olarak kireçtaşı ve marn ara katmanları da vardır. Katman 325 m kalınlığındadır.

Tatar aşaması - P 2 t

Tatar Aşaması, 40 m kalınlığındaki karasal kayalardan oluşur.

Mezozoik Erathem - MZ

Triyas sistemi - T

Alt bölümün hacmindeki Triyas çökelleri, 118 m (kuyu 107) - 175 m (kuyu 28-M.) kalınlığında kil ve kumtaşlarından oluşmaktadır.

Jura sistemi - J

Jura sistemi, 55 m kalınlığındaki karasal oluşumlarla temsil edilir.

Senozoik Erathem - KZ

Kuaterner sistem - Q

Kesit, 22-M sondaj kuyusunda kuaterner tın, kumlu tın ve 65 m kalınlığındaki kumlarla tamamlanmaktadır. ve 4-M sondajında ​​100 m.

1.3 Tektonik yapı

Tektonik olarak (Şekil 1.3), çalışma alanı, temel boyunca Ilych-Chikshinsky fay sistemine karşılık gelen Michayu-Pashninsky kabarmasının orta kısmında yer almaktadır. Fay sistemi aynı zamanda tortul örtüye de yansır. Çalışma alanındaki tektonik faylar, ana yapısal oluşturan faktörlerden biridir.

Şekil 1.3 - Timan - Pechora eyaletinin tektonik haritasından kopya

Çalışma alanında üç tektonik fay bölgesi tespit edildi: batı ve doğu, su altı çarpması ve güneydoğuda kuzeydoğu çarpması alanları.

Bu alanın batısında gözlenen tektonik faylar tüm yansıma ufuklarında izlenebilir ve doğu ve güneydoğudaki faylar sırasıyla Famennien ve Frasnien zamanlarında zayıflar.

Batı kesimdeki tektonik faylar, graben benzeri bir çukurdur. Ufukların çökmesi en açık şekilde 40990-02, 40992-02, -03, -04, -05 profillerinde izlenir.

Ufuklar boyunca düşey yer değiştirmenin genliği 12 ila 85 m arasında değişmekte olup, bozulmalar açısından kuzeybatı yönelimlidir. güneye doğru uzanıyorlar doğuya doğru Dinu-Savinoborskaya yapısını batıdan çevreleyen raporlama alanından.

İhlaller muhtemelen Michay-Pashninsky şişmesinin eksenel kısmını doğu yamacı doğu yönünde tortulların sürekli çökmesi ile karakterize edilir.

Jeofizik alanlarında g, faylar, yorumlanması burada Michaya-Pashninskaya yükselme bölgesini temel boyunca nispeten alçaltılmış Lemyu basamağından ayıran derin bir fay tanımlamayı mümkün kılan yoğun gradyan bölgelerine karşılık gelir. muhtemelen yapıyı oluşturan ana faydır (Krivtsov KA, 1967. , Repin E.M., 1986).

Tektonik fayların batı bölgesi, 40992-03, -10, -21 profillerinde olduğu gibi ayrı yükselen blokların oluşması nedeniyle kuzeydoğu tüylenme fayları ile karmaşıktır.

Doğu rahatsızlık bölgesinin ufukları boyunca dikey yer değiştirmenin genliği 9-45 m'dir (pr. 40990-05 pk 120-130).

Güneydoğu rahatsızlık bölgesi, genliği 17-55 m (pr. 40992-12 pc 50-60) olan graben şeklinde bir oluk şeklinde sunulmaktadır.

Batı tektonik bölgesi, Srednemychayuskaya, Doğu Michayuskaya, Ivan-Shorskaya, Din'u-Savinoborskaya yapıları gibi tektonik olarak sınırlı birkaç kıvrımdan oluşan yükseltilmiş bir fay yakınında yapısal bölge oluşturur.

Yapısal yapıların yapıldığı en derin ufuk OG III 2-3 (D 2-3), Üst Devoniyen ve Orta Devoniyen çökelleri arasındaki arayüzle sınırlıdır.

Yapısal yapılara, zaman kesitlerinin analizine ve sondaj verilerine dayanarak, tortul örtü oldukça karmaşık bir jeolojik yapıya sahiptir. Doğu yönündeki katmanların submonoklinal çökmesinin arka planına karşı, Doğu Michayu yapısı ayırt edilir. İlk olarak s \ n 8213 malzemeleriyle "yapısal burun" tipinin açık bir komplikasyonu olarak tanımlandı (Shmelevskaya I.I., 1983). 1989-90 sezonu çalışmalarına göre. (s \ n 40990) yapı, seyrek bir profil ağı boyunca özetlenen, faylara yakın bir kıvrım şeklinde sunulur.

Rapor edilen veriler, Doğu Michayu yapısının karmaşık yapısını oluşturmuştur. OG III 2-3 ise, boyutları 9.75 X 1.5 km olan, üç kubbeli, doğrusal olarak uzun, kuzeybatı doğrultulu antiklinal bir kıvrımla temsil edilir. Kuzey kubbe 55 m, merkezi - 95 m, güney - 65 m genliğe sahiptir. 40 m genlikli bir blok (pr. 40992-03) ve güneyde - kuzeydoğu grevinin tüylenme fayları nedeniyle alçaltılmış bir blok (pr. 40990-07, 40992-11) ile bozulma.

Doğu Michayu yükselmesinin kuzeyinde, Srednemychayuskaya fay hattı yapısı tespit edilmiştir. 40991 ile daha önce çalışmaların yapıldığı ve Permiyen çökellerindeki yansıtma horizonları boyunca yapısal inşaatların yapıldığı raporlama alanının kuzeyine yakın olduğunu varsayıyoruz. Orta Machayu yapısı, Doğu Michayu yükselişi içinde kabul edildi. 40992 ile yapılan çalışmalara göre, Doğu-Michayu ve Srednem-Michayuskaya yapıları arasında 40990-03, 40992-02 pr.

Ivan-Shorsk antiklinal yapısı, \ n 40992 (Misyukevich N.V., 1993) ile yapılan çalışmalarla ortaya konan, yukarıda ele alınan yükselmelerle aynı yapısal bölgede yer almaktadır. Batıdan ve güneyden tektonik faylarla çevrilidir. OG III 2-3 için yapının boyutları 1.75 × 1 km'dir.

Srednemi-Michayu'nun batısında, Doğu-Michayu ve Ivan-Shor yapıları, raporlama profillerinin yalnızca batı uçlarından etkilenen Güney Lemyu ve Güney Michayu yapılarıdır.

Güney Michayu yapısının güneydoğusunda, düşük genlikli Doğu Trypan'el yapısı tespit edildi. OG III 2-3 için boyutları 1.5 × 1 km olan bir antiklinal kıvrım ile temsil edilir.

Sualtı doğrultusunun grabeninin batı yakın kenar kısmında, raporlama alanının kuzeyinde, küçük yakın fay yapıları izole edilmiştir. Güneyde, çeşitli doğrultulardaki küçük tektonik faylar nedeniyle, graben zonunu karmaşıklaştıran benzer yapısal formlar oluşur. Doğu Michayu yükselmesine göre alçaltılmış bloklardaki tüm bu küçük yapılar tarafımızca Merkez Michayu yapısı genel adı altında birleştirilmiştir ve sismik keşif ile daha fazla çalışma gerektirmektedir.

Referans noktası 6, Yaran ufkunun tepesindeki OG IIIf 1 ile ilişkilidir. OG III 2-3'ten devralınan IIIf 1 yansıtıcı ufkunun yapısal planı. Doğu Michayuska fay yapısının boyutları 9.1 x 1.2 km, izohips konturunda - 2260 m, kuzey ve güney kubbeleri sırasıyla 35 ve 60 m genlik ile ayırt edilir.

Ivan-Shorskaya fay hattı kıvrımının boyutları 1,7 × 0,9 km'dir.

OG IIId'nin yapısal haritası, Orta Frasnien alt aşamasının Domanik ufkunun tabanının davranışını yansıtır. Genel olarak, yapısal planda kuzeye doğru bir yükselme söz konusudur. Raporlama alanının kuzeyinde, No.lu sondaj ile domanik tabanı açığa çıkarılmıştır. 2-Kuzey Michay, 1-Kuzey Michay mutlak yüksekliklerde - sırasıyla 2140 ve - 2109 m güneyde - sondaj deliğinde 1-Dinyu-Savinobor 2257 m yükseklikte Doğu-Michayu ve Ivan-Shorskaya yapıları, Kuzey-Michayu ve Dinu-Savinoborskaya yapıları arasında orta hipsometrik bir konuma sahiptir.

Domanik ufku seviyesinde, 40992-03 caddesinde bir tüylenme bozukluğu kaybolur, yükseltilmiş bloğun yerinde, bitişik 40990-03, -04, 40992-02 profillerini de örten bir kubbe oluşturulmuştur. Boyutları 1,9 × 0,4 km, genliği 15 m'dir.Ana yapının güneyinde küçük bir kubbe, 40992-10'daki başka bir tüylenme fayı ile -2180 m'lik bir izohips ile kapatılmıştır. Boyutları 0,5 × 0,9, genliği 35 m, Ivan-Shorskaya yapısı Doğu Michayuskaya'nın 60 m altında yer almaktadır.

Kunguriyen evresinin karbonatlarının tepesiyle sınırlı olan OG Ik'nin yapısal planı, alttaki horizonların yapısal planından önemli ölçüde farklıdır.

Zaman kesitlerinde batı zonunun graben benzeri çukuru çanak şeklindedir, buna bağlı olarak OG Ik strüktür planı yeniden yapılandırılmıştır. Tarama tektonik faylarının ve Doğu Michayu yapısının kemerinin doğuya doğru yer değiştirmesi vardır. Doğu Michayu yapısının boyutları, alttaki çökellerin boyutlarından çok daha küçüktür.

Kuzeydoğu grevinin tektonik bozulması, Doğu Michayu yapısını iki parçaya bölüyor. Yapının konturunda, iki kubbe izole edilmiştir ve güneydekinin genliği kuzeydekinden daha büyüktür ve 35 m'dir.RH Ik (P 1 k) boyunca Doğu Michayu yükselmesinin boyutları 5.2'dir. × 0,9 km.

Güneyde, kuzeyde küçük bir kubbenin öne çıktığı, şimdi yapısal bir burun olan Ivan-Shorskoye rizlomnoye yükseltmesi yer almaktadır. Alt ufuklar boyunca güneyde Ivan-Shorskaya antiklinal kıvrımını tarayarak rahatsızlık kayboluyor.

Güney Lemyu yapısının doğu kanadı, su altı doğrultusunun küçük bir tektonik yerinden çıkmasıyla karmaşıklaşıyor.

Tüm alan üzerinde, herhangi bir sisteme uymayan, 10-15 m genlikli küçük köksüz tektonik faylar bulunmaktadır.

Severo-Savinoborskoye, Din'u-Savinoborskoye ve Michayuskoye sahalarında verimli olan V-3 kumlu tabakası, OG IIIf1'in 18-22 m ile tanımlandığı kıyaslama 6'nın altında ve no. 4-Mich. 30 m'ye kadar.

V-3 formasyonunun tepesinin yapısal planında, en yüksek hipsometrik konum, kuzeydoğu kısmı Güney Lemyu yapısıyla sınırlı olan Michayuskoye sahası tarafından işgal edilmiştir. Michayuskoye sahasının OWC'si 2160 m seviyesindedir (Kolosov V.I., 1990). Doğu Michayu yapısı bir izohypse - 2280 m, 2270 m seviyesinde yükseltilmiş bir blok, güney ucunda 2300 m seviyesinde alçaltılmış bir blok ile kapatılmıştır.

Doğu Michayu yapısı seviyesinde, güneyde 2270 m seviyesinde bir OWC ile Severo-Savinoborskoye sahasıdır Dinu-Savinoborskoye sahası 100 m daha aşağıda, OWC kuyuda yer almaktadır. 1-Dinho-Savinobor 2373 m kotunda belirlenmiştir.

Bu nedenle, Dinya-Savinoborskaya ile aynı yapısal bölgede bulunan Doğu Michayu yapısı, ondan önemli ölçüde daha yüksektir ve hidrokarbonlar için iyi bir tuzak olabilir. Perde, kuzeybatı yönünde asimetrik graben benzeri bir oluktur.

Grabenin batı kanadı, bireysel profiller dışında, fay karakterindeki düşük genlikli faylar boyunca uzanır (pr. 40992-01, -05, 40990-02). En alçaltılmış kısmı pr. 40990-02, 40992-03'te bulunan grabenin doğu tarafındaki rahatsızlıklar yüksek genliklidir. Bunların yanı sıra, sözde geçirgen tabakalar Sargaev veya Timan oluşumları ile temas halindedir.

Güneye doğru, bozulmanın genliği azalır ve 40992-08 profili seviyesinde graben güneyden kapanır. Böylece, Doğu Michayu yapısının güney periklininin alçaltılmış bir blokta olduğu ortaya çıkıyor. Bu durumda V-3 formasyonu, Yaran horizonunun interstratal killeriyle tahribat yoluyla temas halinde olabilir.

Güneyde, bu bölgede, iki meridyen profili 13291-09, 40992-21 ile kesişen Ivan-Shorskaya fay hattı yapısı vardır. Yapının çarpması boyunca sismik profillerin olmaması, / n 40992 ile çalışma ile tanımlanan nesnenin güvenilirliğinin değerlendirilmesine izin vermez.

Oluk benzeri oluk, sırayla, sınırları içinde izole yükseltilmiş blokların oluşması nedeniyle tektonik faylar tarafından kırılır. Bizim tarafımızdan Central Michayu yapısı olarak adlandırılırlar. Alçaltılmış bloktaki 40992-04, -05 profillerinde, Doğu Michayu yapısının parçaları yansıtılmaktadır. Doğu Tripanielskaya adını verdiğimiz 40992-20 ve 40992-12 profillerinin kesiştiği yerde küçük, düşük genlikli bir yapı var.

1.4 Yağ ve gaz içeriği

Çalışma alanı, Michau-Pashninsky petrol ve gaz bölgesi içindeki Izhma-Pechora petrol ve gaz bölgesinde yer almaktadır.

Michayu-Pashninsky bölgesinin tarlalarında, Orta Devoniyen'den Üst Permiyen dahil olmak üzere çok çeşitli karasal-karbonat yatakları vardır.

Söz konusu alanın yakınında Michayuskoye ve Yuzhno-Michayuskoye alanları bulunmaktadır.

1961-1968'de gerçekleştirilen derin arama ve arama sondajı. Michayuskoye sahasında, 1-Yu Lemyu, 6, 7, 11, 14, 16, 18, 19, 21, 23, 24 numaralı kuyularda, V-3 formasyonunun kumtaşlarıyla sınırlı bir petrol yatağı keşfetti. Frasnian katmanının Yaran ufkunun üst kısmında. Rezervuar tabakalı, kemerli, kısmen su kuşlarıdır. Yatağın yüksekliği yaklaşık 25 m, boyutları 14 × 3.2 km'dir.

Michayuskoye sahasında, ticari petrol taşıma kapasitesi, Kazan etabının tabanındaki kumlu tabakalarla ilişkilidir. İlk kez, bu alandaki Üst Permiyen yataklarından petrol 1982'de 582 kuyusundan elde edildi. İçindeki testler, Р 2 -23 ve Р 2 -26 oluşumlarının petrol taşıma kapasitesini belirledi. Р 2 -23 rezervuarındaki petrol birikintileri, tüm Michayuskoye sahası boyunca birkaç denizaltı grev şeridi şeklinde uzanan, muhtemelen kanal kaynaklı kumtaşlarıyla sınırlıdır. Kuyuda petrol taşıma kapasitesi kurulmuştur. 582, 30, 106. Yüksek oranda asfalten ve parafin içeren hafif yağ. Tortular, yapısal-litolojik tipteki tuzakla sınırlıdır.

P 2 -24, P 2 -25, P 2 -26 oluşumlarındaki petrol yatakları, Michayuskoye sahası boyunca şeritler şeklinde uzanan, muhtemelen kanal oluşumuna ait kumtaşlarıyla sınırlıdır. Şeritlerin genişliği 200 m ila 480 m arasında değişir, dikişin maksimum kalınlığı 8 ila 11 m arasındadır.

Rezervuar geçirgenliği 43 mD ve 58 mD, gözeneklilik %23 ve %13.8'dir. İlk stoklar kedi. A + B + C 1 (geol./rev.) 12176/5923 bin tona eşittir, kategori C 2 (geol./rev.) 1311/244 bin ton. 01.01.2000 tarihi itibari ile A + B + C 1 kategorilerinde kalan rezerv 7048/795 bin ton, C 2 kategorisinde 1311/244 bin ton, kümülatif üretim 5128 bin tondur.

Yuzhno-Michayuskoe petrol yatağı Vuktyl'in 68 km kuzey batısında, Michayu sahasından 7 km uzaklıkta yer almaktadır. 1997 yılında, 602 - 614 m aralığından PU'ya göre 5 m3 / gün'lük bir yağ girişinin elde edildiği 60 - Yu.M. kuyusu tarafından keşfedilmiştir.

Petrol yatağı tabakalı, litolojik olarak taranmış, Üst Permiyen'in Kazan evresinin P 2 -23 tabakasının kumtaşları ile sınırlı.

Çatıdaki formasyon tepesinin derinliği 602 m, rezervuar geçirgenliği 25.4 mD ve gözeneklilik %23'tür. Yağın yoğunluğu 0.843 g/cm3, rezervuar koşullarında viskozitesi 13.9 mPa'dır. s, reçine ve asfalten içeriği %12.3, parafin içeriği %2.97, kükürt içeriği %0.72.

Başlangıç ​​stokları 01.01.2000 tarihi itibariyle kalan stoklara eşittir. А + В + С kategorilerinde 1.742/112 bin ton, С kategorisinde 2.254/338 bin ton bulunmaktadır.

Din'u-Savinoborskoye sahasında, 2001 yılında Yukarı Devoniyen'in Frasniyen aşamasının Yaran ufkunun B-3 oluşumunun karasal yataklarında bir petrol yatağı keşfedildi. iyi 1-Dinu-Savinobor. Kuyu bölümünde 4 nesne test edildi (Tablo 1.2).

2510-2529 m (rezervuar B-3) aralığını test ederken, 7.5 m3 (bunun petrol - 2.5 m3) hacminde bir giriş (çözelti, süzüntü, yağ, gaz) elde edildi.

2501-2523 m aralığı test edilirken 5 mm çapında bir jikleden 36 m3/gün akış hızında yağ elde edilmiştir.

Yaransky ve Dzh'ersky ufuklarının (tabakalar Ia, Ib, V-4) (test aralığı 2410-2490 m) üzerindeki rezervuarları test edilirken, herhangi bir petrol gösterisi gözlemlenmedi. 0.1 m3 hacimde bir çözüm aldı.

V-2 oluşumunun verimliliğini belirlemek için 2522-2549.3 m aralığında bir test yapılmıştır.Sonuç olarak, 3.38 m3 hacimde bir çözelti, süzüntü, yağ, gaz ve oluşum suyu elde edilmiştir. aletin 3 sızıntısı nedeniyle 1,41 m, rezervuardan giriş - 1,97 m3.

Alt Permiyen tortullarının çalışmasında (test aralığı 1050 - 1083,5 m), 0.16 m3 hacimli bir çözelti de elde edildi, ancak, sondaj sürecinde, belirtilen aralıktaki çekirdek verilere göre, işaretler yağ doygunluğu kaydedildi. 1066.3-1073.3 aralığında kumtaşları farklı taneli, mercekseldir. Aralığın ortasında, yağa doymuş bir kumtaşı ara tabakası olan 1.5 cm'lik yağ efüzyonları gözlendi. 1073.3-1080.3 m ve 1080.3-1085 m aralıklarında, ayrıca yağ efüzyonlu kumtaşı ara katmanları ve polimiktik yağa doymuş kumtaşı ince (1080.3-1085 m aralığında, çekirdek çıkarma 2.7 m aralığında) ara katmanları da vardır.

No.lu sondajdaki çekirdek verilere göre petrol doygunluğu belirtileri. 1-Dinyu-Savinobor, Famenniyen evresinin Zelenetsky ufkunun üst kısmında (çekirdek örnekleme aralığı 1244.6-1253,8 m) ve Frasniyen evresinin Djyer ufkunun Ib yatağında da (çekirdek örnekleme aralığı 2464,8-) kaydedilmiştir. 2470 m).

B-2 (D3 jr) formasyonunda hidrokarbon kokulu kumtaşları (çekirdek örnekleme aralığı 2528.7-2536 m).

Kuyularda yapılan test ve petrol gösterilerinin sonuçlarına ilişkin bilgiler Tablo 1.1 ve 1.2'de verilmiştir.

Tablo 1.1 - Kuyu testi sonuçları

Tablo 1.2 - Petrol gösterileri hakkında bilgiler

2. Özel kısım

2.1 Bu alanda yürütülen jeofizik çalışmalar

Rapor, Dinu-Savinoborskoye sahasının kuzey bloğunda elde edilen sismik verilerin yeniden işlenmesi ve yeniden yorumlanmasının sonuçlarına dayanarak derlenmiştir. farklı yıllar sismik taraflar 8213 (1982), 8313 (1984), 41189 (1990), 40990 (1992), 40992 (1993) LLC Kogel ve LLC Dinu arasındaki anlaşmaya göre. İşin metodolojisi ve tekniği tablo 2.1'de verilmiştir.

Tablo 2.1 - Saha çalışması yöntemine ilişkin bilgiler

/ n 40991 ile yapılan çalışmalarla ortaya çıkarılan Doğu Michayuskaya tektonik olarak sınırlı yapısı, 1993 s / n 40992'de Alt Frasnien, Alt Famennien ve Alt Permiyen çökelleri boyunca sondaj için transfer edildi. Sismik çalışmalar genellikle bölümün Permiyen kısmının çalışmasına odaklandı. , bölümün alt kısmındaki yapısal yapılar sadece III f 1 yansıtma ufku boyunca gerçekleştirilir.

Çalışma alanının batısında Michayuskoye ve Yuzhno-Michayuskoye petrol sahaları bulunmaktadır. Michayuskoye sahasının ticari petrol ve gaz içeriği Üst Permiyen yataklarıyla ilişkilidir, petrol yatağı üst Yaran ufkunda V-3 formasyonunun kumtaşlarında bulunur.

2001 yılında Doğu Michayu yapısının güneydoğusunda, 1-Dinu-Savinobor kuyusu, Aşağı Frasnian çökellerinde bir petrol yatağı keşfetti. Dinu-Savinoborskaya ve Vostochno-Michayuskaya yapıları aynı yapısal bölgede yer almaktadır.

Bu koşullarla bağlantılı olarak, mevcut tüm jeolojik ve jeofizik malzemelerin revize edilmesi gerekli hale geldi.

Sismik veri işleme, 2001 yılında V.A. Tabrina tarafından gerçekleştirildi. ProMAX sisteminde işlem hacmi 415,28 km idi.

Ön işleme, verileri dahili ProMAX formatına dönüştürmek, geometri atamak ve genlikleri kurtarmaktan oluşuyordu.

Sismik malzemenin yorumlanması, önde gelen jeofizikçi I.Kh Mingaleeva, jeolog E.V. Matyusheva, 1. kategori jeofizikçi Oborina N.S., jeofizikçi D.S. Gorbacheva tarafından gerçekleştirildi. SUN 61 iş istasyonunda Geoframe keşif sisteminde yorumlama yapılmıştır.Yoruma yansıtıcı ufuklar, izokron, izohipsum, isopach haritalarının korelasyonu dahildir. İş istasyonu, 14-Michai, 24-Michai kuyuları için sayısallaştırılmış günlüklerle yüklendi. Zaman bölümü ölçeğine göre günlük eğrilerini yeniden hesaplamak için, karşılık gelen kuyuların sismik günlüklerinden elde edilen hızlar kullanıldı.

İzokron, izohips, izopahit haritalarının yapımı otomatik modda gerçekleştirildi. Gerekirse, manuel olarak düzeltildiler.

Sondaj ve sismik verilerden izokron haritaların yapısal haritalara dönüştürülmesi için gerekli hız modelleri belirlenmiştir.

İzohips bölümü, yapım hatası tarafından belirlendi. Yapısal planların özelliklerini korumak ve daha iyi görselleştirmek için izohips kesiti tüm yansıma ufukları boyunca 10 m olarak alınmıştır. Haritaların ölçeği 1: 25000'dir. Yansıtıcı horizonların stratigrafik sınırlandırılması, 14-, 24-Michay kuyularının sismik loglarına göre gerçekleştirilmiştir.

Alanda 6 adet yansıtıcı ufuk izlenmiştir. Yapısal yapılar 4 yansıtıcı ufukta sunuldu.

OG Ik, Ufa çökellerinin 20-30 m altında, üst Kunguriyen evresindeki Dinyu-Savinobor kuyusu ile analojiyle tanımlanan 1. kriter ile sınırlıdır (Şekil 2.1). Ufuk, pozitif fazda iyi bir korelasyona sahiptir, yansıma yoğunluğu düşüktür, ancak dinamik özellikler alan boyunca tutarlıdır. Bir sonraki yansıtıcı ufuk II-III, Karbonifer ve Devoniyen yataklarının sınırı ile tanımlanır. OG, profillerde oldukça kolay tanınır, ancak bazı yerlerde iki fazın girişimi gözlemlenir. Enlem profillerinin doğu uçlarında, OG II-III'ün üzerinde, plantar örtüşme şeklinde batıya doğru uzanan ek bir yansıma belirir.

RG IIIfm 1, alt Famennien'in Yeletsky ufkunun alt erişimlerinde ayırt edilen kıyaslama 5 ile sınırlıdır. 5-M., 14-M kuyularında, kıyaslama 5, diğer kuyularda (2,4,8,22,24,28-M) 3-10 m daha yüksek olan TP SIC tarafından tanımlanan Yeletsky ufkunun tabanı ile örtüşmektedir. alttaki D 3 el'in resmi dökümünden daha. Yansıtıcı ufuk bir referanstır, belirgin dinamik özelliklere sahiptir ve yüksek yoğunluk... Egzoz gazı IIIfm 1 için yapısal düzenlemeler program tarafından sağlanmamıştır.

RH IIId, Domanik yataklarının temeli ile tanımlanır ve negatif fazdaki zaman dilimlerinde güvenilir bir şekilde ilişkilidir.

OG IIIf 1, Aşağı Frans'ın Yaran ufkunun tepesindeki kıyaslama 6 ile ilişkilidir. Benchmark 6, Dzh'er tortullarının tabanının 10-15 m altındaki tüm kuyularda oldukça güvenle öne çıkıyor. Yansıma ufku IIIf 1, düşük yoğunluğa sahip olmasına rağmen iyi izlenir.

Michayuskoye ve Din'u-Savinoborskoye sahalarında verimli olan kumlu rezervuar V-3, sadece 4-M kuyusunda OG IIIf 1'den 18-22 m aşağıdadır. OG IIIf 1 ile V-3 formasyonu arasında kalan çökellerin kalınlığı 30 m'ye çıkarılmıştır.

Şekil 2.1 - 1-C kuyularının kesitlerinin karşılaştırılması. Michau, 24-Michau, 14-Michau ve yansıtıcı ufukların bağlanması

Orta Devoniyen karasal çökellerinin tepesine yakın izlenen bir sonraki yansıtıcı ufuk III 2-3, dalga alanında zayıf bir şekilde ifade edilmiştir. OG III 2-3, bir arınma yüzeyi olarak negatif fazda ilişkilidir. Raporlama alanının güneybatısında, OG IIIf 1 ile III 2-3 arasında, özellikle profil 8213-02'de açıkça görülen geçici kapasitede bir azalma vardır (Şekil 2.2).

Ik, IIId, IIIf 1, III 2-3'ü yansıtan ufuklar boyunca yapısal yapılar (Şekil 2.3 ve 2.4) yapıldı, OG IIId ve III 2-3 arasında bir izopaç haritası inşa edildi, üst kısım için bir yapısal harita sunuldu. tüm Dinu -Savinoborskoye sahası için kumlu tabaka V-3.

Şekil 2.2 - 8213-02 profili boyunca bir zaman kesitinin parçası

2.2 Jeofizik araştırmaların sonuçları

Dinu-Savinoborskoye sahasının kuzey bloğundaki sismik verilerin yeniden işlenmesi ve yeniden yorumlanması sonucunda.

Dinu-Savinoborskoye sahasının kuzey bloğunun Permiyen ve Devoniyen yataklarına dayalı jeolojik yapısını inceledi,

Şekil 2.3 - III2-3 (D2-3) ufkunu yansıtan yapısal harita

Şekil 2.4 - III d'yi yansıtan ufuk için yapısal harita (D 3 dm)

- alan üzerinde izlenen ve bağlantılı 6 yansıtıcı ufuk: Ik, II-III, IIIfm1, IIId, IIIf1, III2-3;

4 OG için 1: 25000 ölçeğinde yapısal yapılar yapılmıştır: Ik, IIId, IIIf1, III2-3;

Dinu-Savinoborskaya yapısı ve Dinu-Savinoborskoye sahasının kuzey bloğu için V-3 formasyonunun tepesi için genel bir yapısal harita ve OG IIId ve III2-3 arasında bir izopak haritası oluşturduk;

Derin sismik bölümler (ölçek 1: 12500, sürüm 1: 10000) ve sismik-jeolojik bölümler (ölçek 1: 25000, sürüm 1: 2000);

Michayuskaya bölgesindeki kuyular tarafından Aşağı Frasnian yatakları için bir karşılaştırma şeması oluşturduk, no. 1: 500 ölçeğinde 1-Dinho-Savinobor ve 1-Tripaniel;

Doğu Michayuskaya ve Ivan-Shorskaya yapılarının jeolojik yapısını netleştirdi;

Tanımlanan Srednemi-Michayu, Central-Michayu, East-Tripanielskaya yapıları;

Din'u-Savinoborskaya yapısının kuzey bloğu için bir ekran olan kuzeydoğu grevinin graben benzeri bir oluğu izlendi.

Doğu Michayu yapısının merkez bloğu içindeki Aşağı Frasnien yataklarının petrol beklentilerini incelemek için, Orta Devoniyen yatakları açılana kadar 2500 m derinliğinde 40992-04 pk 29.00 profilinde 3 No'lu arama kuyusunu açın;

Güney blokta - 2550 m derinliğinde 40990-07 ve 40992 -21 profillerinin çaprazında 7 No'lu arama kuyusu;

Kuzey blokta - 8 No'lu arama kuyusu, profil 40992-03 pk 28.50, 2450 m derinliğinde;

Ivan-Shorskaya yapısı içinde ayrıntılı sismik araştırma;

South-Michay ve Sredne-Michay yapılarında sismik keşif çalışmalarının yeniden işlenmesi ve yeniden yorumlanması.

2.3 3D sismik seçimi için gerekçe

Keşif ve detaylandırma aşamalarında oldukça karmaşık ve oldukça pahalı bir 3B alansal sismik teknoloji kullanma ihtiyacını haklı kılan ana neden, çoğu bölgede, giderek karmaşıklaşan rezervuarlara sahip yapı ve alanların çalışmasına geçiştir, bu da boş sondaj riskine yol açar. kuyular. Mekansal çözünürlükte bir büyüklük sırasından daha fazla artışla, ayrıntılı 2D ankete (~ 2 km / km 2) kıyasla 3D çalışmanın maliyetinin sadece 1.5-2 kat arttığı kanıtlanmıştır. Aynı zamanda, 3D çekim için detay ve toplam bilgi miktarı daha yüksektir. Neredeyse sürekli bir sismik alan şunları sağlayacaktır:

· 2D'ye kıyasla yapısal yüzeylerin daha ayrıntılı açıklaması ve haritalama doğruluğu (hatalar 2-3 kat azalır ve 3-5 m'yi geçmez);

· Alanda ve tektonik bozulmaların hacminde izlemenin belirsizliği ve güvenilirliği;

· Sismik fasiyes analizi, sismik fasiyeslerin hacim olarak tanımlanmasını ve izlenmesini sağlayacaktır;

· Üretken formasyonların parametrelerinin kuyular arası uzayına enterpolasyon imkanı (formasyonların kalınlığı, gözeneklilik, rezervuar gelişiminin sınırları);

· Petrol ve gaz rezervlerinin yapısal ve hesaplama özellikleri detaylandırılarak netleştirilmesi.

Bu, Doğu Michayu yapısı üzerinde üç boyutlu bir yüzey araştırması kullanmanın olası ekonomik ve jeolojik fizibilitesini göstermektedir. Ekonomik fizibiliteyi seçerken, 3D'nin tüm maden arama ve geliştirme kompleksine uygulanmasının ekonomik etkisinin de dikkate alındığını akılda tutmak gerekir:

· C1 ve C2 kategorilerinde rezervlerde artış;

· Bilgi vermeyen keşif ve düşük oranlı üretim kuyularının sayısını azaltarak tasarruf;

· Üretken rezervuar modelini netleştirerek geliştirme modunun optimizasyonu;

· Yeni nesnelerin tanımlanması nedeniyle C3 kaynaklarında artış;

· 3D anket, veri işleme ve yorumlama maliyeti.

3. Tasarım bölümü

3.1 CDP çalışma metodolojisinin gerekçesi - 3D

Gözlem sisteminin seçimi aşağıdaki faktörlere dayanmaktadır: çözülmesi gereken görevler, sismojeolojik koşulların özellikleri, teknik yetenekler, ekonomik faydalar. Bu faktörlerin optimal kombinasyonu gözlem sistemini belirler.

Doğu Michayuskaya alanında, Üst Permiyen'den Silüriyen'e kadar tortullardaki tortul örtünün yapısının yapısal-tektonik ve litolojik-fasiyes özelliklerinin ayrıntılı bir incelemesi amacıyla CDP-3D sismik çalışması gerçekleştirilecektir; litolojik-fasiyes heterojenliklerinin ve iyileştirilmiş rezervuar özelliklerinin gelişme bölgelerinin haritalanması, tektonik kırılmalar; paleostrüktürel analize dayalı jeolojik gelişim tarihini incelemek; petrol vaat eden nesnelerin tanımlanması ve hazırlanması.

Alanın jeolojik yapısını dikkate alarak belirlenen görevleri çözmek için, minimum etki faktörü doğal çevre ve ekonomik bir faktör olarak, alıcı hatlar (yani, üst üste binen alıcı hatlar) arasında bulunan uyarı noktaları ile bir ortogonal gözlem sistemi önerilmiştir. Kuyulardaki patlamalar uyarı kaynağı olarak kullanılacaktır.

3.2 "Çapraz" gözlem sisteminin hesaplama örneği

"Çapraz" gözlem sistemi, karşılıklı olarak ortogonal dizilerin, kaynakların ve alıcıların sıralı örtüşmesi nedeniyle oluşur. Aşağıdaki idealleştirilmiş örneği kullanarak bir alan sistemi oluşturma ilkesini açıklayalım. Jeofonların (bir grup jeofon) X eksenine denk gelen görüş hattı boyunca eşit aralıklarla yerleştirildiğini varsayın.

Jeofonların merkezdeki yerleşimini kesen eksen boyunca, m kaynaklara eşit ve simetrik olarak yerleştirilmiştir. Kaynaklar du ve seimo-alıcılar dx'in adımı aynıdır. Her kaynak tarafından üretilen sinyaller dizideki tüm jeofonlar tarafından alınır. Böyle bir işleme sonucunda, m2'lik bir yansıma alanı orta noktası oluşur. Sismik dizi ve ona dik kaynak çizgisi, X ekseni boyunca bir adım dx ile art arda kaydırılırsa ve kayıt tekrarlanırsa, sonuç, genişliği uyarının yarısına eşit olan şeridin çoklu örtüşmesi olacaktır. temel. Bir adım dy tarafından Y ekseni boyunca uyarma ve alım tabanının sıralı yer değiştirmesi, ek bir - çoklu örtüşmeye yol açar ve toplam örtüşme olacaktır. Doğal olarak, uygulamada, karşılıklı olarak ortogonal kaynak ve alıcı hatlarına sahip bir sistemin teknolojik olarak daha gelişmiş ve ekonomik olarak uygulanabilir versiyonları kullanılmalıdır. Ayrıca, örtüşmelerin çokluğunun, dalga alanının doğası ve işleme algoritmaları tarafından belirlenen gereksinimlere göre seçilmesi gerektiği de açıktır. Örnek olarak, Şekil 3.1, uygulanması için bir 192 kanallı sismik istasyonun kullanıldığı ve art arda 18 uyarım gözcüsünden sinyal alan on sekiz katlı bir alansal sistemi göstermektedir. Bu sistemin parametrelerini ele alalım. 192 jeofonun (jeofon) tamamı dört paralel hat (her biri 48) üzerine yayılmıştır. Alıcı noktalar arasındaki adım dx 0,05 km, alıcı hatlar arasındaki dy mesafesi 0,05 km'dir. Sy kaynaklarının Y ekseni boyunca adımı 0,05 km'dir. Kaynakların ve alıcıların sabit dağılımına blok adı verilir. 18 kaynağın tümünden salınımları aldıktan sonra, blok bir adım X ile yer değiştirir (bu özel durumda, 0,2 km'ye eşittir), 18 kaynağın tümünden alım tekrarlanır, vb. X ekseni boyunca şerit bu şekilde çalışma alanının başından sonuna kadar işlenir. Dört alım hattının bir sonraki bandı, birinci ve ikinci bantların bitişik (en yakın) alım hatları arasındaki mesafe, bloktaki alım hatları arasındaki mesafeye eşit olacak şekilde bir öncekine paralel yerleştirilir (? Y = 0,2 km). ). Bu durumda, birinci ve ikinci bandın kaynak çizgileri, uyarma tabanının yarısı kadar örtüşür. Üçüncü şeridin geliştirilmesi sırasında, ikinci ve üçüncü şeritlerin kaynaklarının çizgileri yarı yarıya örtüşür, vb. Bu nedenle, sistemin bu versiyonunda, alma hatları çoğaltılmaz, ancak kaynağın her noktasında (uç hariç) sinyaller iki kez uyarılır.

Sistemin parametrelerini ve çokluğunu belirleyen temel ilişkileri yazalım. Bunu yapmak için, Şekil 8'i izleyerek ek tanımlamalar sunuyoruz:

W - alıcı hatların sayısı,

m x - bu bloğun her bir alıcı satırındaki alım noktalarının sayısı;

m y, verilen bloğun her bir uyarı hattındaki kaynakların sayısıdır,

P, kaynakların yerleştirilmediği uyarma hattının merkezindeki aralığın genişliğidir,

L, en yakın alıcı noktalarından kaynak hattının X ekseni boyunca ofset (ofset) miktarıdır.

Her durumda, X, Y ve L aralıkları dx adımının katlarıdır. Bu, her bir kaynak-hedef çiftine karşılık gelen orta nokta ağının tekdüzeliğini sağlar, yani E. yap! ortak ortalama noktaların (CMP) kümelerinin oluşumu için gerekli koşulun gerekliliği. Burada:

Ax = Ndx N = 1, 2, 3 ...

tSy-MdyM = 1, 2, 3 ...

L = q dxq = 1, 2, 3 ...

P parametresinin anlamını açıklayalım. Orta nokta çizgileri arasındaki kayma, adımın yarısına eşittir? Kaynaklar eşit olarak dağıtılırsa (boşluk yoksa), benzer sistemler için Y ekseni boyunca örtüşme çokluğu W'ye (alıcı hatların sayısı) eşittir. Y ekseni boyunca çakışmaların sıklığını azaltmak ve daha az sayıda kaynaktan kaynaklanan maliyetleri azaltmak için, uyarı hattının merkezinde aşağıdakine eşit bir P miktarı kadar bir boşluk yapılır:

nerede, k = 1,2,3 ...

Sırasıyla k = 1,2, 3 için örtüşme oranı 1, 2, 3 azalır, yani. W-K'ya eşit olur.

n y örtüşmelerinin çokluğunu sistem parametreleriyle birleştiren genel formül

bu nedenle, bir uyarma satırındaki m y kaynaklarının sayısı için ifade aşağıdaki gibi yazılabilir:

Gözlem sistemi için (Şekil 3.1), uyarma hattındaki kaynak sayısı 18'dir.

Şekil 3.1 - Çapraz tip gözlem sistemi

(3.3) ifadesinden, ψ profillerinin adımı her zaman dy kaynaklarının adımının bir katı olduğu için, bu tip bir sistem için t y kaynaklarının sayısı çift sayıdır. Bu bloğa dahil edilen alım profillerine simetrik olarak Y eksenine paralel düz bir hat üzerinde dağıtılan uyarı noktaları ya alım noktaları ile çakışır ya da alım noktalarına göre 1/2 · dy kadar yer değiştirir. Belirli bir bloktaki n y çakışmalarının çokluğu tek bir sayıysa, kaynaklar her zaman alıcı noktalarla çakışmaz. ny çift sayı ise, iki durum mümkündür: Y / dy tek sayıdır, kaynaklar alıcı noktalarla çakışır,? Y / dy çift sayıdır, kaynaklar alıcı noktalara göre dy / ile kaydırılır. 2. Bu gerçek, sistem sentezlenirken (W alım profillerinin sayısı ve aralarındaki Δy adımının seçilmesi) dikkate alınmalıdır, çünkü bu, statik düzeltmeleri belirlemek için gereken dikey sürelerin alım noktalarında kaydedilip kaydedilmeyeceğine bağlıdır.

X ekseni boyunca n x örtüşmelerinin çokluğunu belirleyen formül, formül (3.2)'ye benzer şekilde yazılabilir.

bu nedenle, alandaki n xy örtüşmelerinin toplam çokluğu, n x ve n y'nin çarpımına eşittir.

Kabul edilen mx, dx ve ?X değerlerine göre, formül (3.4) ile hesaplanan X ekseni boyunca n x çakışmalarının çokluğu 6'dır ve toplam çokluk n xy = 13'tür (Şekil 3.2).

Şekil 3.2 - Örtüşmelerin çokluğu nх = 6

Alış hatları üst üste gelmeden üst üste gelen kaynakları sağlayan gözlem sistemi ile birlikte, pratikte, uyarı hatlarının üst üste gelmediği, ancak alma hatlarının bir kısmının çoğaltıldığı sistemler kullanılmaktadır. Her birinde jeofonların eşit olarak dağıtıldığı, kaynaklar tarafından sırayla uyarılan sinyalleri alan altı alım hattını düşünün. İkinci şeridi geliştirirken, bir sonraki blok tarafından üç alım hattı çoğaltılır ve kaynak hatları, birinci şeridin ortogonal profillerinin bir devamı şeklindedir. Bu nedenle, uygulanan teknoloji, uyarma noktalarının çoğaltılmasını sağlamaz. Alım hatlarının çift örtüşmesi ile, n y çokluğu, örtüşen alım hatlarının sayısına eşittir. Daha sonra üç alım hattının üst üste bindirildiği altı profilden oluşan bir sistemin tam eşdeğeri, aynı çokluğu elde etmek için sayısı iki katına çıkarılan, çakışan kaynaklara sahip bir sistemdir. Bu nedenle, çakışan kaynaklara sahip sistemler ekonomik olarak kârsızdır, çünkü bu teknik, büyük miktarda delme ve patlatma işlemi gerektirir.

3B sismik araştırmaya geçiş.

3D araştırma tasarımı, çalışma sahasının sismolojik bölümünün bir takım özelliklerinin bilinmesine dayanmaktadır.

Jeosismik kesite ilişkin bilgiler şunları içerir:

2D çekim çeşitliliği

Hedef jeolojik sınırların maksimum derinlikleri

Minimum jeolojik sınırlar

Yerel jeolojik nesnelerin minimum yatay boyutu

Hedef ufuklardan yansıyan dalgaların maksimum frekansları

Hedef ufukta uzanan katmandaki ortalama hız

Hedef ufuktan yansımaların kayıt zamanı

Araştırma alanının büyüklüğü

Zaman alanını CDP-3D'ye kaydetmek için telemetri istasyonlarını kullanmak mantıklıdır. Profil sayısı, n y = u çokluğuna bağlı olarak seçilir.

X ve Y eksenleri boyunca yansıtıcı yüzey üzerindeki ortak orta noktalar arasındaki mesafe, kutu boyutunu belirler:

Kaynak hattının izin verilen maksimum minimum ofseti, yansıtma sınırlarının minimum derinliğine göre seçilir:

Minimum ofset.

Maksimum ofset.

Çokluğu sağlamak için n x, uyarma çizgileri arasındaki mesafe X belirlenir:

Kayıt birimi için, alıcı hatlar arasındaki mesafe? Y:

Alıcı hattı ile çift örtüşme ile çalışma teknolojisini dikkate alarak, çokluğu sağlamak için bir bloktaki kaynak sayısı m y:

Şekil 3.3 - Çokluk ny = 2

3B anketin planlanmasından aşağıdaki veri seti elde edilir:

Kanallar arasındaki mesafe dx

Bir alım hattındaki aktif kanal sayısı m x

Toplam aktif kanal sayısı m x u

Minimum ofset Lmin

kutu boyutu

Toplam çokluk n xy

benzer belgeler

Projelendirilen şantiyenin jeolojik ve jeofiziksel özellikleri. Bölümün sismojeolojik özellikleri. Jeofizik çalışmalarının kurulmasının doğrulanması. Saha çalışması teknolojileri. İşleme ve yorumlama tekniği. Topografik ve jeodezik çalışmalar.

dönem ödevi, eklendi 01/10/2016


Saha sismik araştırması. Bölge yapısının jeolojik ve jeofizik çalışması. Alanın stratigrafisi ve sismojeolojik özellikleri. Novo-Zhedrinsky bölgesinde sismik araştırma çalışması CDP-3D parametreleri. Düzenlemenin ana özellikleri.

tez, eklendi 03/19/2015


Kudinovsko-Romanovskaya bölgesinin orta kısmının çalışmasının tarihi. Verbovsky bölgesinin tektonik yapısı ve petrol ve gaz potansiyeli. Kesitin litolojik ve stratigrafik özellikleri. Verbovskaya bölgesindeki arama çalışmalarının organizasyonunun gerekçesi.

dönem ödevi, eklendi 02/01/2010


Bölgenin jeolojik ve jeofizik çalışması. İnceleme alanının tektonik yapısı ve stratigrafisi. Saha çalışması, veri işleme ve yorumlama metodolojisi ve tekniği. Stratigrafik referans ve yansıtıcı sınırların korelasyonu. Haritalar inşa etmek.

11/10/2012 tarihinde eklenen dönem ödevi


Bölgenin coğrafi ve ekonomik özellikleri. Bölümün sismojeolojik özellikleri. kısa bir açıklaması işletmeler. Sismik araştırma organizasyonu. Boyuna sismik etüt gözlem sisteminin hesaplanması. Saha çalışması teknolojisi.

tez, eklendi 06/09/2014


Ortak derinlik noktası yönteminin dikkate alınması: hodograf ve girişim sisteminin özellikleri. Bölümün sismolojik modeli. Yararlı dalga hodograflarının hesaplanması, girişim dalgalarının gecikme fonksiyonunun belirlenmesi. Saha sismik araştırmalarının organizasyonu.

dönem ödevi, eklendi 30/05/2012


Çalışma alanının coğrafi ve ekonomik koşulları. Proje litolojik ve stratigrafik kesit. Tektoniğin özellikleri ve petrol ve gaz içeriği. Projelendirilen çalışmanın metodolojisi ve kapsamı. Maden kuyuları konum sistemi. Tipik bir kuyu tasarımının gerekçesi.

dönem ödevi eklendi 03/06/2013


Barents Denizi'nin Vostochno-Perevoznaya bölgesinde kablo telemetri sistemleri XZone ile 2D CDP'de sismik araştırma çalışmalarının özellikleri. AVO-analiz teknolojisini kullanarak petrole ve gaza doymuş nesneleri belirleme olasılığının tahmine dayalı değerlendirmesi.

tez, eklendi 09/05/2012


Saha sismik araştırma metodolojisi ve teknolojisi. Kesitin sismojeolojik modeli ve parametreleri. Girişim dalgalarının gecikme fonksiyonunun hesaplanması. Elastik dalgaların uyarılması ve alınması için koşullar. Donanım ve özel ekipman seçimi.

dönem ödevi, eklendi 02/24/2015


jeolojik yapıçalışma alanı. Üretken bölümün litolojik ve stratigrafik özellikleri. Tektonik ve petrol ve gaz potansiyeli. Jeolojik problemler jeofizik yöntemlerle çözülür. Jeofizik yöntemlerin uygulanması için fiziko-jeolojik ön koşullar.

anahtar kelimeler

Dipnot yer bilimleri ve ilgili çevre bilimleri üzerine bilimsel makale, bilimsel çalışmanın yazarı - Maksimov L.A., Vedernikov G.V., Yashkov G.N.

Ortak derinlik noktası (PAS CDP) yöntemi ile pasif-aktif sismik keşif teknolojisi hakkında bilgi sağlar, problem çözmek hidrokarbon yatakları için doğrudan arama bu birikintilerin yaydığı dinamik parametrelerle indüklenen jeodinamik gürültü... Bu teknolojinin kullanılmasının verimsiz kuyuların açılmasını önlemeyi mümkün kıldığı gösterilmiştir. Malzemeler ve Yöntemler Önerilen PAS CDP teknolojisi, hidrokarbon birikintileri tarafından yayılan ve sismik sınırlardan yansıyan dalgaların kayıt ve yorumlanmasını entegre eder. Bu, yansıtıcı sınırların geometrisinin incelenmesinde ve tortulardan yayılan hidrokarbonların kaydında yüksek bir verimlilik sağlar. indüklenen jeodinamik gürültü... Sonuçlar PAS CDPM teknolojisi, Batı ve Batı'da düzinelerce hidrokarbon sahasında test edilmiştir. Doğu Sibirya ve etkinliğini göstermiştir: tüm alanlar, jeodinamik gürültünün yoğunluğundaki anormallikler ve alanların dışında bu tür anormalliklerin olmaması ile işaretlenmiştir. Sonuçlar PAS CMP teknolojisinin yukarıda bahsedilen olanakları, ekonomideki krizin yoğunlaşmaya devam ettiği günümüzde çok önemlidir. Bu teknoloji petrolcülerin, petrol ve gaz arayışında jeolojik keşiflerin verimliliğini (birkaç kez) artıracak yapılar değil, hidrokarbon tuzakları açmasına izin verecek.

İlgili konular Yer bilimleri ve ilgili çevre bilimleri üzerine bilimsel çalışmalar, bilimsel çalışmanın yazarı - Maksimov L.A., Vedernikov G.V., Yashkov G.N.

• Petrol ve gaz sahalarının optimal gelişimi için jeolojik ortamın sıvı doygunluğunun heterojenliği ve açık kırılmanın düzensizliği üzerine sismik çalışmalar

  2018 / Kuznetsov O.L., Chirkin I.A., Arutyunov S.I., Rizanov E.G., Dyblenko V.P., Dryagin V.V.

• Batı Sibirya'nın kuzeyindeki Senonian gaz taşıyan kompleksin gelişimi için beklentiler

  2016 / Perezhogin A.Ş., Nezhdanov A.A., Smirnov A.Ş.

• Orta frekanslı mikrosisizmlerin bir gaz rezervuarı ile ilişkisi üzerine

  2014 / Khogoev Evgeniy Andreevich

• Shuginsky küçük şişmesinin Jura öncesi tortularının yapısının tektonik modeli, Paleozoik'in petrol ve gaz potansiyeli tahmini

  2019 / Sudakova V.V., Panasenko V.Yu., Naymushin A.G.

• Emisyon sismik tomografisi, yer kabuğunun kırılmasını ve akışkan dinamiklerini incelemek için bir araçtır.

  2018 / Chebotareva I. Ya.

• Arama ve geliştirme zamanı

  2009 / Shabalin Nikolay Yakovlevich, Biryaltsev Evgeny Vasilievich

• Dünyanın doğal gürültü alanlarında Minusinsk gaz kondensat alanında sismoelektrik etkinin ve indüklenen polarizasyon potansiyellerinin gözlenmesi

  2016 / Shaidurov G.Ya., Kudinov D.S., Potylitsyn V.S.

• Jeolojik araştırmanın farklı aşamalarında jeokimyasal araştırmaların uygulanması

  2018 / Timshanov R.I., Belonosov A.Yu., Sheshukov S.A.

• Çevresel sonuçları azaltmak için petrol ve gaz kompleksinde arama ve arama çalışmalarında mikrosismik gürültü alanlarını tespit etme yönteminin kullanılması

  2019 / Tsivadze Aslan Y., Sirotinsky Yuri V., Abaturov Mikhail A.

• Chayandinskoye petrol ve gaz kondensat sahasındaki kuyuların verimliliği üzerinde kırılmanın etkisinin incelenmesi

  2018 / Krylov D.N., Churikova I.V., Chudina A.A.

Ortak derinlik noktası yöntemini (bundan sonra “PAS CDPM” olarak anılacaktır) kullanan pasif ve aktif sismik teknolojisi hakkında bilgi, hidrokarbon birikimlerinin doğrudan araştırılması sorununu bu birikimler tarafından yayılan indüklenen jeodinamik gürültünün genlik bilgisini kullanarak çözer. Bu teknolojinin kullanılmasının verimsiz kuyuların açılmasını engelleyebileceği gösterilmiştir. Malzemeler ve yöntemler Önerilen PAS CDPM teknolojisi, hidrokarbon birikimleri tarafından yayılan indüklenen jeodinamik gürültülerin ve sismik ufuklardan yansıyan dalgaların kayıt ve yorumunu karmaşıklaştırır. Bu, reflektör geometrisinin çalışılmasında ve hidrokarbon birikimleri tarafından yayılan indüklenen jeodinamik gürültülerin kaydında yüksek verimlilik sağlar. Sonuçlar Batı ve Doğu Sibirya'daki düzinelerce hidrokarbon birikiminde test edilen PAS CDPM teknolojisi etkinliğini kanıtlamıştır, yani tüm birikimler jeodinamik gürültülerin yoğunluk anormalliklerini sergilemiştir ve birikintilerin dışında bu tür anormallikler gözlenmemiştir. Sonuçlar Yukarıda bahsedilen PAS CDPM teknolojisi kapasitesi, ekonomik krizin hız kazandığı günümüzde geçerlidir. Tanımlanan teknoloji, petrol ve gaz jeolojik arama verimliliğini birkaç kat artıracak sondaj yapıları yerine petrol uzmanlarının tuzaklar açmasını mümkün kılacaktır.

Bilimsel çalışmanın metni "Hidrokarbon yataklarının jeodinamik gürültüsü ve CDP'nin pasif-aktif sismik araştırması" konusunda

JEOFİZİK

Hidrokarbon yataklarının jeodinamik gürültüsü ve CDP'nin pasif aktif sismik araştırması

Los Angeles Maksimov

Tıp Bilimleri Adayı, Art. öğretmen1 [e-posta korumalı]

G.V. Vedernikov

D.G.-M.-N., Milletvekili. Bilim Direktörü2 [e-posta korumalı]

G.N. Yaşkov

ch. jeofizikçi2 [e-posta korumalı]

Novosibirsk Devlet Üniversitesi, Novosibirsk, Rusya 2NMT-Seis LLC, Novosibirsk, Rusya

Makale, bu kaynaklı jeodinamik gürültü birikintileri tarafından yayılan dinamik parametrelerle hidrokarbon yatakları için doğrudan arama sorununu çözen ortak derinlik noktası yöntemini (CMPP) kullanarak pasif-aktif sismik araştırma teknolojisi hakkında bilgi sağlar. Bu teknolojinin kullanılmasının verimsiz kuyuların açılmasını önlemeyi mümkün kıldığı gösterilmiştir.

Malzemeler ve yöntemler

Önerilen PAS CDPM teknolojisi, hidrokarbon birikintileri tarafından yayılan indüklenen jeodinamik gürültülerin ve sismik sınırlardan yansıyan dalgaların kayıt ve yorumlanmasını entegre eder. Bu, yansıtıcı sınırların geometrisinin incelenmesinde ve hidrokarbon birikintileri tarafından yayılan indüklenen jeodinamik gürültülerin kaydında yüksek bir verimlilik sağlar.

anahtar kelimeler

CDP sismik araştırma, hidrokarbon yatakları için doğrudan arama, indüklenen jeodinamik gürültü, arama sondajı başarı oranı

Halihazırda kullanılan sismik yöntemlerin ana görevi, fiziksel parametrelerin mekansal dağılımını ve kendiliğinden sismik aktivite göstergelerini incelemektir.

Günümüzde sismik keşif, keşif sondajı için nesneleri hazırlamanın ana yöntemidir. Yeterli bir güvenilirlik derecesi ile, belirli uygun koşullar altında petrol birikintileri içerebilecek veya içermeyebilecek yapıları tanımlar. Bu belirsizliği ancak bir kuyu teyit edebilir, ama bunun bedeli ne olacak?

Petrol ve gaz yatakları arama başarısı geçmişte (SSCB ve ABD'de) %10 ... %30 aralığındaydı ve bugün de bu sınırlar içinde kalıyor (Şekil 1). Ve yarın ve yarından sonraki gün ve petrolcüler yapı aramaktan petrol içeren tuzaklar aramaya geçene kadar sürecek. Arama ve arama çalışmalarının verimliliğini artırmanın anlamı, bariz göreve indirgenmiştir - sismik keşif tarafından ortaya çıkarılan yapıları, petrol ve gazın üretken ve verimsiz tuzaklarına bölmek. Bu sorun çözülürse, açıkça verimsiz yapılarda arama ve keşif sondajı için harcanan büyük fonlar kaydedilir.

Kararsız termodinamik sistemler olan petrol ve gaz yataklarının, yüksek düzeyde kendiliğinden ve indüklenmiş jeodinamik gürültü yaydığı bilinmektedir. Hidrokarbon (HC) birikintilerini doğrudan aramak için bu tür gürültüleri analiz etmek için LLC "NMT-Seis" (aktif versiyona benzer) tarafından geliştirilen ortak derinlik noktası yöntemini (PAS CDP) kullanan yenilikçi bir pasif-aktif sismik araştırma teknolojisi ANCHAR teknolojisi) kullanılabilir.

Modern standart CDP sismik doğası gereği pasif aktiftir. Nitekim, kaydın pasif bileşeni olan mikrosismik ve jeodinamik gürültüler, düzenli dalgaların ilk gelişinden önce bölgedeki sismik yol üzerinde kaydedilir. Kaydın geri kalanında, mikrosisizmler ve jeodinamik gürültülerle birlikte, düzenli dalga salınımları kaydedilir - yer katmanlarındaki sismik sınırların geometrisi hakkında bilgi içeren kaydın aktif bir bileşeni. Pasif bileşen, jeodinamik gürültüler yayan hidrokarbon birikintilerinin varlığı (yokluğu) hakkında bilgi içerir.

Önerilen PAS CMPP teknolojisi, kayıt ve

Pirinç. 1 - ABD'de arama ve keşif kuyularını açarken başarı oranındaki (% olarak) değişikliklerin dinamikleri

Pirinç. 2 - Zaman sismik kesiti (A), mikrosisizmlerin genlik-frekans spektrumu (B) ve frekans bantlarında (C) spektrum yoğunluğu grafikleri

hidrokarbon birikintileri tarafından yayılan yapay olarak indüklenen jeodinamik gürültülerin ve sismik sınırlardan yansıyan dalgaların yorumlanması. Bu, hem bu sınırlardan yansıyan dalgaların çoklu takibi nedeniyle yansıyan sınırların geometrisi ve aralarındaki hızların çalışılmasında yüksek bir verimlilik ve sismik dalgalar tarafından bunlara çoklu maruz kalma nedeniyle hidrokarbon birikintilerinin aranmasında ve kayıt altına alınmasında yüksek bir verimlilik sağlar. onlar tarafından yayılan indüklenen jeodinamik gürültüler. Yöntemin önemli bir avantajı, temelde farklı nitelikteki ve neredeyse aynı anda tek bir yerde kaydedilen dalga alanlarından bağımsız paralel bilgi alma olasılığında yatmaktadır. Prensipte, PAS CDP teknolojisi, "çok dalgalı sismik" teriminin daha geniş anlamıyla, çok dalgalı sismik araştırma modifikasyonlarından biridir - yani, yalnızca farklı kutuplaşma dalgaları değil. Böylece yansıyan dalgalar ve gürültünün ortak yorumunu gerçekleştirerek ortamdaki sınırların geometrisi ve ortamdaki şok dalgalarının varlığı hakkında bilgi sahibi olacağız, yani doğrudan arama problemini çözme fırsatımız olacak. bugün yapıldığı gibi yapılar için değil, şok tuzakları için. Ve bu an çok önemlidir, çünkü arama ve arama sondajında ​​ana sorunu çözmek mümkün hale gelir. Aynı zamanda, sondaj başarısı önemli ölçüde artar (birkaç kez).

PAS CDP teknolojisi, Batı ve Doğu Sibirya'daki düzinelerce hidrokarbon sahasında test edilmiş ve etkinliğini göstermiştir: tüm alanlar anormalliklerle işaretlenmiştir.

jeodinamik gürültünün yoğunluğu (Şekil 2) ve alanların dışında bu tür anormalliklerin olmaması (Şekil 3).

Son 7 yılda, hükümet sözleşmeleri kapsamında, FSUE SNIIGGiMS ile birlikte, Batı ve Doğu Sibirya'da 13 bin lineer metreden fazla petrol ve gaz birikim bölgelerinin tahmin edilmesi için çalışmalar yapılmıştır. km profilleri ve PAS CDP teknolojisini jeolojik araştırmanın tüm aşamalarında kullanmanın etkinliğini gösterir:

Bölgesel çalışmalarda - arama ve arama çalışmaları için gelecek vaat eden alanların belirlenmesi;

Ön keşif aşamasında - toprak altı alanların ruhsatlandırılması için bilgi paketlerinin hazırlanması;

Arama ve keşif çalışmaları sırasında

Özellikle antiklinal olmayan türden gelecek vaat eden nesnelerin belirlenmesi ve sıralanması;

Sondaj operasyonlarını planlarken

PAS CDPM teknolojilerinin temel bir özelliği, salınımların uyarılması ve çoklu örtüşme yöntemiyle mikrosisizmlerin ve düzenli dalgaların kaydıdır. Bunun sonucu, ANCHAR teknolojisine kıyasla bu teknolojilerin aşağıdaki benzersiz avantajlarıdır:

Teknolojik bir kaynak tarafından oluşturulan dalgaların hidrokarbon birikintileri üzerindeki etkisi. Böyle bir etkinin çokluğu, CDP gözlem sisteminin çokluğuna eşittir. PV'den PV'ye salınımların ortalama uyarılma zaman aralığı ile 2-3 dakikaya eşit maruz kalma süresi 60-180 dakikadır (1-3 saat). Sonuç olarak, hidrokarbon birikintileri 1-3 saat boyunca sürekli bir trenden etkilenir. sismik dalgalar 2-3 dakikada bir yoğunluklarında periyodik olarak tekrarlanan bir artış ile. Bu, 40 Hz'e kadar olan frekans bandında, kaydı standart sismik ekipmanla mümkün olan hidrokarbon yataklarından kaynaklanan jeodinamik gürültünün yoğunluğunun daha yüksek olmasını sağlar.

2. Mikrosislerin kaydı, her bir SP'de yaklaşık 2-6 saatlik bir mikrosis kayıt süresi ile profil üzerinde yüksek bir SP yoğunluğu sağlayan CDP'nin çok kanallı bir izleme sistemi tarafından gerçekleştirilir. o

bir veya daha fazla büyüklük sırası, jeodinamik gürültüler hakkında alınan bilgi miktarını arttırır ve bu tür işler için ek maliyet olmaksızın çıkarımlarının güvenilirliğini ve doğruluğunu arttırır.

3. Bu teknoloji, stok malzemeleri kullanılarak daha önce gerçekleştirilen CDP çalışmalarının sonuçları temelinde gerçekleştirilebilir. Bu, 2006'dan 2014'e kadar izin verdi. Bu teknolojiyi kullanarak yaklaşık 13.000 lineer metrelik CDP verilerini işlemek için özel saha çalışması maliyeti olmadan. birçok alanda elde edilen km

Pirinç. 3 - Verimsiz kuyular alanındaki geçici sismik kesit (A) ve mikro depremlerin (B, C) özellikleri

Pirinç. 5 - Alenkinsky ruhsat alanındaki B10 rezervuarının jeodinamik gürültü ve yapısal planının 1-5 bölgelerinin konumu

Pirinç. 4 - Bir katlamanın kanatlarında bir hidrokarbon deposunun konumunun tipik bir örneği. Batı Sibirya Ovasının Güneyi

Pirinç. 6 - Petrolden gaz yataklarına geçiş bölgesinde zaman bölümü (A) ve gürültü spektrumu (B)

Batı ve Doğu Sibirya, 200'den fazla üretken ve "boş" kuyuya sahip 30'dan fazla bilinen alan dahil. Jeodinamik gürültülerin yerlerinin (profilde) ve bölgelerin (alandaki) konumu ile hidrokarbon yataklarının konturlarını (Şekil 2) ve tuzakların tipini (antiklinal, olmayan) belirlemenin mümkün olduğu bulunmuştur. -antiklinal) (Şekil 4, 5). Gürültü spektrumunun toplam yoğunluğu, geçerli frekansı ve modalitesi gibi özelliklerine dayanarak, nesnedeki göreceli hidrokarbon rezerv hacmini tahmin etmek ve sıvı türlerinin (petrol, gaz, kondensat) varlığını tahmin etmek mümkündür. nesne (Şek. 6).

PAS CMP teknolojisinin yukarıdaki yetenekleri, ekonomideki krizin yoğunlaşmaya devam ettiği günümüzde çok önemlidir. Bu teknolojinin kullanılması, petrolcülerin petrol ve gaz arayışında jeolojik keşiflerin verimliliğini (birkaç kez) artıracak yapıları değil hidrokarbon tuzaklarını delmelerine izin verecektir.

Rusya'da 2013 yılında 6.500, 2014 yılında 5.850 arama kuyusu açıldı. Rusya Federasyonu'nda bir arama kuyusu açmanın maliyeti,

100 ila 500 milyon ruble. kuyunun coğrafi konumuna, yapısına, mevcut altyapıya vb. bağlı olarak; ortalama maliyet yaklaşık 300 milyon ruble. 2013 yılında %10-30 sondaj başarısı ile 6500 sondaj kuyusundan 3900 kuyu verimsiz çıktı, sondajlarına yaklaşık 1,2 trilyon ruble harcandı.

PAS CDP teknolojisi, Batı ve Doğu Sibirya'daki düzinelerce hidrokarbon sahasında test edilmiş ve etkinliğini göstermiştir: tüm alanlar, jeodinamik gürültünün yoğunluğundaki anormallikler ve sahaların dışında bu tür anormalliklerin olmaması ile işaretlenmiştir.

PAS CMP teknolojisinin yukarıdaki yetenekleri, ekonomideki krizin yoğunlaşmaya devam ettiği günümüzde çok önemlidir. Bu teknoloji, petrolcülerin petrol ve gaz arayışında jeolojik keşiflerin verimliliğini (birkaç kez) artıracak yapılar değil hidrokarbon tuzakları açmasına izin verecektir.

bibliyografya

1. Puzyrev N.N. Yöntemler ve Nesneler

sismik araştırma. Genel Sismolojiye Giriş. Novosibirsk: SO

RAS; NITs OIGGM, 1997.301 s.

2. Timurziev A.I. Petrol aramanın mevcut durumu ve metodolojisi - durgunluk sanrılarından yeni bir ilerleme dünya görüşüne // Jeoloji, jeofizik ve petrol ve gaz alanlarının gelişimine. 2010. Hayır. 11.

3. Grafov B.M., Arutyunov S.A., Kazarinov

V.E., Kuznetsov O.L., Sirotinsky Yu.V., Suntsov A.E. ANCHAR teknolojisi // Geofizika kullanılarak petrol ve gaz yataklarının jeoakustik radyasyonunun analizi. 1998. No. 5. 24-28.

4. Patent No. 2 263 932 C1 в 01 У / 00 Rusya Federasyonu... Sismik araştırma yöntemi. Uygulama 30 Temmuz 2004.

5. Vedernikov G.V. Pasif sismik araştırma yöntemleri // Arama jeofiziği aletleri ve sistemleri. 2013. No. 2.

6. Vedernikov G.V., Maksimov L.A., Chernyshova T.I., Chusov M.V. Yenilikçi teknolojiler. Shushukskaya bölgesindeki sismik keşif deneyimi ne hakkında konuşuyor // Sibirya'nın jeolojisi ve mineral kaynakları. 2015. Sayı 2 (22). S.48-56.

Hidrokarbon havuzlarının ve pasif ve aktif sismik CDPM'nin jeodinamik gürültüsü

Leonid A. Maksimov - Ph.D. D., öğretim üyesi1; [e-posta korumalı] Gennadiy V. Vedernikov - Sc. D., fen işleri yardımcısı2; [e-posta korumalı] Georgiy N. Yashkov - baş yerbilimci2; [e-posta korumalı]

Novosibirsk Devlet Üniversitesi, Novosibirsk, Rusya Federasyonu 2 "NMT-Seis" LLC, Novosibirsk, Rusya Federasyonu

Ortak derinlik noktası yöntemini (bundan böyle "PAS CDPM" olarak anılacaktır) kullanan pasif ve aktif sismik teknolojisi hakkında bilgi, hidrokarbon birikimlerinin doğrudan araştırılması sorununu bu birikimler tarafından yayılan indüklenen jeodinamik gürültünün genlik bilgisini kullanarak çözer. ...

Bu teknolojinin kullanılmasının verimsiz kuyuların açılmasını engelleyebileceği gösterilmiştir.

Malzemeler ve yöntemler

PAS CDPM teknolojisi, önerilen kayıt ve indüklenmiş

hidrokarbon birikimlerinden yayılan jeodinamik gürültüler ve sismik ufuklardan yansıyan dalgalar. Bu, reflektör geometrisinin incelenmesinde ve hidrokarbon birikimlerinden yayılan indüklenen jeodinamik gürültülerin kaydında yüksek verimlilik sağlar.

Batı ve Doğu Sibirya'nın düzinelerce hidrokarbon birikiminde test edilen PAS CDPM teknolojisi, etkinliğini kanıtlamıştır, yani tüm birikimler, jeodinamik gürültülerin yoğunluk anomalilerini göstermiştir ve birikimlerin dışında bu tür anormallikler gözlenmemiştir.

Yukarıda bahsedilen PAS CDPM teknolojisi kapasitesi, ekonomik krizin hız kazandığı günümüzde geçerlidir. Tanımlanan teknoloji, petrol ve gaz jeolojik keşiflerinin verimliliğini birkaç kat artıracak sondaj yapıları yerine petrol uzmanlarının tuzaklar açmasını mümkün kılacaktır.

CDPM sismik, doğrudan hidrokarbon arama, indüklenen jeodinamik gürültü, arama ve keşif amaçlı sondaj başarı oranı

1. Puzyrev N.N. Metod i ob "ekty seysmicheskikh issledovaniy. Vvedenie v obshchuyu seysmologiyu. Novosibirsk: SO RAN; NITs OIGGM, 1997, 301 s.

2. Timurziev A.I. Sovremennoe sostoyanie praktiki ve metodologii poiskov nefti

Otzabluzhdeniyzastoya k novomu mirovozzreniyu ilerleme. jeoloji,

geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, 2010, sayı 11, s. 20-31.

3. Grafov B.M., Arutyunov S.A., Kazarinov V.E., Kuznetsov O.L., Sirotinskiy Yu.V., Suntsov A.E. Analiz geoakusticheskogo izlucheniya neftegazovoyzalezhi pri ispol "zovanii tekhnologiiANChAR. Geofizika, 1998, sayı 5, sayfa 24-28.

4. Patent Rusya Federasyonu No. 2 263 932 CI G 01 V / 00 Sposob seysmicheskoy razvedki. 30.07.2004 tarihinde beyan edilmiştir.

5. Vedernikov G.V. Metody passivnoy ceysmorazvedki. Pribory i sistemy razvedochnoygeofiziki, 2013, sayı 2, s. 30-36.

6. Vedernikov G.V., Maksimov L.A., Chernyshova T.I., Chusov M.V. Innovatsionnye tekhnologii. O chem govorit opytseysmorazvedochnykh rabot ve Shushukskoy ploshchadi. Jeologiya i mineral "no-syr" evye resursy Sibiri, 2015, sayı 2 (22), s. 48-56.

Samaraneftegeofizik tarafından klasik yöntem ve yüksek performanslı Slip-Sweep yöntemi ile saha sismik çalışmaları yapma tecrübesi dikkate alınmaktadır.

Samaraneftegeofizik tarafından klasik yöntemle ve yüksek performanslı Slip-Sweep yöntemiyle saha sismik çalışmaları yapma tecrübesi dikkate alınmaktadır.

Yeni tekniğin avantajları ve dezavantajları ortaya çıkar. Yöntemlerin her birinin ekonomik göstergeleri hesaplanmıştır.

Halihazırda, saha sismik araştırmalarının verimliliği birçok faktöre bağlıdır:

Arazi kullanım yoğunluğu;

Araba ve demiryolu trafiği Araç, incelenen alan boyunca;

Çalışma alanında yer alan yerleşim yerlerinde faaliyet; meteorolojik faktörlerin etkisi;

Engebeli arazi (dağ geçitleri, ormanlar, nehirler).

Yukarıdaki faktörlerin tümü, sismik araştırma hızını önemli ölçüde azaltır.

Aslında sismik gözlemler için gündüz 5-6 saat gece kalıyor. Bu, hacimleri zamanında yerine getirmek için kritik ve yetersizdir ve ayrıca iş maliyetini önemli ölçüde artırır.

1. aşamadaki çalışma süresi aşağıdaki aşamalara bağlıdır:

Gözlem sisteminin topojeodetik hazırlığı - yere profil kazıklarının montajı;

Sismik alıcı ekipmanın kurulumu, ayarlanması;

Elastik titreşimlerin uyarılması, sismik verilerin kaydı.

Harcanan zamanı azaltmanın bir yolu Slip-Sweep tekniğini kullanmaktır.

Bu teknik, uyarma aşamasının - sismik veri kaydının üretimini önemli ölçüde hızlandırmanıza olanak tanır.

Slip-sweep, vibratörlerin aynı anda çalıştığı, yüksek performanslı bir örtüşen süpürme sismik sistemidir.

Bu teknik, saha çalışmasının hızını artırmanın yanı sıra, patlama noktalarının sıkıştırılmasına izin vererek, gözlemlerin yoğunluğunu da artırıyor.

Bu, işin kalitesini iyileştirir ve üretkenliği artırır.

Slip-Sweep tekniği nispeten yenidir.

Slip-Sweep yöntemini kullanan ilk sismik keşif CDP-3D deneyimi, Umman'da (1996) sadece 40 km 2'lik bir hacimde elde edildi.

Gördüğünüz gibi, Slip-Sweep tekniği, Alaska'daki çalışmalar dışında, çoğunlukla çöl bölgelerinde kullanıldı.

Rusya'da, bir deneme modunda (16 km 2), Slip-Sweep teknolojisi 2010 yılında Bashneftegeofizik tarafından test edildi.

Makale, Slip-Sweep yöntemini kullanan saha çalışması deneyimini ve standart yöntemle göstergelerin karşılaştırmasını sunar.

Yöntemin fiziksel temelleri ve Slip-Sweep teknolojisinin kullanımıyla aynı anda gözlem sisteminin mühürlenmesi olasılığı gösterilmektedir.

Çalışmanın birincil sonuçları verilmiş, yöntemin dezavantajları belirtilmiştir.

2012 yılında Samaraneftegeofizik tarafından Slip-Sweep yöntemi kullanılarak Samaraneftegaz'ın Zimarny ve Mozharovsky ruhsat alanlarında 455 km 2'lik 3 boyutlu çalışma yapılmıştır.

Samara bölgesinde uyarma-kayıt aşamasında Kayma-Süpürme tekniğine bağlı olarak verimlilik artışı, günlük iş döngüsü sırasında sismik verilerin kaydı için ayrılan kısa süreli sürelerin kullanılmasından kaynaklanmaktadır.

Yani kısa sürede en fazla sayıda fiziksel gözlemi gerçekleştirme görevi, fiziksel gözlemlerin kayıt performansını 3-4 kat artırarak Slip-Sweep yöntemi ile en etkili şekilde gerçekleştirilir.

Slip-Sweep yöntemi, titreşim birimlerinin aynı anda farklı PF'lerde çalıştığı, kayıtların sürekli olduğu, örtüşen titreşim taramaları yöntemine dayanan yüksek performanslı bir sismik keşif sistemidir (Şekil 1).

Yayılan tarama sinyali, vibrogramdan korelogram elde etme sürecinde çapraz korelasyon fonksiyonunun operatörlerinden biridir.

Aynı zamanda, korelasyon sürecinde, aynı zamanda, ışıyan frekansların dışındaki frekansların etkisini bastıran bir filtrenin operatörüdür. şu an aynı anda çalışan vibratörlerin emisyonlarını bastırmak için kullanılabilen zaman frekansı.

Titreşimli tesisatların tepkisinde yeterli bir zaman gecikmesi ile bunların yayılan frekansları farklı olacaktır, bu nedenle komşu titreşim emisyonlarının etkisini tamamen ortadan kaldırmak mümkündür (Şekil 2).

Sonuç olarak, doğru seçilmiş bir kayma süresi ile, bir vibrogramı bir korelograma dönüştürme sürecinde aynı anda çalışan titreşim tesisatlarının etkisi ortadan kalkar.

Pirinç. 1. Zaman gecikmesi kayma zamanı. Farklı frekansların eşzamanlı emisyonu.

Pirinç. 2. Komşu titreşimlerin etkisinin ek bir filtre uygulamasının değerlendirilmesi: A) filtrelemesiz bir korelogram; B) vibrogram ile süzme ile korelogram; C) frekans - filtrelenmiş (yeşil ışık) ve filtrelenmemiş (kırmızı) korelogramın genlik spektrumu.

4 vibratör grubu yerine bir vibratör kullanılması, bir vibratörün titreşim enerjisinin hedef ufuklardan yansıyan dalgaların oluşumu için yeterliliğine dayanır (Şekil 3).

Pirinç. 3. Bir titreşim biriminin titreşim enerjisinin yeterliliği. A) 1 titreşim ünitesi; B) 4 titreşim ünitesi.

Slip-Sweep, gözetim sistemlerini mühürlerken daha etkilidir.

Samara bölgesinin koşulları için, gözetim sisteminin 4 kat sıkıştırılması kullanıldı. Bir fiziksel gözlemin (ph.n.) 4 ayrı ph.n.'ye 4 kat bölünmesi. 4 vibratörlü bir grupla vibratör plakaları (12,5 m) arasındaki mesafenin eşitliğine, 50 m'lik bir görev döngüsüne ve 12,5 m'lik bir görev döngüsüne sahip bir vibratörün kullanımına dayanmaktadır (Şekil 4).

Pirinç. 4. Gözetim sisteminin 4 kat fiziksel ayırma ile kapatılmasıgözlemler.

Gözlem sonuçlarını standart teknik ve kayma-süpürme tekniği ile 4 kat sıkıştırma ile birleştirmek için, titreşim radyasyonunun toplam enerjilerinin paritesi ilkesi göz önünde bulundurulur.

Titreşim enerjisinin paritesi, toplam titreşime maruz kalma süresi ile tahmin edilebilir.

Toplam titreşime maruz kalma süresi:

St = Nv * Nn * Tsw * dSP,

burada Nv, gruptaki titreşim birimlerinin sayısıdır, Nn, birikimlerin sayısıdır, Tsw, süpürme sinyalinin süresidir, dSP, ph.n sayısıdır. temel adım içinde PV = 50m.

Geleneksel yöntem için (PV adımı = 50m, 4 kaynaktan oluşan grup):

St = 4 * 4 * 10 * 1 = 160 sn.

Kaydırma-süpürme yöntemi için:

St = 1 * 1 * 40 * 4 = 160 sn.

Toplam sürenin eşitliğine göre enerjilerin paritesinin sonucu toplam Bin 12.5m x 25m'de aynı sonucu gösterir.

Metotları karşılaştırmak için Samara jeofizikçileri iki set sismogram aldı: 1. set - bir vibratörle 4 sismogram (Slip-Sweep yöntemi), 2. set - 4 vibratörle 1 sismogram (standart yöntem). İlk setin 4 sismogramının her biri, ikinci setin sismogramlarından yaklaşık 2-3 kat daha zayıftır (Şekil 3). Buna göre, sinyal-mikrosisizm oranı 2-3 kat daha düşüktür. Bununla birlikte, daha iyi bir sonuç, enerji açısından nispeten zayıf olan sıkıştırılmış 4 ayrı sismogramın kullanılmasıdır (Şekil 5).

Farklı tekniklerle çalışılan alanların birleştirilmesi durumunda, standart tekniğin dalga alanına yönelik işleme prosedürlerinin kullanılması durumunda, sonuç pratik olarak eşdeğerdi (Şekil 6, Şekil 7). Ancak, Slip-Sweep tekniği için uyarlanmış işleme parametrelerini uygularsanız, sonuç, artan zamansal çözünürlüğe sahip zaman kesitleri olacaktır.

Pirinç. 5. Kayma-süpürme yöntemine göre çalışılan iki alanın kavşağında INLINE'a göre (filtreleme prosedürleri olmadan) birincil özet zaman bölümünün parçası (solda) ve standart teknik (sağda).

Standart tekniğin ve Slip-Sweep tekniğinin zaman kesitleri ve spektral özelliklerinin karşılaştırılması, elde edilen verilerin yüksek bir karşılaştırılabilirliğini göstermektedir (Şekil 8). Fark, Slip-Sweep sismik veri sinyalinin yüksek frekans bileşeninin daha yüksek enerjilerinin varlığında yatmaktadır (Şekil 7).

Bu fark, sıkıştırılmış gözlem sisteminin yüksek gürültü bağışıklığı ve yüksek sismik veri çeşitliliği ile açıklanmaktadır (Şekil 6).

Ayrıca önemli nokta bir vibratör grubu yerine bir vibratörün nokta etkisi ve titreşim etkilerinin toplamı (birikimler) yerine tek etkisidir.

Bir grup kaynak yerine bir nokta elastik titreşim uyarma kaynağının kullanılması, yüksek frekans bölgesinde kaydedilen sinyallerin spektrumunu genişletir, yüzeye yakın girişim dalgalarının enerjisini azaltır, bu da kaydedilen kalitedeki artışı etkiler. veriler, jeolojik yapıların güvenilirliği.

Pirinç. 6. Farklı sismogramlara göre genlik-frekans spektrumlarıyöntemler (işleme sonuçlarına göre): A) Slip-sweep yöntemi; B) Standart teknik.

Pirinç. 7. Farklı yöntemlere göre çalışılan zaman bölümlerinin karşılaştırılması(işleme sonuçlarına göre): A) Slip-sweep tekniği; B) Standart teknik.

Slip-Sweep tekniğinin avantajları:

1. f.n. kayıt verimliliğinin arttırılmasında ifade edilen yüksek iş verimliliği. 3-4 kat, genel verimlilikte %60 artış.

2. PW sıkıştırması nedeniyle iyileştirilmiş alan sismik verilerinin kalitesi:

Gözetim sisteminin yüksek gürültü bağışıklığı;

Yüksek gözlem sıklığı;

Mekansal artırma olasılığı;

Nokta uyarısı (titreşim eylemi) nedeniyle sismik sinyalin yüksek frekans bileşeni oranında %30 artış.

Tekniği kullanmanın dezavantajları.

Slip-Sweep işlemi, kesintisiz sismik veri toplama ile bir akış bilgisi ortamında bir "boru hattı" işlemidir. Kesintisiz kayıt ile, sismik kompleks operatörünün sismik veri kalitesi üzerindeki görsel kontrolü önemli ölçüde sınırlıdır. Herhangi bir arıza, toplu reddedilmelere veya iş durmalarına neden olabilir. Ayrıca, saha bilgi işlem merkezinde sismik verilerin müteakip kontrolü aşamasında, saha hazırlık ve ön saha veri işleme desteği için daha güçlü bilgisayar sistemlerinin kullanılması gerekmektedir. Bununla birlikte, bilgisayar ekipmanı satın alma maliyetleri ve ayrıca kayıt kompleksini güçlendirme ekipmanı, uygulama süresini azaltarak yüklenicinin karı kapsamında ödenir. Diğer şeylerin yanı sıra, fiziksel gözlemleri işlemek için profiller hazırlamak için daha verimli lojistik prosedürler gereklidir.

Samaraneftegeofizik çalışması 2012 yılında Slip-Sweep yöntemi kullanılarak gerçekleştirilirken aşağıdaki ekonomik göstergeler elde edilmiştir (Tablo 1).

Tablo 1.

Çalışma yöntemlerini karşılaştırmak için ekonomik göstergeler.

Bu veriler, aşağıdaki sonuçları çıkarmamızı sağlar:

1. Aynı miktarda çalışma ile, Slip-Sweep çalışmasının genel verimliliği, "standart" yöntemle yapılan çalışmadan %63.6 daha yüksektir.

2. Verimlilikteki artış, çalışma süresini doğrudan etkiler (%38,9 azalma).

3. Slip-Sweep yöntemi kullanıldığında saha sismik operasyonlarının maliyeti %4,5 daha düşüktür.

Edebiyat

1. Patsev Başkan Yardımcısı, 2012. Samaraneftegaz OJSC'nin Zimarny lisans alanı içinde nesne üzerindeki çalışmanın uygulanmasına ilişkin rapor; alan sismik araştırması CDP-3D. 102 sn.

2. Patsev VP, Shkokov OE, 2012. Samaraneftegaz OJSC'nin Mozharovsky lisans alanı içinde nesne, saha sismik araştırması CDP-3D üzerindeki çalışmanın uygulanması hakkında rapor. 112 s.

3. Gilaev G.G., Manasyan A.E., Ismagilov A.F., Khamitov I.G., Zhuzhel V.S., Kozhin V.N., Efimov V.I., 2013. Slip-Sweep tekniğine göre CDP-3D sismik keşif deneyimi. 15 sn.

Açıkçası, sismik araştırmaların ana görevleri mevcut seviye enstrümantasyon şunlardır:
1. Yöntemin çözünürlüğünün arttırılması;
2. Çevrenin litolojik bileşimini tahmin etme imkanı.
Son 30 yılda, temeli ortak derinlik noktası yöntemi (CDP) olan dünyada petrol ve gaz sahalarının sismik keşiflerinin en güçlü endüstrisi yaratıldı. Ancak, CDP teknolojisi geliştikçe ve geliştikçe, bu yöntemin ayrıntılı yapısal sorunları çözmede ve çevrenin bileşimini tahmin etmede kabul edilemezliği giderek daha belirgin hale geliyor. Bu durumun nedenleri, alınan (sonuç olarak) verilerin (bölümlerin) yüksek bütünlüğü, yanlış ve sonuç olarak çoğu durumda etkin ve ortalama hızların yanlış belirlenmesidir.
Cevher ve petrol bölgelerinin karmaşık ortamlarında sismik aramanın tanıtılması, özellikle makine işleme ve yorumlama aşamasında, temelde yeni bir yaklaşım gerektirir. Yeni gelişen yönler arasında en umut verici olanlardan biri, sismik dalga alanının kinematik ve dinamik özelliklerinin kontrollü bir yerel analizi fikridir. Temelinde, karmaşık ortam malzemelerinin farklı işlenmesi için bir metodoloji geliştirilmektedir. Diferansiyel sismik araştırma (MDS) yöntemi, ilk sismik verilerin küçük bazlarda yerel dönüşümlerine dayanır - CDP'deki integral dönüşümlere göre diferansiyel. Bir yandan hodograf eğrisinin daha doğru bir şekilde tanımlanmasına yol açan küçük tabanların kullanılması, diğer yandan karmaşık girişim yapan dalga alanlarının işlenmesini mümkün kılan varış yönünde dalgaların seçilmesi, diğer yandan, kullanmak için ön koşullar diferansiyel yöntem zor sismojeolojik koşullarda, yapısal yapıların çözünürlüğünü ve doğruluğunu arttırın (Şekil 1, 3). MDS'nin önemli bir avantajı, ortamın malzeme bileşimini belirlemenin temeli olan bölümün petrofiziksel özelliklerini elde etmeyi mümkün kılan yüksek parametrik ekipmanıdır.
Rusya'nın çeşitli bölgelerinde yapılan kapsamlı testler, MDS'nin CDP'nin yeteneklerini önemli ölçüde aştığını ve karmaşık ortam araştırmalarında ikincisine bir alternatif olduğunu göstermiştir.
Sismik malzemelerin farklı şekilde işlenmesinin ilk sonucu, incelenen ortamdaki yansıtıcı elemanların (alanlar, sınırlar, noktalar) dağılımının doğasını yansıtan MDS'nin (S - bölümü) derin bir yapısal bölümüdür.
Yapısal yapılara ek olarak, MDS, sismik dalgaların (parametrelerin) kinematik ve dinamik özelliklerini analiz etme yeteneğine sahiptir ve bu da jeolojik bölümün petrofiziksel özelliklerinin değerlendirilmesine devam etmeyi mümkün kılar.
Yarı akustik sertlik (A - bölümü) bir bölüm oluşturmak için, sismik elemanlara yansıyan sinyallerin genliklerinin değerleri kullanılır. Ortaya çıkan A - bölümleri, zıt jeolojik nesneleri ("parlak nokta"), tektonik bozulma bölgelerini, büyük jeolojik blokların sınırlarını ve diğer jeolojik faktörleri tanımlamak için jeolojik yorumlama sürecinde kullanılır.
Yarı-absorpsiyon (F) parametresi, alınan sismik sinyalin frekansının bir fonksiyonudur ve kayaların yüksek ve düşük konsolidasyon bölgelerini, yüksek absorpsiyon bölgelerini ("karanlık nokta") tanımlamak için kullanılır.
Büyük bölgesel blokların petro-yoğunluk ve litolojik farklılıklarını karakterize eden ortalama ve aralıklı hız bölümleri (V, I - bölümler) petrofiziksel yüklerini taşır.

FARKLI İŞLEME ŞEMASI:

İLK VERİLER (ÇOKLU ÇATIŞMA)

ÖN İŞLEME

SİSMOGRAMLARIN DİFERANSİYEL PARAMETRİZASYONU

PARAMETRELERİ DÜZENLE (A, F, V, D)

DERİNLİK SİSMİK KESİTLER

PETROFİZİK PARAMETRE KARTLARI (S, A, F, V, I, P, L)

PARAMETRİK HARİTALARIN DÖNÜŞÜMLERİ VE SENTEZİ (JEOLOJİK OBJELERİN GÖRÜNTÜLERİNİN OLUŞUMU)

ÇEVRE FİZİKSEL VE ​​JEOLOJİK MODELİ

Petrofiziksel parametreler
S - yapısal, A - yarı katılık, F - yarı emilim, V - ortalama hız,
I - aralık hızı, P - yarı yoğunluk, L - yerel parametreler

Taşımadan sonra CDP zaman çizelgesi

Derinlik bölümü MDS

Pirinç. 1 CAP VE MDS'NİN ETKİNLİĞİNİN KARŞILAŞTIRILMASI
Batı Sibirya, 1999

Taşımadan sonra CDP zaman çizelgesi

Derinlik bölümü MDS

Pirinç. 3 CAP VE MDS VERİMLİLİKLERİNİN KARŞILAŞTIRILMASI
Kuzey Karelya, 1998

Şekil 4-10, çeşitli jeolojik koşullarda MDS işleminin tipik örneklerini göstermektedir.

CDP zaman bölümü

Yarı emilim bölümü Derinlik bölümü MDS

Orta hızda kesim

Pirinç. 4 Sismik verilerin koşullarda farklı işlenmesi
kayaların karmaşık çıkıkları. Profil 10. Batı Sibirya

Diferansiyel işleme, sismik bölümün batı kesiminde karmaşık bir dalga alanını deşifre etmeyi mümkün kıldı. MDS verilerine göre, üretken kompleksin bir "çöküşünün" gözlendiği alanda bir aşırı yük bulundu (PK PK 2400-5500). Petrofiziksel özelliklerin (S, A, F, V) bölümlerinin kapsamlı bir yorumunun bir sonucu olarak, artan geçirgenlik bölgeleri tanımlanmıştır.

Derinlik bölümü MDS CDP zaman bölümü

Yarı akustik sertlik bölümü Yarı emilim bölümü

Orta hızda kesim Aralık Hız Bölümü

Pirinç. 5 Aramada sismik verilerin özel işlenmesi
hidrokarbonlar. Kaliningrad bölgesi

Bilgisayarda özel işlem, bir dizi parametrik bölüm (parametre haritaları) elde etmeyi mümkün kılar. Her parametrik harita, ortamın belirli fiziksel özelliklerini karakterize eder. Parametrelerin sentezi, bir petrol (gaz) nesnesinin "görüntüsünün" oluşumunun temeli olarak hizmet eder. Entegre bir yorumun sonucu, hidrokarbon birikintileri için bir tahminle çevrenin bir Fiziko-Jeolojik Modelidir.

Pirinç. 6 Sismik verilerin diferansiyel işlenmesi
bakır-nikel cevherleri ararken. Kola Yarımadası

Özel işlemler sonucunda, çeşitli sismik parametrelerin anormal değerlerinin olduğu alanlar ortaya çıkarıldı. Kapsamlı veri yorumlaması, aşağıdaki pertofiziksel özelliklerin gözlendiği 3600-4800 m noktalarında cevher nesnesinin (R) en olası konumunu belirlemeyi mümkün kılmıştır: nesnenin üzerinde yüksek akustik sertlik, nesnenin altında güçlü absorpsiyon ve azalma nesne alanındaki aralık hızlarında. Bu "görüntü", Kola süper derin kuyusu alanındaki derin sondaj alanlarında daha önce elde edilen R standartlarına karşılık gelir.

Pirinç. 7 Sismik verilerin diferansiyel işlenmesi
hidrokarbon birikintileri ararken. Batı Sibirya

Bilgisayarda özel işlem, bir dizi parametrik bölüm (parametre haritaları) elde etmeyi mümkün kılar. Her parametrik harita, ortamın belirli fiziksel özelliklerini karakterize eder. Parametrelerin sentezi, bir petrol (gaz) nesnesinin "görüntüsünün" oluşumunun temeli olarak hizmet eder. Entegre bir yorumun sonucu, hidrokarbon birikintileri için bir tahminle çevrenin fiziksel ve jeolojik bir modelidir.

Pirinç. 8 Pechenga yapısının jeosismik modeli
Kola Yarımadası.

Pirinç. 9 Baltık Kalkanı'nın kuzeybatı kesiminin jeosismik modeli
Kola Yarımadası.

Pirinç. 10 Profil boyunca yarı yoğunluklu bölüm 031190 (37)
Batı Sibirya.

Petrol içeren tortul havzalar, yeni teknolojinin tanıtımı için uygun bir bölüm türü olarak sınıflandırılmalıdır. Batı Sibirya... Şekil, bir R-5 PC'de MDS programları kullanılarak oluşturulmuş yarı yoğunluklu bir bölümün bir örneğini göstermektedir. Ortaya çıkan yorumlama modeli, sondaj verileriyle iyi bir uyum içindedir. 1900 m derinliklerde koyu yeşil ile işaretlenmiş litotip, 2 km'den daha derinlerde Bazhenov Formasyonunun çamurtaşlarına - Jura öncesi temelin (bodrum) kayalarına, yani. Bölümün en yoğun litotipleri. Sarı ve kırmızı çeşitleri kuvars ve çamurtaşı kumtaşları, açık yeşil litotipler ise silttaşlarına karşılık gelmektedir. Kuyunun dip deliği kısmında petrol-su temasının altında rezervuar özelliği yüksek kuvars kumtaşlarından bir mercek açılmıştır.

MDS VERİLERİNE GÖRE JEOLOJİK KISIM TAHMİN EDİLMESİ

Arama ve arama aşamasında MDS, hem yapısal haritalamada hem de malzeme tahmini aşamasında arama sürecinin ayrılmaz bir parçasıdır.
İncirde. Şekil 8, Pechenga yapısının Geosismik modelinin bir parçasını göstermektedir. Yakıtların ve yağlayıcıların temeli, Kola süper derin kuyusu SG-3 alanındaki Uluslararası KOLA-SD ve 1-EB deneylerinin sismik malzemeleri ve arama ve keşif çalışmalarından elde edilen verilerdir.
MDS'nin jeolojik yüzey ve derin yapısal (S) bölümlerinin gerçek bir jeolojik ölçekte stereometrik kombinasyonu, Pechenga senklinoryumunun mekansal yapısının doğru bir şekilde anlaşılmasını mümkün kılar. Ana cevher içeren kompleksler karasal ve tüflü kayaçlarla temsil edilir; çevredeki basitlerle olan sınırları, Pechenga yapısının derin kısmında cevher içeren ufukların güvenilir bir şekilde haritalanmasını sağlayan güçlü sismik sınırlardır.
Ortaya çıkan sismik çerçeve, Pechenga cevher bölgesinin Fiziko-Jeolojik Modeli için yapısal bir temel olarak kullanılır.
İncirde. 9, Baltık Kalkanı'nın kuzeybatı kısmının jeosismik modelinin unsurlarını göstermektedir. SG-3 - Liinakha-mari hattı boyunca 1-EB jeotravers parçası. Geleneksel yapısal kesite (S) ek olarak, parametrik kesitler elde edildi:
A - yarı-sertlik bölümü, çeşitli jeolojik blokların kontrastını karakterize eder. Pechenga bloğu ve Liinakhamari bloğu, yüksek akustik sertlik ile ayırt edilir; Pitkäjärva senklinalinin bölgesi en az kontrastlı olanıdır.
F - yarı-absorpsiyon bölümü, dağın konsolidasyon derecesini gösterir
kayalar. En küçük absorpsiyon, Liinakhamari bloğunun özelliğidir ve en yüksek olanı Pechenga yapısının iç kısmında belirtilmiştir.
V, I - ortalama ve aralık hızlarının bölümleri. Kinematik özellikler, bölümün üst kısmında belirgin şekilde heterojendir ve 4-5 km seviyesinin altında sabitlenir. Pechenga bloğu ve Liinakhamari bloğu, daha yüksek hızlarla karakterize edilir. I - bölümündeki Pitkäjärva senklinalinin kuzey kesiminde, plan olarak dağılım alanına karşılık gelen Vi = 5000-5200 m / s aralık hızlarının tutarlı değerlerine sahip "oluk benzeri" bir yapı vardır. Geç Arkeen granitoyidleri.
MDS'nin parametrik bölümlerinin ve diğer jeolojik ve jeofizik yöntemlerin malzemelerinin kapsamlı yorumu, Baltık Kalkanı'nın Batı Kola bölgesinin Fiziko-Jeolojik bir modelini oluşturmanın temelidir.

ÇEVRE LİTOLOJİSİNİN TAHMİNİ

MDS'nin yeni parametrik yeteneklerinin tanımlanması, çeşitli sismik parametrelerin çevrenin jeolojik özellikleri ile ilişkisinin incelenmesi ile ilişkilidir. MDS'nin yeni (mastered) parametrelerinden biri yarı yoğunluktur. Bu parametre, iki litofizik kompleksin sınırında sismik sinyal yansıma katsayısının işaretinin incelenmesi temelinde tanımlanabilir. Sismik dalgaların hızlarındaki önemsiz değişikliklerle, dalganın işaret özelliği esas olarak kayaların yoğunluğundaki değişiklik ile belirlenir, bu da ortamın malzeme bileşimini bazı kesit türlerinde yeni bir parametre kullanarak incelemeyi mümkün kılar.
Batı Sibirya'nın petrol içeren tortul havzaları, yeni teknolojinin tanıtımı için uygun bir bölüm türü olarak adlandırılmalıdır. Aşağıda Şekil. Şekil 10, bir R-5 PC'de MDS programları kullanılarak oluşturulmuş bir yarı yoğunluklu bölümün bir örneğini göstermektedir. Ortaya çıkan yorumlama modeli, sondaj verileriyle iyi bir uyum içindedir. 1900 m derinliklerde koyu yeşil ile işaretlenmiş litotip, 2 km'den daha derinlerde Bazhenov Formasyonunun çamurtaşlarına - Jura öncesi temelin (bodrum) kayalarına, yani. bölümün en yoğun litotipleri. Sarı ve kırmızı çeşitleri kuvars ve çamurtaşı kumtaşlarıdır; açık yeşil litotipler silttaşlarına karşılık gelir. Petrol-su temasının altındaki kuyunun dip delik kısmında kuvars kumtaşlarından oluşan bir mercek açıldı.
yüksek rezervuar özelliklerine sahiptir.

BAŞLIK VE KALDIRMA VERİLERİNİN KARMAŞTIRILMASI

Bölgesel ve arama ve arama çalışmaları yürütülürken, CDP, bölümün yüzeye yakın kısmının yapısı hakkında veri elde etmek her zaman mümkün değildir, bu da jeolojik haritalama malzemelerinin derin sismik araştırma malzemelerine bağlanmasını zorlaştırmaktadır (Şek. 11). Böyle bir durumda, MPV'nin OGP versiyonunda profil oluşturmasının veya MPV-OGP'nin özel teknolojisini kullanarak mevcut CDP materyallerinin işlenmesinin kullanılması tavsiye edilir. Alttaki çizim, Merkez Karelya'da çalışılan CDP sismik profillerinden birinde MPV ve CDP'den gelen verilerin hizalanmasına bir örnek göstermektedir. Elde edilen malzemeler, derin yapıyı jeolojik bir harita ile ilişkilendirmeyi ve çeşitli minerallerin cevher yatakları için umut veren Erken Proterozoik paleo çöküntülerinin yerini netleştirmeyi mümkün kıldı.

Konu 6. Sismik araştırma metodolojisi ve teknolojisi 8 saat, ders No. 16 ve No. 19 Ders No. 17
Ortak derinlik noktası yöntemi (CDP)
CDP-2D'deki gözlem sistemleri

Ortak derinlik noktası yönteminin temelleri

CDP yönteminin özü

6 katlı bir CDP sistemi ile izleri istiflerken çoklu yansıma zayıflamasının şematik örneği.

CDP tekniği için temel gereksinimler

Tekli ve çoklu yansıyan dalgaların CDP hodografları

Yansıyan katların CMP hodografları

Gözlem sisteminin nicel özellikleri

Gözlem sistemleri CDP 2D