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

бесплатно 0
4.5 144
Особенности сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D кабельными телеметрическими системами ХZone на Восточно-Перевозной площади Баренцева моря. Прогнозная оценка возможности выделения нефтегазонасыщенных объектов с использованием технологии AVO-анализа.

Скачать работу Скачать уникальную работу

Чтобы скачать работу, Вы должны пройти проверку:


Аннотация к работе
Работы проводились Опытно-методической партией ООО «Донгеофизика» (субподрядчик) и ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» (субподрядчик). За 30 лет объем опорного, поискового и разведочного бурения составил 669 тыс. пог. м, выявлено 5,5% от начальных суммарных ресурсов нефти и 5,1% газа, что позволило нефтяникам и газовикам извлечь из недр 7,2 млн. т нефти и 12,2 млрд. м3 газа. Основными объектами геологического изучения, обеспечивающими дальнейший прирост запасов нефти, являются три нефтегазоносных комплекса: верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный, содержащий 26,4 % от суммы перспективных и прогнозных ресурсов нефти по НГО в целом и 35,4 % от суммы ресурсов по комплексу провинции; доманиково-турнейский карбонатный, содержащий соответственно 20,6 и 17,4 %; верхневизейско-нижнепермский содержит 15,2 % от суммы ресурсов по комплексу. Центральная станция регистрации, изображенная на рисунке 2.1 (ЦСР) выполнена в виде стойки со встроенными в нее серверами, системой электропитания и подключенными периферийными устройствами, она может быть использована как при проведении работ в транзитных зонах (система XZONE® Marsh Line), так и при сухопутных работах (XZONE® Fly Lander). В зависимости от проводимых работ в системе предусмотрены следующие исполнения измерительного модуля: при работе в водной среде (мелководье, транзитные зоны) устанавливается датчик давления - гидрофон и одно-или трехкомпонентные датчики смещения - геофоны, при работе на суше устанавливаются только одно-или трехкомпонентные геофоны.

Список литературы
Суммарные разрезы по объекту выполнены по всем профилям. Все профили состоят из разного количества расстановок, количество их колеблется от 2 до 12. Расстановки объединялись по мере их поступления на обработку, в результате, выполнены все. Всего отработано 20 сумм, 117 расстановок. Схема отработанных профилей представлена на рисунке 3.8. Все отсортированные сейсмограммы геофона с введенной геометрией, а также суммарные разрезы, записанные в формате SEG-Y на диски DVD, были переданы заказчику.

Рисунок 3.8 - Схема отработанных профилей

По всем профилям построены разрезы ОГТ. На рисунке 3.9 изображена трехмерная визуализация разрезов. С помощью этой программы определяется реальное расположение профилей, и отслеживаются их пересечения. Качество материала сильно зависело от поверхностных условий отстрела и регистрации, а также от погодных условий на море.

Н рисунках 3.10, 3.11, 3.12 показан ряд окончательных временных разрезов по различным профилям субширотного представления (юго-западно северо-восточного направления). сейсморазведочный нефтегазонасыщенный телеметрический система

Рисунок 3.10 - Профиль 30903

Рисунок 3.11 - Профиль 30904

Эти разрезы в комплексе с рисунками 2.12 и 3.8 дают достаточно наглядное отображение структуры геологического разреза исследуемой площади, а также целевых объектов различного характера, которые можно разделить на две зоны: - западного интервала площади с характерными представлениями рифогенных объектов, как это было отмечено в разделе 3.3;

- восточного интервала площади, отображающей зону передовых надвигов Пайхойско-Новоземельского складчатого пояса.

Эти две зоны разделяются интервалом сопряжения субмеридионального характера с наличием субширотных сдвигов вдоль этой области.

Рисунок 3.12 - Профиль 30908

Обработка и интерпретация материалов для вышеуказанных зон должна носить ориентированный характер с учетом структуры волнового поля и возможности выделения целевых объектов с последующей их интерпретацией.

Очевидно, что если в первом случае выделение объектов достаточно уверенное, по крайней мере, для верхней части карбонатного разреза, то для второго случая проведение даже структурных построений является в ряде случаев весьма проблематичным.

В то же время, говоря об относительно уверенном выделении целевых объектов в западном секторе исследуемой площади, для полноценной интерпретации выделяемых объектов рифоподобного представления требуется проведение углубленной обработки прогнозного характера, обеспечивающей количественные характеристики свойств разреза, выделяемых коллекторов и состояния их флюидонасыщения.

Представляется целесообразным дать прогнозную оценку возможности использования для этих целей технологии AVO-анализа, которая широко используется в настоящее время. Принципиально важным моментом в данном случае является то, что для Варандей-Адзьвинской зоны характерно нефтенасыщение целевых объектов.

4. Выделение перспективных карбонатных объектов и предварительная их прогнозная оценка

4.1 Определение зон развития рифовых объектов

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции развиты практически все известные типы терригенных и карбонатных коллекторов с самыми разными фильтрационно-емкостными свойствами и самые различные по составу и удерживающим свойствам покрышки. Столь же разнообразен набор встречающихся в провинции антиклинальных и куполовидных структур (часто осложненных тектоническими нарушениями) и неантиклинальных ловушек различного типа (рифогенных карбонатных построек, рукавообразных песчаных тел руслового типа, баровых песчаных тел и т.д.). Наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на Печоро-Колвинскую (32 %), Хорейверскую (21 %) и Варандей-Адзьвинскую (19 %) НГО.[3]

Детализация прогноза нефтегазоносности акваторий может быть достигнута на основе анализа распространения доминантных ресурсообразующих нефте- и газоматеринских свит, ловушек, изолирующих покрышек, способных аккумулировать и сохранять углеводороды в периоды их активной эмиграции из очагов генерации, а также геодинамических условий формирования УВ-скоплений. В рассматриваемом регионе можно констатировать присутствие сравнительно ограниченного набора доминантных нефтематеринских свит, обеспечивающих нефтяной и газонефтяной профиль районов и зон концентрации углеводородов.[4]

Среди комплексов наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-франский, фран-турнейский и средневизей-нижнепермский толщи мощностью 100-500 м. Прогнозные ресурсы нефти распределены по глубинам следующим образом: до 3 км - 63 %, от 3 до 5 км - 33 %, от 5 до 7 км - ~ 4 %.[3]

Варандей-Адзьвинская зона представлена тремя приразломными валами северо-западного простирания: Медынско-Сарембийским, Сорокина (или Варандейским) и Гамбурцева. Валы разделяются Мореюской и Верхнеадзьвинской впадинами. Структуры Варандей-Адзьвинской зоны на востоке частично перекрыты Вашуткинско-Талотииской складчато-надвиговой системой. На локальных поднятиях валов Сорокина и Медынско-Сарембойского, а также на их морских продолжениях в каменноугольно-нижнепермских и более глубоких слоях открыт ряд нефтяных месторождении: Вараидей и Варандей-море, Медынское и Медынское-море, Торавейское, Лабаганское и др.

Продуктивность провинции, соответствующей Тимано-Печорской плите, установлена практически по всему разрезу осадочного чехла. При этом наибольшие глубины, на которых отмечены нефте и газопроявления, составляют 5-6 км. В составе отложений выделяется до 8 нефтегазоносных комплексов (таблица 13).[8]

Таблица 13 - Нефтегазоносные комплексы Тимано-Печорской плиты

Нефтегазоностный комплекс Индекс Формационный состав Число залежей

Ордовикский O Терригенный > 50

Силурийско- нижнедевонский S - D1 Сульфатно- карбонатный > 50

Девонский D2 - D3 frs I Терригенный ? 90

Верхнедевонский D3 Карбонатный > 15

Нижнекамен-ноугольный C1 Карбонатно-терригенный до 5

Каменноугольно-пермский C1 v3 - P1 Карбонатный ? 60

Пермский C1 kun - P2 Терригенный до 20

Триасовый T Терригенный до 15

Промышленные месторождения сосредоточены в поровых, кавернозных и трещинных коллекторах, пористость которых в зависимости от истории захоронения, глубины, фациального состава и последующих изменений составляет 5-30 % при наиболее частом интервале 10-20 %. Карбонаты и глинистые породы в целом имеют несколько меньшую пористость (5-15 %), которая в отдельных случаях снижается до 0,5 % или поднимается до 20 %. Ловушки представлены структурным, литологическим и смешанным типами. Структурные ловушки выражены как отдельными антиклиналями, брахиантиклиналями и куполовидными складками, так и линейными зонами надразломных, надвиговых и поднадвиговых складок, осложненных разрывными нарушениями. Среди литологических ловушек особое место занимают рифовые постройки в палеозойских карбонатах, а также песчаные толщи внутренних и окраинных погружений в том числе - русловые, дельтовые и баровые комплексы палеозоя и триаса.

Региональные флюидоупоры представлены кыновско-саргаевскимн аргиллитами, уплотненными глинами, глинистыми известняками и фаменскими ангидритами верхнего девона, которые запечатывают залежи среднедевонско-нижнефранского комплекса. Яснополянские глинисто-аргиллитовые породы нижнего карбона служат покрышкой для залежей в верхнем девоне и, возможно, в более глубоких комплексах. Артинско-кунгурские глины и кунгурские глинисто-хемогенные отложения нижней перми экранируют скопления в каменноугольных и нижнепермских отложениях.

На рисунке 4.1 приведены прогнозные схемы развития рифогенных объектов в пределах Тимано-Печорской плиты по данным Б.В. Сенина.

Рисунок 4.1 - Схема распространения рифовых резервуаров на Тимано-Печорской плите: 1 - каменноугольных-раннепермских; 2 - девонских

На рисунке 4.2 изображены потенциальные зоны нефтепродуктивности по среднекаменноугольному-нижнеартинскому комплексу отложений, верхнедевонскому и ордовик-нижнедевонскому комплексам также представленных Б.В. Сениным.

Рисунок 4.2 - Зоны нефтепродуктивности Тимано-Печорской провинции: 1 - средне-каменноугольно-нижнеартинский комплекс; 2 - верхнедевонский комплекс; 3 - ордовик-нижнедевонский (объединенный) комплекс

В последующие годы Григоренко Ю.Н., Кирюхиной Т. А. и др. были получены различные аналогичные схемы, которые дополняют и подтверждают работу Сенина Б.В.

Мною для уточнения особенностей рифогенных объектов в целом и для рассматриваемого участка работ была синтезирована комплексная схема положения рифогенных объектов, представленная Кирюхиной Т.А., наложенная на тектоническую схему севера Печорской синеклизы по среднему структурному ярусу (D2 - T)(По Сенину Б.В.), особенность которой в наличии сбросо-сдвиговых явлений, имеющих важное значение. На рисунке 4.3а представлена данная схема, а на рисунке 4.3б - фрагмент этой схемы для целевого участка работ.

а) б)

Рисунок 4.3 - Тектоническая схема севера Печорской синеклизы по среднему структурному ярусу (D2 - Т) [По Сенину Б.В.]: 1 - границы тектонических элементов: а - региональных, б - субрегиональных, в - прочих; тектонические элементы: Печоро-Колвинская (I), Варандей-Адзьвинская (II), Ижма-Печорская (III). Кротаихинскнй прогиб (IV); 2 - некоторые локальные поднятия; 3 - разломы: а - надвиги и взбросы; б - сдвиги; в - прочие; 4 - месторождения: а - нефти: б - газа и конденсата; 5 дискордантные сбросо-сдвиговые смещения в кристаллическом фундаменте; 6 - месторождения смешанного состава; 7 - границы и номера лицензионных участков; 8 - зона биогемных построек ПОТ.А. Кирюхиной

Данные схемы отражают более сложную структуру рифогенных объектов за счет вышерассмотренных причин, что наглядно обосновывает необходимость специализированной обработки сейсмических материалов с использованием технологии прогнозной оценки свойств разреза и коллекторов том числе.

4.2 Прогноз изменения характеристик петрофизических моделей карбонатных коллекторов и классификация отражений в зависимости от модели и насыщения

В основе прогнозной оценки свойств разреза чаще всего используется изменение коэффициентов отражения от границ коллекторов для условий акустической или упругой модели среды. При этом необходимо учитывать, что свойство коллекторов и модели в целом меняются не только от пористости, но и от характера насыщения коллекторов.

Для оценки изменения параметров модели в зависимости от пористости и насыщения выполнены расчеты изменения скорости продольных волн (VP) и объемной плотности (?) с использованием уравнений среднего времени при различных свойствах насыщающих флюидов (вода, нефть, газ).

(1)

(2)

Где Кп - коэффициент пористости;

VM - минералогическая скорость скелета (Кп = 0);

Vf - скорость флюида;

VP - скорость продольной волны;

? - объемная плотность;

?f - плотность флюида;

?СК - плотность скелета.

Параметры исходной модели: Vp = 6.5км/с; ?min = 2.8г/см3.

Таблица 14 - Характеристики насыщения флюидов вода нефть газ

На рисунке 4.4 и 4.5 приведены полученные графики изменения скорости продольных волн и объемной плотности в зависимости от пористости при различных условиях насыщения (вода, нефть, газ).

Рисунок 4.4 - График изменения скорости продольной волны в зависимости от пористости и насыщения

Очевидно, что увеличение пористости приводит к уменьшению скорости продольных волн. Такой же эффект наблюдается и при изменении характера насыщения в представлении от воды и газа, что также приводит к уменьшению скорости. Аналогичные изменения характерны и для изменения объемной плотности коллекторов.

Рисунок 4.5 - График зависимости объемной плотности коллектора от пористости и характера насыщения

На основе полученных зависимостей VP и ? в зависимости от пористости и насыщения можно получить соответствующие представления об изменениях акустических жесткостей коллекторов, которые показаны на рисунке 4.6.

Рисунок 4.6 - График изменения акустической жесткости коллекторов в зависимости от пористости и насыщения

Для того, чтобы оценить отражающие свойства коллекторов в условиях различного характера их насыщения, необходимо задаться соответствующими параметрами покрышки, т.е. перекрывающих или вмещающих пород.

В качестве покрышки возможны: - глинисто-аргиллитовые отложения;

- эвапоритовые комплексы;

- ангидрито-доломитовые отложения.

Задаваясь соответствующими параметрами VP и ? для перекрывающих отложений, были рассчитаны графики коэффициентов отражения для случая нормального падения на границу, т.е. для условий акустической модели среды.

На рисунке 4.7, 4.8, 4.9 показаны графики изменения коэффициентов отражения в зависимости от пористости и насыщения для трех различных моделей.

Рисунок 4.7 - График изменения коэффициентов отражения в зависимости от коэффициента пористости в случае, когда покрышка представлена глинисто-аргиллитовым комплексом

Рисунок 4.8 - График изменения коэффициентов отражения в зависимости от коэффициента пористости в случае, когда покрышка представлена эвапоритовым комплексом

Рисунок 4.9 - График изменения коэффициентов отражения в зависимости от коэффициента пористости в случае, когда покрышка представлена ангидрито-доломитовым комплексом

Учитывая, что для данного района Варандей-Адзьвинской структурной зоны характерно нефтенасыщение коллекторов, то рассмотрим классификацию нефтенасыщенных коллекторов аналогично классификации Резерфорда и Уильямса для газонасыщенных коллекторов терригенного разреза. В нашем случае коллектора карбонатные и диапазон пористости их для перспективных интервалов от нижнедевонских до карбон-нижнепермских изменяется от 7-8% до 15-20%.

В этом случае для варианта первой модели нефтенасыщение коллектора будут относиться к I классу, когда коэффициенты отражения положительные и могут быть достаточно большими, что характерно для высокоскоростных коллекторов относительно низкопористого представления. При этом практически такое представление характерно для всех интервалов целевых объектов от нижнедевонских до нижнепермских коллекторов включительно. Этот класс отражений нередко называют “тусклым пятном”.

Для второго варианта модели нефтенасыщенные коллектора могут быть могут быть представлены двумя классами (I, II). Для глубоких отложений нижнедевонского возраста и отчасти франского это коллектора первого класса, и для верхнедевонско-карбон-нижнепермских отложений будем иметь знакопеременную ситуацию II класса представления коллекторов, так называемую ситуацию “темного пятна”.

Для третьего варианта модели (рисунок 4.9) нефтенасыщение коллектора относится к III классу, который характеризуется ситуацией “яркого пятна”. При этом коэффициенты отражения отрицательные, т.е. испытывают обращение фазы и возрастают с увеличением коэффициента пористости.

Представленная классификация нефтенасыщенных коллекторов отражает широкий диапазон возможных вариаций отражающих свойств последних в реальных условиях. Кроме того, приведенные результаты не дают достаточного обоснования к выделению продуктивных коллекторов с учетом однонаправленного изменения коэффициентов отражения в зависимости от пористости и насыщения. Это является ограничением использования акустической модели разреза, что характерно при использовании прогнозной оценки коллекторов для технологии “яркого пятна”. Поэтому проведение более объективной оценки возможности прогнозной оценки выделения нефтегазонасыщенных коллекторов для рассматриваемых условий далее будет рассмотрена более современная технология AVO-анализа, использующая в своей основе представления упругой модели среды с использованием для этого не временных разрезов МОГТ, а первичных сейсмограмм, соответственно обработанных и трансформированных в угловые представления.

4.3 Оценка возможности выделения нефтенасыщенных карбонатных коллекторов C - D отложений с использованием технологии AVO-анализа

Для определения возможности использования современной технологии прогнозной оценки свойств разреза AVO-анализа, который базируется на расчете коэффициентов отражения в зависимости от угла, мною были выполнены соответствующие расчеты для основных продуктивных интервалов.

Для вычислений воспользовалась аппроксимация уравнения коэффициента отражения Цеппритца, которая была дана Шуэ в 1985 году.[1]

В тоже время приведенные выше расчеты VP и ? для карбонатных коллекторов были использованы для формирования представления параметровупругой модели.

На рисунке 4.10, 4.11, 4.12 даны графики коэффициентов отражения для нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов для первого и третьего варианта моделей (перекрытие глинисто-аргилитовыми и ангидрито-доломитовыми отложениями).

Три серии данных графиков соответствуют трем стратиграфическим интервалам представленных коллекторов от нижнепермско-сарбоновых (рисунок 4.10), франских (рисунок 4.11) и нижнедевонских (рисунок 4.12).

Рисунок 4.10 - График коэффициентов отражения в зависимости от угла

Рисунок 4.11 - График коэффициентов отражения в зависимости от угла

Рисунок 4.12 - График коэффициентов отражения в зависимости от угла

Все вышеприведенные рисунки наглядно иллюстрируют приоритет ситуации для выделения продуктивных коллекторов для выделения третьей модели, т.е. в условиях, когда покрышка представлена глинисто-доломитовыми отложениями. Причем условия разрешения более убедительные для варианта нижнедевонских отложений.

Выполненные оценки могут быть существенно расширены при привлечении данных бурения и более сложного представления моделей. Однако представленные результаты уже убедительно показывают целесообразность проведения обработки с использованием ТЕХНОЛОГИИAVO-анализа или прямой инверсии сейсмической информации в параметры модели среды.[7]

После разбуривания скважин, целесообразно проведение многоволнового АК и поляризационных или многоволновых наблюдений ВСП в данных скважинах с уточнением возможности выделения нефтенасыщенных коллекторов для различных интервалов разреза и увязки этих данных с ререзультатами обработки профильных наблюдений по технологии AVO-анализа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящей дипломной работе показана эффективность применения технологии сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2Д кабельными телеметрическими системами XZONE на Восточно-Перевозной площади Баренцева моря.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи: · Были изучены геологические особенности района работ;

· Были проанализированы методика работ и аппаратурный комплекса;

· Рассмотрен оптимальный граф обработки данных;

· Изучение литературы позволило синтезировать схему распространения биогермных зон согласно тектонической схеме;

· Выполнены расчеты петрофизических свойств карбонатных коллекторов в зависимости от пористости и насыщения, изучены особенности отражающих свойств разреза, представленных различными моделями с учетом свойств покрышки.

· Выполнены расчеты для оценки возможности выделения продуктивных объектов с использованием AVO-анализа и показана целесообразность его использования.

Учитывая геологические особенности строения изучаемой площади, прогнозируемые объекты, связанные с нефтенасыщением, характеризуются относительно невысокими акустическими свойствами и для их выделения применялись специальные технология полевых работ, а также процедуры обработки сейсмической информации.

Возбуждение упругих колебаний осуществлялось источником «Пульс». При этом для повышения интенсивности записи производилось группирование 12 излучающих камер. В результате опытных работ была оптимизирована геометрия наблюдений, подобрана мощность источника упругих волн, выбраны параметры регистрации для конкретных условий изучаемого разреза.

Сейсмическая информация, полученная в пределах Восточно-Перевозной площади, характеризуется разнообразным качеством волнового поля.

При подборе графа обработки исходных материалов, зарегистрированных в условиях предельного мелководья, транзитных зон и суши выполнена унификация разнородной информации и получен материал, пригодный для последующей специализированной обработки.

Была проведена классификация насыщенных нефтью карбонатных коллекторов перекрытых различными покрывающими толщами: глинисто-аргиллитовыми, солевыми или ангидритными.

Полученные результаты отображают целесообразность для проведения проведения обработки профильных наблюдений 2D МОГТ по технологии AVO-анализа для уточнения положения разведочных скважин.

Автор выражает благодарность своему научному руководителю - Александру Григорьевичу Курочкину, кандидату геолого-минералогических наук, доценту кафедры геофизических методов поиска и разведки за неоценимую помощь в написании дипломной работы.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Воскресенский. Ю.Н., Изучение изменений амплитуд сейсмических отражений для поисков и разведки залежей углеводородов. Учебное пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа, 2001, 68с.

2. Гуленко В.И., Шумский Б.В. Технологии морской сейсморазведки на предельном мелководье и в транзитной зоне. Краснодар: КУБГУ, 2007 185 с.

3. Вассерман Б.Я., Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало XXI в.// Геология нефти и газа. 2009

4. Григоренко Ю.Н., Соболев В.С., Жукова Л.И., Особенности нефтегазонакопления в морских районах Западной Арктики (российский сектор).// Нефтегазовая геология. Теория и практика. №4. Т 6. 2011

5. Жгенти С.А., Запорожец Б.В., Технология и опыт применения системы XZONE® Marsh Line при 2D и 3D-сейсмических исследованиях на предельном мелководье транзитных зон.//Технологии сейсморазведки. №2. 2008

6. Кирюхина Т.А., Ступакова А.В., Качественный прогноз флюидов в месторождениях Печерского моря. 2009

7. Курочкин А.Г., Борисенко Ю.Д., Калайдика Г.В., Технология «Петросейс» теория и практика использования. Геофизика. Спец. выпуск «Технологии сейсморазведки I» 2002, с 121-125

8. Маргулис Е.А., Нефтегазоносные комплексы Печорского шельфа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - Т.4, 2009

9. Сенин Б.В., Особенности осадконакопления и распределения нефтеносных зон в Тимано-Печорской провинции.// Разведка и охрана недр. Т 7-8. 1999

10. ООО «ПГС-Хазар». Информационный отчет по детализационным сейсморазведочным работам МОГТ 2D, выполненным в 2009 г. в пределах Восточно-Перевозной площади. Ненецкий автономный округ.

Размещено на

Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность
своей работы


Новые загруженные работы

Дисциплины научных работ





Хотите, перезвоним вам?