Выбор условий возбуждения колебаний при сейсморазведке МГТ 2Д. В условиях западно – прикаспийской впадины

Неоген-четвертичные отложения распространены на всей рассматриваемой площади и представлены песчано-глинистыми отложениями.

Вышеуказанные комплексы надсолевых отложений отделены друг от друга стратиграфическими и угловыми несогласиями. Внутри комплексов наблюдается ряд локальных перерывов.

2.3 Тектоника.

В тектоническом отношении Вознесенский и Ивановский лицензионные участки располагаются в пределах западной бортовой зоны Прикаспийской впадины (прил. 1.3.1).

 В осадочном чехле исследуемого участка работ выделяются следующие структурные этажи: подсолевой, солевой и надсолевой.

В пределах районов, прилегающих к Прикаспийской впадине, в верхнедевонскую эпоху проявились две крупные фазы тектогенеза (предтиманская и предфаменская), сопровождающиеся образованием разрывных нарушений.

В пределах участка работ выделение предтиманских и предфаменских разрывных нарушений затруднено сложной волновой картиной сейсмических материалов, обусловленной соляно-купольной тектоникой.

Как уже упоминалось выше, начиная со среднефранского времени, Прикаспийская впадина развивается как глубоководная впадина, что приводит к накоплению в ее пределах маломощных депрессионных кремнисто-карбонатно-глинистых осадков.

Условия глубоководной впадины существовали вплоть до нижнепермской эпохи включительно.  В бортовой зоне в  этот период последовательно формируются  фаменско-нижнетурнейский, верхневизейско-нижнебашкирский и ассельско-артинский краевые рифы.

Предшествующими работами в надсолевом структурном этаже на исследуемой территории выделены следующие тектонические элементы: прибортовая моноклиналь, передовая (прибортовая) мульда и область активной соляной тектоники (первая соляная гряда).

Для прибортовой моноклинали, отделяющейся от передовой мульды серией тектонических нарушений, характерно пологое погружение на юго-восток. В пределах прибортовой мульды происходит резкое увеличение толщин надсолевых отложений.

Структурный план надсолевой части разреза в пределах участка работ сформирован в результате активного проявления процессов соляной тектоники. Первые признаки проявления соляной тектоники фиксируются в нижней части разреза пермо-триаса. Наиболее интенсивный рост соляных куполов совпадал по времени с региональными подъемами территории в предбайосское время и преднеогеновый период. Активный рост куполов сопровождался размывом пермо-триасового и юрско-палеогенового комплексов пород в пределах их сводовых частей и заложением многочисленных разрывных нарушений.

Менее интенсивные фазы роста соляных куполов наблюдались на протяжении юрского и мелового периодов и сопровождались образованием многочисленных стратиграфических и угловых несогласий на их склонах и сводах.

В результате перетока соляных масс к настоящему времени на участках проектируемых работ сформировалась протяженная передовая (прибортовая) мульда и примыкающая к ней область активного проявления соляной тектоники (первая соляная гряда и отдельные соляные купола). Формирование крупных соляных куполов сопровождалось образованием более мелких структурных форм: межкупольных поднятий, структур примыкания надсолевых отложений к соляным штокам и тектонически экранированных структур в присводовых частях куполов.

 

2.4 Нефтегазоносность.

Вознесенский и Ивановский лицензионные участки согласно нефтегазогеологическому районированию относятся к Прикаспийской нефтегазовой провинции.

В пределах участка работ промышленные залежи нефти и газа выявлены в отложениях нижнего карбона - Алексеевское, Левчуновское, Малышевское, Центральное и другие месторождения (прил. 1.3.1). В надсолевом комплексе месторождений в пределах участка не выявлено. Однако, промышленная нефтегазоносность и прямые признаки нефтегазонасыщения надсолевого комплекса, установленные на ряде площадей Прикаспийской впадины на территории Волгоградской, Саратовской и Астраханской областей, показывают, что участок работ попадает в зону региональной нефтегазоносности данного комплекса.

Предшествующими работами на участке и сопредельных площадях в разрезе надсолевых отложений осадочного чехла выделяются следующие продуктивные нефтегазоносные комплексы:

- пермо-триасовый карбонатно-терригенный  комплекс;

- юрский терригенно-карбонатный  комплекс;

- меловой терригенно-карбонатный  комплекс;

- палеоген-неогеновый терригенный  комплекс.

 

Пермо-триасовый карбонатно-терригенный комплекс. К данному нефтегазоносному комплексу относятся отложения верхней перми и триаса.

В разрезе этих отложений выделены высококачественные карбонатные и терригенные коллектора, а выявленные предшествующими работами МОГТ-2D перспективные структуры примыкают к разрывным нарушениям.

Нефтегазоносность верхнепермских отложений отмечена в скважинах бортовой зоны Прикаспийской впадины в отложениях уфимского, казанского и татарского ярусов. Газоносность, приуроченная к терригенным (песчаники пористостью до 15%) и карбонатным (трещиноватые и доломитизированные известняки) коллекторам, установлена в пределах Щербаковской и Вишняковской площадей Антиповско-Щербаковского мегавала. Нефтегазопроявления отмечены на Щербаковской, Ленинской, Светлоярской площадях.

Установлена газоносность песчаных образований индского яруса нижнего триаса в Астраханской области (Бугринское и Чапаевское месторождения). Прямые признаки нефтегазоносности данных отложений встречены на Куриловской площади Саратовской области. Приток газа из песчаников (Т1) получен в скважине №5 (1765-1773м) на Спортивном месторождении.

Нефтеносность нижнетриасовых отложений в структуре облекания соляного карниза доказана на Куриловском месторождении Саратовской области. Приток нефти из песчаного пласта (Т1) получен в скважине №4 (2071-2084м). Дебит нефти через 4 мм штуцер составлял 28,6 м3/сут.

Из карбонатных коллекторов среднего триаса газ и нефть получены на Бугринской, Спортивной, Узеньской площадях. Приток нефти в скважине 1 Узеньская при ИПТ составил 125.4 м3/сут. Газопроявления отмечены на Шаджинской, Веселовской, Куриловской, Александро-Кисловской (скважина 1) площадях.

Юрский терригенно-карбонатный комплекс. В юрском комплексе известны продуктивные горизонты в байосском, батском ярусах среднего отдела и титонском ярусе верхнего отдела юрской системы. Сложены они полимиктовыми песчаниками и алевролитами, пористость которых достигает 30-35%.

Промышленная нефтегазоносность в среднеюрских отложениях установлена как на соляных куполах, так и на локальных поднятиях Астраханско-Заволжского свода. Залежи и притоки нефти обнаружены на Бешкульской, Верблюжьей, Тинакской, Разночиновской и Кирикилинской площадях.

В северо-западной и западной частях Прикаспийской впадины из байосских песчаников получены нефть с водой на Таловском месторождении (скважина 4) и газ с водой – на Спортивном месторождении (скважина 5). На Узеньской площади поднят керн байосского песчаника, пропитанный нефтью.

В верхнеюрских отложениях промышленные газовые залежи приурочены к пластам песчаников волжского яруса (Таловское, Старшиновское и Спортивное месторождения).

Меловой терригенно-карбонатный комплекс. В данном комплексе выявлены незначительные газовые залежи на Халганской, Разночиновской и Верблюжьей площадях Астраханской области, а также нефтепроявления (Надеждинская, Кубанская, Светлоярская, Бешкульская площади). В последнее время получены промышленные притоки нефти из песчаных пластов аптского и альбского ярусов (Узеньское месторождение). Залежи пластовые, сводовые, тектонически и литологически экранированные.

Палеоген-неогеновый терригенный комплекс. Отложения палеоген-неогенового комплекса развиты широко. Наибольшая полнота и мощность представлены в межкупольных зонах - это в основном глинисто-мергелистые породы с опесчаниванием разреза в западной и юго-западной частях Прикаспийской впадины и увеличением карбонатности с севера на юг. Мощность комплекса изменяется от нескольких десятков до тысяч метров. Небольшие залежи нефти и газа установлены в пределах Армейского соляного купола, на Кириклинской площади Астраханского свода и на Царицинской площади Сарпинского прогиба Прикаспийской провинции. Нефтегазоносность этого комплекса на территории Прикаспийской провинции большого практическо значения не имеет.

Таким образом, из всего выше изложенного следует, что район работ расположен в зоне, где нефтегазоносность мезозойских отложений имеет широкое пространственное распространение и основные промышленные горизонты связаны с триасовыми, среднеюрскими и нижнемеловыми отложениями.

В вашем тексте нет сведений по подсолевым горизонтам, с которыми связаны основные перспективы.

 

3. Производственные и  опытные сейсморазведочные работы

 3.1 Методика и технология полевых работ

Параметры систем наблюдения выбирают на стадии проектирования сейсморазведочных работ в соответствии с поставленными геологическими задачами на основе результатов теоретических оценок, имеющегося опыта и специальных опытных исследований. На начальном этапе выбора необходимо, прежде всего, установить зону прослеживаемости нужных волн, т.е. участок профиля относительно пункта возбуждения, на котором можно уверенно выделить нужные отражения о сейсмологической модели среды и возможных волнах – помехах, рассчитывают наиболее оптимальную область прослеживания интересующих нас полезных волн.

На основе анализа полученных данных выбирают базу наблюдений – минимальное и максимальное удаление – где полезные волны могут прослеживаться с минимальными искажениями. Необходимо стремиться изучить разрез в большем диапозоне глубин. Поэтому при выборе участков прослеживаемости учитывают только наиболее сильные помехи, которые не удается ослабить полевыми методическими средствами и средствами обработки. Для избавления от сильных поверхностных и звуковых волн при наблюдении применяют вынос. Его величина подбирается опытным путем.

Максимальное расстояние Xmax выбирают с учетом области прослеживаемости, глубины разведки, требуемой точности определения эффективных скоростей и нужного уровня ослабления кратных волн. При наблюдении с малой кратностью (до 2-4) Xmax выбирают на уровне (0,4-0,8) Н, где Н – средняя глубина разведки. При многократном профилировании необходимость борьбы с кратными волнами заставляет увеличивать Xmax до (1,5-2,0)Н, что нередко соответствует 3-5 км. Следует, однако, иметь ввиду, что неоправданное увеличение Xmax неизбежно приводит к нежелательным явлением: интерференции отраженных и головных волн, регистрации боковых волн, неполному учету преломления на промежуточных границах и т.п., что снижает общую разрешающую способность и эффективность.

Для обеспечения уверенной фазовой корреляции полезных волн максимально допустимый шаг между каналами Δх всегда приблеженно оценивают через кажущуюся скорость Vk и видимый период Т полезных волн по формуле Δх=Vk*T/2. Величина Δх существенно влияет на производительность работ и качество получаемого материала: чем больше Δх, тем выше производительность, но хуже качество. В большинстве районов ведения сейсморазведочных работ при однократном профилировании шаг между каналами Δх обычно принимают равным 25-50 м. При ведении работ в сложных условиях его уменьшают до 10-15 м.

Интервал возбуждения ΔI при однократном профилировании выбирают равным величине xmax. При многократном профилировании интервал возбуждения принимают равным величине базы наблюдений, поделенной на кратность наблюдений: ΔI=L/(2N). При этом из соображения технологической целесообразности величина ΔI должна быть кратна интервалу между каналами: ΔI=к*Δх, где к=1,2….

Кратность профилирования N определяется целым рядом факторов. Прежде всего, необходимо принимать во внимание соотношение средних значений амплитуд кратных волн Акр и однократных Аодн. Практика показывает, что кратность N будет достаточной, если выполняется условие N ≥ (6 / 10) Акр/Аодн. Во-вторых, следует принимать во внимание требуемый уровень улучшения среднего соотношения амплитуды полезного сигнала и помехи на выходе. Как известно, многократные наблюдения в идеальном случае улучшают это соотношение прямо пропорционально корню квадратному из числа накоплений. Анализ этих и других факторов (характеристи направленности системы наблюдений, канальности имеющийся аппаратуры, себестоимости единицы длины профиля, производительности работ и т.п.) на стадии проектирования сейсморазведочных работ позволяет специалистам выбирать оптимальную в данных условиях кратность систем наблюдений.

3.2 Опытно-методические работы по выбору условий возбуждения колебаний

В соответствии с геологическим заданием и требованиями к технологии и качеству проведения сейсморазведочных работ, перед началом производственных работ на каждом из  участков были проведены опытные работы по выбору оптимальных условий возбуждения. Опытные работы на Вознесенском участке проведены 31 мая на полной расстановке профиля № 31 пикет возбуждения 231, согласно утвержденной программе опытных работ. На Ивановском л.у. опытные работы проведены 22 июня на полной расстановке профиля № 22 пикет возбуждения 122, согласно утвержденной программе опытных работ.

Цикл опытных работ включал 32 физических наблюдения. Тестировались начальная и конечная частоты, длительность, тип управляющего сигнала, количество виброисточников и воздействий на точке, база группирования, уровень усилия.

Используемая аппаратура и оборудование прошли тестирование непосредственно перед началом полевого сезона.

Сейсмостанция SN-428XL c параметрами регистрации:

коэффициент предварительного усиления для всех каналов	36 Дб
шаг  квантования	1 мс
длительность  коррелограммы	4,5 сек
длительность регистрации виброграмм	(4,5сек.+Тр)
ФВЧ	3 Гц
ФНЧ	185 Гц. (3/4 Nyquist, Lin)
РФ	выкл
накопитель-коррелятор: режекция помех	выкл.
корреляция	до накопления виброграмм
редактор шума	включен