ЭФФЕКТИВНОСТЬ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ 3Д ПРИ...

47

НЕФТЬ И ГАЗ

�� μ±�-��» ��. �� . �� .�� . 2008. №1. �. 47—53

не 90-х годов (240 – 1200 активных каналов) наоснове динамичного развития техники и техно-логии регистрации дало возможность для приме-нения в последние годы методики трехмерной(объемной) регистрации – сейсморазведки 3Дпри разведке и поисках месторождений нефти игаза.

Преимущества данного метода заключаются:- высокой детальностью исследований за

счет значительного повышения плотности инфор-мации на единицу площади, дающей возможностьсформировать куб сейсмической записи, харак-теризующийся практической непрерывностьюволнового поля. Это дает возможность кроме де-тального описания геометрии отражающих повер-хностей получать непрерывные поля оценоксвойств (характеристик) изучаемых геологичес-ких сред за счет вычислений корреляционных за-висимостей с сейсмическими атрибутами;

- существенным (в 2 и более раз) эффектомподавления помех при равной кратности накап-ливания по сравнению с 2Д за счет учета и по-давления боковых волн;

- новым качеством восстановления простран-ственного положения отражающих границ за счетприменения 3Д миграции в объемном варианте;

- высокой степенью надежности выделенияи трассирования тектонических нарушений и

УДК 550.834:553.982

М. З. МУСАГАЛИЕВ1

ЭФФЕКТИВНОСТЬ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ 3ДПРИ ПОИСКАХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Жылдық өндiру деңгейiмен қалдық қор көлемiне байланысты мұнай кенiштерiн қайта барлауда 3Д өлшемдегi сейсми-калық зерттеудiң кезектiгiн анықтау ұсынылған. Нысанды толық еселеу үшiн дала жұмыстарын жоспарлау кезiнде тiркеуөлшемдерiмен түсiрiлiм шектемелерiн өнiмдi қабатшалардың тереңдiгiмен жату бұрыштарына байла-нысты анықтау керек.

Предложено ранжирование очередности проведения 3Д сейсмических исследований при доразведке месторождений взависимости от объемов остаточных запасов и ежегодного уровня добычи. Для достижения номинальной кратности повсему объекту при проектировании работ параметры полевой регистрации и контуры съемки необходимо выбирать взависимости от глубин залегания продуктивных горизонтов и углов наклонов отражающих границ.

Ranking of 3D seismic investigations sequence under additional exploration works of deposit is proposed according to thevolume of residual reserves and annual production capacity.

In order to achieve nominal multiplicity (ratio) throughout object under acquisition planning, it is essential to choose fieldregistration parameters and survey boundary according to the occurrence depth of productive horizons and angles of reflector dip.

Широкое внедрение в производство многоканальных регистрирующих сейсмостанций в середи-

иных границ резкого изменения рельефа отража-ющих поверхностей.

Усложнение поиска новых месторождений,поскольку наиболее крупные структурные ловуш-ки в доступном интервале глубин (до 5-6 км.) восновном выявлены и разведаны, также предоп-ределяет применение данной технологии, кото-рая за счет многократного накопления позволя-ет выделять слабый полезный сигнал на фонепомех, а также дифференцировать их в зависи-мости от литологии пород под отражающей гра-ницей. Появилась реальная возможность карти-ровать неструктурные, литологически экраниро-ванные ловушки.

Первый опыт применения сейсморазведки 3Дна территории Республики был проведен на Тен-гизском месторождении в 1986-90 гг. трестом«Саратовнефтегеофизика» (Шебалдин В.П. идр.). Сложность применения данной технологиизаключалась в недостаточной технической осна-щенности: применялись 96-канальные сейсмос-танции, которые, в последующем, использовалисьв спаренном варианте. Работы проводились в не-сколько этапов. Сначала была отработана кар-касная сеть 24-кратных профилей 2Д по сетке1,5х3,0 км, которая в дальнейшем заполнялась 6-ти, 12-ти и 24-х кратными трехмерными наблю-дениями. Несмотря на трудоемкость проведе-

1 Казахстан. 080010, г. Астана, ул. Кабанбай батыра, 22/1, АО НК «КазМунайГаз».

48

ИЗВЕСТИЯ НАН РК Серия геологическая. 2008. № 1

ния полевых наблюдений, машинной обработкиполученного большого массива исходных данныхна вычислительной технике того времени, былаполучена дополнительная геологическая инфор-мация. Впервые по рисунку волнового поля на вре-менных разрезах, в комплексе со скважиннымиданными, были выделены и оконтурены отдель-ные лито-фациальные пачки внутри карбонатно-го массива. По результатам комплексной интер-претации была предложена геологическая модельместорождения, по которой карбонатная построй-ка картировалась как рифовый атолл. Во внут-ренней части были выделены плоско-параллель-ные пачки отражений, которые интерпретирова-лись как лагунные отложения. Этим фактомобъяснялось относительно низкая продуктив-ность расположенных здесь скважин.

В последние годы на стадии разведки и, осо-бенно, доразведки эксплуатируемых месторож-дений широко применяется технология трехмер-ной (объемной) регистрации -3Д [3-4].

С 1997 г. основной объем трехмерной сейс-моразведки на территории Казахстана приходит-

ся на 26 месторождений и перспективные пло-щади, общая площадь исследований составляетпочти 9000 кв. км (рис. 1, табл. 1).

В начальный период, до 2002 г., съемка про-водилась на месторождениях, где отмечаласьнизкая эффективность эксплуатационного буре-ния вследствие изменчивости литологии (глини-зация коллектора) и резкого изменения мощно-сти пород-коллекторов по площади (Кисимбай,Макат Восточный, Кенбай, участок МолдабекВосточный, участок им. С. Нуржанова, Алибек-мола, Кожасай) [1, 2]. Так, на месторожденииКисимбай по результатам сейсморазведки 3Д втолще коллектора были выделены и протрасси-рованы кулисобразно расположенные, не протя-женные тектонические нарушения, к которымтяготеют высокодебитные скважины. Этот фактинтерпретируется улучшением фильтрационно-емкостных свойств коллектора из-за повышен-ной трещиноватости слагающих коллектор по-род вблизи разломов.

На месторождении Макат Восточный по ре-зультатам сейсморазведки 3Д было уточнено

Таблица 1. Объем сейсморазведочных работ 3Д, проведенных на территории РК

№ месторождение компания Год Площадь Номинальнаяп/п съемки (кв. км.) кратность

1. Тенгиз СНГФ 1986-1990 900 12 и 242. Тажигали ЭНГФ 1986- 1988 120 6 и 123. Тенгиз, Королевское Джеко-Пракла 1997 1047 404. Карачаганак Геотекс 1999 808 405. Кисимбай ККШ 2000 27 366. Нуржанов ККШ 2001 80 447. Карамандыбас ККШ 2001 68 488. Бирлестик Азимут Энерджи 2001 260 48

Сервисез9. Алибекмола ККШ 2001-2002 234 4810. Кашаган ККШ 2001-2003 1575 7211. Кенбай (Молдабек Вост.) ККШ 2002 70 3012. Кенбай (Котыртас Сев.) ККШ 2002 30 2513. Амангельды ККШ 2002 150 3614. Кожасай ККШ 2002 230 6015. Тенге ККШ 2002 15016. Каламкас – море ККШ 2002- 2003 1033 6017. Узень ККШ 2002-2005 626 4818. Каламкас ККШ 2003 154 6019. Ансаган Азимут Энерджи 2003 420 48

Сервисез20. Вост. Макат ККШ 2003 30 4021. Акинген ККШ 2004 40 4022. Ботахан ККШ 2004 80 3023. Забурунье ККШ 2004 85 4824. Актоты – Кайран ККШ 2004-2005 601 8025. Камышитовый ЮЗ ККШ 2005 30 4826. Камышитовый ЮВ ККШ 2005 40 48

49


Рис.

1. Сейсморазведочные работы

3Д

, проведенные на

территории Республики

Казахстан

50


геологическое строение месторождения по основ-ным отражающим горизонтам в меловых, сред-неюрских и триасовых отложениях. Выделены,в комплексе с ГИС, особенности строения про-дуктивной толщи по дополнительным сейсмоге-ологическим реперам, приуроченным к нефтега-зоносным толщам. В частности, тектоническоенарушение, отсекающее неокомские и среднеюр-ские продуктивные горизонты с юго-запада, небыло подтверждено, что значительно расшири-ло контур нефтеносности по этому комплексу.

На участке Молдабек Восточный месторож-дения Кенбай по данным сейсморазведки 3Д, по-мимо уточнения и уверенного трассирования ос-новных структурообразующих разломов, уточне-ния текущих контуров ВНК по всем продуктив-ным горизонтам (площади нефтеносности увели-чены в среднем на 15-20%) построена структур-ная карта по VI1 отражающему горизонту, при-уроченному к подошве карниза и выделены 4подкарнизные структуры.

В дальнейшем, при выборе объектов для по-становки работ по методике сейсморазведки 3Дбыло предложено использовать график зависи-мости остаточных извлекаемых запасов мес-торождения и среднегодового уровня добычи(рис. 2). Это позволило рекомендовать порядокизучения разрабатываемых месторождений сучетом их экономического потенциала. Предпоч-тения отдавались тем объектам, где значениярасполагались в верхней правой четверти графи-ка, что означало экономическую целесообраз-ность доразведки рассматриваемого месторож-дения. По данной рекомендации в 2004г. иссле-дования по методике сейсморазведки 3Д былипроведены на месторождениях Акинген, Ботахани Забурунье, а в 2005г. – на месторождениях Ка-мышитовый Юго-Западный и КамышитовыйЮго-Восточный. Полученные данные характе-ризуются высокой информативностью, позволи-ли, в комплексе с данными ГИС, детально рас-членить продуктивную толщу за счет отожде-ствления в комплексе с каротажными даннымии корреляции дополнительных отражающих го-ризонтов, существенно уточнить текущие конту-ры нефтеносности и использовались при уточне-нии местоположений разбуриваемых эксплуата-ционных скважин.

Полученный опыт проведения исследованийпо методике сейсморазведки 3Д, наряду с дос-

тигнутыми результатами, позволяет наметить не-которые вопросы, на которые необходимо обра-тить внимание в дальнейшей работе. Учет их,на наш взгляд, поможет существенно повыситьгеологическую информативность и экономичес-кую эффективность применяемой методики.

Как известно, успешность выполнения этапасбора сейсмических данных во многом опреде-ляет качество результатов их обработки и надеж-ность последующей интерпретации. На достиг-нутом, на сегодняшний день, уровне обрабаты-вающей сейсмическую информацию техники итехнологии, на первый план выступает дальней-шее совершенствование методики полевых на-блюдений и регистрации.

Практически во всех случаях применяласьприблизительно одинаковая методика полевыхнаблюдений, основные параметры которых зак-лючались в следующем:

– полная кратность 40 – 60, при морской сей-сморазведке – до 80;

– количество активных каналов 960 – 1200;– количество активных линий наблюдений

6 – 8;– база группирования и количество сейсмоп-

риемников в группе – 30-60м, 11 – 13;– максимальное удаление взрыв-прибор по

линии наблюдения до 6000 м;– расстояние между линиями наблюдений

300 м;– расстояние между пунктами приема 50 м;– расстояние между линиями возбуждений

300 м;– расстояние между пунктами возбуждения

50 м.Хотя такой подход значительно упрощал про-

ведение полевых наблюдений, в дальнейшембыло установлено, что расстояние между лини-ями приемов и возбуждений должно выбиратьсяв зависимости от глубин залегания продуктив-ных горизонтов. Для определения оптимальной,экономически оправданной их величины необхо-димо на стадии проектирования, помимо проект-ной карты номинальной кратности, формироватькарты эффективной кратности для продуктивнойчасти разреза – с учетом реальной линии мью-тинга и ограничений на максимальные удаленияисточник-приемник.

Анализ проектных данных параметров сейс-мической съемки показал явное несовпадение ве-

51


Рис.

2. Выбор объектов

для

постановки сейсмо

разведки

3Д

на месторож

дениях

ПФ

«Эмб

амунайгаз»

52


Рис.3. Месторождение Акинген. Выполненная съемка 3Д и предельные границы биновс учетом сейсмического сноса для полного картирования структуры

Таблица 2. Фактическая кратность в зависимости от глубины при принятой полевой методике

То (мсек.) Удаление (м.) Глубина (м.) Кратность

300 350 400 1 – 6420 450 550 6 – 10520 550 650 10 – 15630 800 800 15 – 20820 1200 1050 20 – 35

личины полной проектной кратности на малыхвременах регистрации целевых отражений. Так,по общепринятой полевой методике, при проект-ной кратности 40, на глубинах порядка 400 (м),представляющих разведочный интерес, достиг-нутая кратность наблюдений не превышает 4, что

явно недостаточна для надежного выделения от-ражающих границ (таб.2). Неучет снижения ве-личины реальной кратности относительно проек-тной номинальной ее величины существенно вли-яет на качество материалов и достоверностьрезультатов последующей обработки и интерпре-

53


тации.Ключевым моментом, на наш взгляд, явля-

ется определение оптимальной площади иссле-дований. Выбор контура сейсмической съемкинеобходимо производить исходя из априорныхпредставлений о строении изучаемой среды сучетом фактора сейсмического сноса. Продук-тивным подходом является сейсмическое моде-лирование с помощью трассирования нормаль-ных лучей от заданных границ раздела внутрисреды и фиксация точек их выхода на поверх-ность наблюдений. Суммарная область, ограни-ченная крайними точками выхода нормальныхлучей от каждой отражающей границы будет со-ответствовать границе съемки по рассматрива-емой поверхности по заданной плоскости. Общийконтур полной кратности объекта должен опре-деляться по совокупности контуров по отдель-ным поверхностям. Нарушение этого условияприводит к потере важной части сейсмическойинформации и недостаточному освещениюструктуры в целом. На месторождении Акингениз-за недоучета углов наклона нижележащих V иVI отражающих границ, по этим поверхностямструктура оказалась охвачена съемкой частич-но, что свидетельствует, что выбранный контурполнократного перекрытия был неоптимальным(рис.3).

Таким образом, применение методики сейс-моразведки 3Д при доразведке месторожденийпозволяет получать дополнительную геологичес-кую и промысловую информацию, имеющуюпрактическую ценность, в первую очередь, приразмещении эксплуатационных скважин. Доста-точная плотность по площади и разрезу позволя-ет получить детальную геологическую картину

и правильно интерпретировать ее.Проведенные исследования и полученные

результаты рекомендуется использовать при раз-работке инструкций к проектированию и требо-ваний к проведению полевых сейсморазведочныхработ. Основные предложения и рекомендациипо повышению эффективности этапа сбора дан-ных 3Д сейсморазведочных работ включают:

- при выборе объектов для постановки иссле-дований по методике сейсморазведки 3Д с це-лью доразведки действующих промыслов, уточ-нения точек заложения эксплуатационных сква-жин, необходимо учитывать потенциал остаточ-ных извлекаемых запасов и среднегодовой уро-вень добычи;

- при проектировании предусматривать полу-чение карт оценки реальной кратности для про-дуктивных интервалов разреза;

- при проектировании контур съемки опреде-лять с помощью моделирования центровых лу-чей с учетом углов наклона основных отражаю-щих поверхностей в продуктивных интервалах;

ЛИТЕРАТУРА

1. Справочник «Месторождения нефти и газа Казахста-на». Под ред. А. А. Абдуллина, Х. А. Беспаева, Э. С. Воца-левского и др. Алматы, 1996. 1998 гг.

2. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казах-стана. Том III. Нефть и газ / Воцалевский Э.С., Пилифосов В.М.,Парагульгов Х.Х. Алматы, 2002.

3. Урупов А. К. Основы трехмерной сейсморазведки.М., изд. РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина «Нефть и газ».2004 г.

4. Жұмағалиев Т.Н., Қуандықов Б.М. Мұнай жəне газгеологиясы терминдерiнiң түсiндiрме сөздiгi, APHgroup,Алматы, 2000 ж. 328 б.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ 3Д ПРИ...

Documents