Малолубинная (до 1000 м.) сейсмика с высоким разрешением.

Последнее сообщение
agb 120 9
Янв 16

Подскажите пожалуйста - интересует проведение малоглубинной высокоразрешающей сейсмики. Интервал глубины исследований до 1000 м. (а точнее даже 300 - 700 м.) Кто сталкивался ? Да, забыл уточнить, интересуют в первую очередь отечественные решения (если они есть) - как аппаратные, так и программные...

kochichiro 872 11
Янв 16 #1

agb пишет:

Подскажите пожалуйста - интересует проведение малоглубинной высокоразрешающей сейсмики. Интервал глубины исследований до 1000 м. (а точнее даже 300 - 700 м.) Кто сталкивался ? Да, забыл уточнить, интересуют в первую очередь отечественные решения (если они есть) - как аппаратные, так и программные...


А чем электроразведка не устраивает, на таких глубинах вполне себе метод.

agb 120 9
Янв 16 #2

kochichiro:

          нужна информация именно по вариантам использования высокоразрешающей сейсморазведки - такая был поставлена задача... Но для себя, было бы интересно посмотреть примеры использования других методов для работ по поиску УВС на малых глубинах.  Не поделитесь информацией ?

kochichiro 872 11
Янв 16 #3

Да вот пожалуйста, результаты одной из конференций. Источник 

http://geofizika.spb.ru/news/seminarelectro18-03-2015/

Следующим прозвучал доклад «КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ И АДАПТИВНОЙ 3D-ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКИ М-ЗСБ И МТЗ ПРИ ПРОГНОЗИРОВАНИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ»

Ефимов А.С.1, Тригубович Г.М.1, Махнач Е.Н.2
1 ФГУП «СНИИГГиМС, Новосибирск,
2 ООО ГП «Сибгеотех», Новосибирск

[Новосибирск ЗСБ]

Совмещенный разрез в окрестности Чайкинской параметрической скважины 279

Основные перспективы нефтегазоносности в пределах Сибирской платформы связаны с развитием коллекторов в терригенном венде и кровле рифейских образований, на выделение и изучение которых направлены геофизические исследования. Опыт применения сейсморазведки МОГТ и 3D-электроразведки с контролируемым источником на основе многоразносной системы наблюдений М-ЗСБ и/или (МТЗ + М-ЗСБ) свидетельствует о возможности решения широкого круга задач, включающих исследование характеристик карбонатных и терригенных коллекторов, условий их залегания, прогноза горно-геологических условий бурения, высоточного картирования рассолонасыщенных коллекторов. Переход на адаптивную систему наблюдений в современной электроразведке позволил найти компромисс между необходимостью применения дорогостоящих площадных систем наблюдений для учета строения верхней части разреза и, применяемыми до сегодняшнего времени, профильными системами наблюдений. Использование получаемых в результате объемных моделей геологической среды существенно повысило достоверность и надежность геофизического прогноза по комплексу методов.

С докладом «ВОЗМОЖНОСТИ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ ДЛЯ ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В РАЙОНАХ СИБИРИ» Неведрова Н.Н.

Неведрова Н.Н. 1 , Бабушкин С.М. 2 , Рохина М.Г. 1
1 Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, Новосибирск,
2 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Геофизическая служба СО РАН, Новосибирск

Для поиска залежей углеводородов в районах Сибири все шире применяется метод зондирований становлением электромагнитного поля (ЗС), позволяющий получить электрофизические параметры разреза в широком диапазоне глубин [1, 2]. В статье рассмотрены три нефтегазоносных участка, один из которых расположенв Среднем Приобье Западной Сибири, а два других в Иркутской области Восточной Сибири.На них была выполнена съемка методом ЗС. Участок Среднего Приобья находится на границе Красноленинского свода и Фроловской геовпадины в зоне влияния крупного глубинного разлома. Измерения методом ЗС с соосными и разнесенными установками проведены по сети сейсмических профилей прошлых лет. Размещение пунктов показано на рис.1. В качестве источника электромагнитного поля использовался незаземленный квадратный контур со стороной 1000 м. Сторона приемного контура равнялась 75 м.Интерпретационная модель была построена с учетом данных различных методов каротажа скважин: ГК, ПС, PZ (потенциал-зонд), по которым оценивались интервалы значений УЭС выделенных слоев. По характеру соотношения кривых ЗС, полученных на соосных и разнесенных установках ЗС, разрез в целом можно аппроксимировать моделью горизонтально-слоистой среды. Исходя из этого, при обработке и интерпретации данных использовались программные комплексы EMS, ЭРА [3, 4].Полученная девятислойная геоэлектрическая модель типична для разрезов Западной Сибири и для большинства слоев характеризуется низкими значениями УЭС (2-6 Ом∙м). Значения УЭС опорного горизонта не превышают 100 Ом∙м. По результатам интерпретации всего объема данных ЗС построены геоэлектрические разрезы, карты распределения геоэлектрических характеристик.Шестой геоэлектрический горизонт, кровля которого расположена на глубине 1500-1600 м, соотносится в соответствии со скважинными данными с викуловской нефтеносной свитой.На схеме распределения УЭС горизонта по комплексу данных ЗС на уровне викуловской свиты четко выделяются низкоомные аномалии, границы которых предположительно оконтуривают перспективный на нефтеносность участок, так как две имеющиеся скважины с притоком УВ расположены в пределах этих аномалий (рис.1). Граница низкоомной аномалии по изолинии 6.6 Ом∙м практически соответствует контуру нефтеносности, полученному по альтернативным геохимическим и сейсмическим данным.

[Неведрова рис 1]

Рис. 1. Распределение УЭС на уровне викуловской свиты по комплексу данных ЗС участка в Среднем Приобье

На Криволукском участке Иркутской области исследования проводились комплексом методов (электромагнитные зондирования, сейсморазведка).Участок расположен на юго-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы.Электроразведочный профиль выполнен по фарватеру р. Лена. На этом же профиле ранее были выполнены сейсмические работы методом ОГТ. Общая длина профиля геофизических наблюдений составила 70 км. Методом ЗС всего было выполнено 140 физических наблюдений. Линия профиля и пункты ЗС показаны на рис. 2. Генераторные контуры из одновиткового провода были закреплены по берегам реки в виде неправильного вытянутого четырехугольника. Продольная сторона контура (вдоль русла реки) составила в среднем 1500 м, а поперечная (поперёк русла), в зависимости от ширины реки, изменялась от 300 до 700 м. Из-за топографических особенностей местности (русло реки, наличие островов и кос), не было возможности разложить генераторный контур правильной геометрической формы.В качестве приемной установки использована многовитковая рамка квадратной формы со стороной 10 м. Расстояние между пунктами регистрации выдерживалось в пределах 500 м. Основная задача интерпретации данных ЗС заключалась в определении геоэлектрического строения осадочного чехла с целью выявления и прогнозирования зон вероятного развития коллекторов, насыщенных высокоминерализованными водами, подпирающими нефтяную залежь. На Криволукском участке к продуктивному горизонту относится подсолевая толща терригенных отложений.На построенном геоэлектрическом разрезе по данным ЗС была выделена аномалия низкого сопротивления в центральной части профиля в районе продуктивной скважины № 3. Зона пониженных сопротивлений прослеживается, начиная с глубины 600 м и до самой кровли фундамента. Этот аномальный низкоомный участок хорошо виден и в подсолевом пласте. Для более полного анализа геоэлектрических характеристик, так как выполненная съемка позволяет получить и площадное распределение геоэлектрических параметров, была построена картараспределения УЭС для подсолевого комплекса кембрийских отложений (рис. 2).

[Неведрова рис 2]

Рис. 2. Распределение удельного сопротивления подсолевого горизонта Криволукского участка

Плотности съемки ЗС недостаточно для полной характеристики распределения УЭС по площади. Но вместе с тем, продуктивная скважина 3 расположена в районе наиболее детальных измерений и находится в зоне аномалии пониженного сопротивления.
На третьем нефтегазоносном участке на северо-западе Иркутской области проведена детальная площадная съемка методом ЗС с генераторными установками размером 600х600 м и приемными модульными рамками 18х18 м. Всего было выполнено 2216 измерений, при этом два приемных пункта находились внутри каждого генераторного контура, а остальные с различными разносами (от 4 до 11 пунктов) – за контуром. Размещение пунктов ЗС показано на рис. 3. Используя имеющуюся априорную информацию, была составлена карта-схема расположения пунктов и скважин в программном комплексе ESRIArcGIS[5], по которой легко выбрать пункты, находящиеся наиболее близко к скважинам. Именно по данным этих пунктов построены стартовые геоэлектрические модели. Интерпретация всех полевых данных ЗС выполнена с использованием программного пакета EMS. Полученные в результате инверсии базовые геоэлектрические модели содержат 9 слоев, отличающихся по удельному сопротивлению. Следует отметить, что все слои геоэлектрических моделей достаточно хорошо выдержаны по мощности. По результатам интерпретации данных высокоплотной съемки построеныгеоэлектрические разрезы и карты распределения геоэлектрических параметров. На карту глубин до фундамента с учетом альтитуд с использованием геоинформационных технологий были нанесены элементы топографии и тектоники (речная сеть, разломные нарушения). Глубины до фундамента изменяются от 1710 до 1805 м, формируя сложный рельеф опорного горизонта с ярко выраженными поднятиями и прогибами. В западной части прогибы хорошо совпадают с руслами рек, а в восточной части — с одним из региональных разломов. По скважинным данным к продуктивному отнесен восьмой геоэлектрический горизонт. Для него построена схема распределения удельного электрического сопротивления (рис. 3). На этой схеме хорошо выделяются аномалии пониженных значений удельного сопротивления, в том числе приуроченные к продуктивным скважинам. Учитывая выводы предшествующих работ методом ЗС, а также структурные особенности участка, на нем также можно предварительно выделить возможные перспективные на углеводороды зоны, приуроченные к низкоомным аномалиям.Для дополнительного обоснования критерия, полученного по электромагнитным данным необходимдальнейший анализ, сопоставление с геологическими и сейсмическими данными.

[Неведрова рис 3]

Рис. 3. Распределение удельного электрического сопротивления продуктивного горизонта по итогам интерпретации ЗС участка на северо-западе Иркутской области

Заключение. Руководствуясь результатами, полученными на трех разных участках, выделенные низкоомные аномальные зоны с учетом априорных данных можно отнести к перспективным на углеводороды. Конечно, необходимо объяснение причин понижения УЭС в таких зонах, что и является предметом дальнейших исследований.
Литература
1. Неведрова Н. Н., Эпов М. И., Санчаа А. М., Бабушкин С. М. Геоэлектрические исследования перспективных участков нефтегазоносности юга Сибирской платформы // Записки Горного Института. – 2008. – с. 260-263
2. Epov M.I. Electromagnetic field as information carrier of the structure of a geological medium and oil-and-gas deposits / M.I. Epov, E.P. Shurina, N.N.Nevedrova // The 19-th International Workshop of Electromagnetic Induction in the Earth. (Beijing, China, 23-29 October, 2008). — Beijing, 2008. – Abstracts. – Vol. 2. – Р. 852.
3. Эпов М.И., Дашевский Ю.А., Ельцов И.Н. Автоматизированная система интерпретации электромагнитных зондирований. –Новосибирск, изд-во Института геологии и геофизики СО АН. — 1990. – 29 с.
4. Хабинов О.Г. Система интерпретации данных зондирований методом переходных процессов EMS/ О.Г.Хабинов, И.А. Чалов, А.А. Власов, Е.Ю. Антонов // ГЕО-Сибирь-2009: сб. науч. ст. Новосибирск. — 2009. — С.108-113.
5. ДеМерс М. Н. Географические Информационные Системы. Основы. – М.: Дата+, 1999. – 490 с.

volvlad 2073 11
Янв 16 #4

Сталкивался, у нас делают UHR (Ultra High Resolution) и LSIS (LoFS shallow image seismic) по разу в год каждые. Но правда помочь я вряд ли чем смогу, во-первых офшор, а во-вторых не отечественное решение.

Цели - мониторинг развития газовой аномалии и газопроявлений в районе платформ.

astarobin 27 4
Янв 16 #5

Один из вариантов-сейсмическая томография. У меня на эту тему на сайте: http://seismic-info.ru есть обзор - «Возможности и эффективность сейсмической томографии по первым вступлениям преломленных волн».

Khmarin 238 3
Янв 16 #6

kochichiro ЗСБ (Зондирование становлением в ближней зоне) - отличный метод, который показывает аномалии как по вертикали, так и по латерали, но agb делает акцент на высоком разрешении, поэтому электроразведкой при площадных исследованиях в данном случае не обойтись. 

agb хотелось бы более конкретно узнать: "Что, зачем и почему?". Если чисто методологически, то согласен с astarobin, в таком случае, правда, нужно будет еще обсудить поставщиков оборудования и ПО. 

 

kochichiro 872 11
Янв 16 #7

Khmarin пишет:

kochichiro ЗСБ (Зондирование становлением в ближней зоне) - отличный метод, который показывает аномалии как по вертикали, так и по латерали, но agb делает акцент на высоком разрешении, поэтому электроразведкой при площадных исследованиях в данном случае не обойтись. 

agb хотелось бы более конкретно узнать: "Что, зачем и почему?". Если чисто методологически, то согласен с astarobin, в таком случае, правда, нужно будет еще обсудить поставщиков оборудования и ПО. 

 


Да это и понятно на таких глубинах (около 300 метров) сейсма при любом раскладе должна быть высокоточная, чтобы иметь хоть какие-нибудь читаемые аномалии. Другое дело в каком контексте это все делается и есть ли смысл заморачиваться. Если ищутся залежи биогенного метана или битуминозная нефть, подсекаются аномалии, а дальше уже дешевое структурное бурение уточнит свойства.

Khmarin 238 3
Янв 16 #8

kochichiro ждем пояснений от автора темы...=)

agb 120 9
Янв 16 #9

Khmarin:

            Здесь все достаточно просто - просто поставлена задача именно на использование высокоразрешающей, высокочастотной сейсморазведки. Хотя, я согласен с такой постановкой задачи, поскольку есть примеры использования (правда за рубежом, с использованием западного оборудования и ПО) весьма успешных работ в этой области, где удавалось обнаружить и закартировать малоглубинные залежи газа на глубине от 40 м (!!!) с толщиной газосодержащего пропластка порядка 20 см.) 

            Что касается методов альтернативных высокочастотной, высокоразрешающей сейсморазведки - то увы я не знаком с ними. Причем хочу отметить, что я ни в коем случае не хочу сказать. что для таких задач хороша только сейсмика - у меня нет опыта и информации по использованию допустим электроразведочных или других альтернативных методик для такого вида работ. Будут они работать для условий аналогичных приведенным выше (правда глубина залегания скорее всего будет не менее 100-300 м.)

Khmarin 238 3
Янв 16 #10

20 cм. =) 

Автор темы просил привести примеры. Вот один из них:

"Для научной работы одного аспиранта моей Альма-Матер. Пару лет назад, я участвовал в эксперименте. Мы пытались отследить изменение уровня грунтовых вод с помощью МПВ и геолокатора. Эксперимент шел сутки. Мы с определенной переодичностью заливали воду в шурфы и проводили исследования. Ничего "почуствовать" нам не удалось....

Эксперимент проводился с использованием отечественной аппаратуры компании "Логис-Геотех" и сейсмостанция и радар.   

Если не ошибаюсь, у sNeGа могут интересные предложения.=)

agb 120 9
Янв 16 #11

Khmarin:

            там был газонасыщенный пласт, причем объект был хоть и 20 см. толщины, но порядка 80-100 метров в горизонтальном простирании. И отлично "светился" на сейсмике. :-) Но там применялась высокочастотная и высокоразрешающая сейсмика. Для стандартной он точно будет вне разрешающей способности метода. Ну и газ все же не вода. :-)

vicar 59 8
Янв 16 #12

Я бы делал так:

Шаг ПП - 5 м (приемники хаотично в точку с радиусом не больше метра или одиночки)

Длина расстановки - 2000 - 2500 м (400-500 активных каналов, сейчас не проблема)

Шаг ПВ - 5-10м, возбуждение из одиночных скважин, глубина - ниже ЗМС, в глинах. Возбуждение - детонатор (или группа из 2-3х) или грамм 50 (100?) взрывчатки с хорошей укуборкой.

Сейсмостанция в принципе любая - сейчас разницы нет.

Шаг дискретизации - 0.125 или 0.5 мс  

Как то так

Анатолий Череповский 10 2
Мар 16 #13

Совершенно согласен с Викаром (vicar): шаг наблюдений 5 м, шаг ПВ 5 или 10 м, максимальное расстояние источник-приемник до 1000-1250 м. Интервал дискретизации 0.25 мс. Меньше обычно не бывает. Какое оборудование - неважно. Спорный вопрос - надо ли применять высокочастотные приемники для высокоразрешающей сейсмики? Я знаю только одну экспедицию в России - Ботуобинскую (Якутия, АЛРОСА) - где исследуют небольшие глубины (ищут кимберлитовые трубки) с одиночными 100-Герцовыми приемниками. Я сторонник широкопосных датчиков, а не высокочастотных. Низкие частоты тоже нужны - это хорошо проиллюстрировано в последние годы (за рубежом). Чем больше октав в сигнале - тем лучше! 

agb 120 9
Мар 16 #14

Анатолий,

Повышение частоты позволяет выделять пласты меньшей мощности. А это, в данном конкретном случае, является приоритетом. Пока удалось собрать необходимые требования к оборудованию и проектировки съемки. Если работы будут утверждены (очень на это надеюсь, хотя сейчас идет масштабная программа по экономии средств и это увы сказывается и на планах по проведению геологоразведочных работ) то появится шанс проверить все это на практике...

Go to top