Технология сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D на акватории Хатангского залива моря Лаптевых (по материалам ГНЦ «Южморгеология»)

Представлены основные и вспомогательные технические средства для проведения работ в условиях транзитной зоны и мелководья. Данная дипломная работа актуальна в связи с лицензированием и осваением для нефтегазодобычи описанного района Хатангского залива моря Лаптевых. Для достижения поставленной цели было предусмотрено решение следующих задач: –изучение геолого-геофизической характеристик района работ; – описание аппаратурного комплекса и методики полевых работ; – рассмотрение оптимизированного графа базовой обработки; – анализ конечных...

2015-08-26

3.96 MB

80 чел.


Поделитесь работой в социальных сетях

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск


МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра геофизических методов поисков и разведки

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ В ГАК

Заведующий кафедрой,

доктор технических наук, профессор

____________________ В.И. Гуленко

                  (подпись)

________________________ 2014 г.

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

БАКАЛАВРА

Технология сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D на акватории Хатангского залива моря Лаптевых (по материалам ГНЦ

«Южморгеология»)

Работу выполнил ______________________________________ А.А. Бяков

                                                                      (подпись, дата)

Факультет геологический

Направление: 020700.62 Геология

Научный руководитель,

заведующий кафедрой,

доктор технических наук,

профессор ____________________________________________ В.И. Гуленко

                                                                 (подпись, дата)

Нормоконтролёр,

канд. физ.-мат. наук,

доцент _______________________________________________ Ю.Д. Борисенко

                                                                          (подпись, дата)

Краснодар 2014

РЕФЕРАТ

Бяков Андрей Алексеевич. «Технология сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D на акватории Хатангского залива моря Лаптевых (по материалам ГНЦ «Южморгеологии»)» (дипломная работа).

СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ МОВ ОГТ 2D, ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКАЯ СИСТЕМА, ПРЕДЕЛЬНОЕ МЕЛКОВОДЬЕ, СТРАТИГРАФИЯ, ТЕКТОНИКА, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Дипломная работа посвящена рассмотрению особенностей сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D с кабельной телеметрической системой ARAM ARIES II на акватории Хатангского залива моря Лаптевых, и содержит введение, три раздела, заключение, 34 рис., 5 табл., 62 стр. текста, 5 источников.

В первом разделе дается физико-географический очерк района работ, рассматриваются стратиграфические комплексы, тектоническое строение и нефтегазоносность региона.

Второй раздел посвящен технике и методике работ. Приводятся характеристики приемно-регистрирующей аппаратуры и источников возбуждения. Представлены основные и вспомогательные технические средства для проведения работ в условиях транзитной зоны и мелководья.

В третьем разделе приведен граф обработки полевого материла. Дана оценка качества материала, представлены результаты работ в виде конечного сейсмического разреза, проведена комплексная интерпретация и произведено проектирование системы наблюдения МОВ ОГТ 3D.


СОДЕРЖАНИЕ

[1] СОДЕРЖАНИЕ

[2] ВВЕДЕНИЕ

[3]
1 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА

[4] 1.1 Физико-географический очерк

[5] 1.2 Геолого-геофизическая изученность района

[6] 1.3 Геологическое строение района работ

[7] 1.3.1 Стратиграфия

[8] 1.3.2 Тектоника

[9] 1.3.3 Нефтегазоносность

[10] 1.4 Физические свойства горных пород

[11] 2 АППАРАТУРА И МЕТОДИКА МОРСКИХ РАБОТ

[12] 2.1 Аппаратура и оборудование

[13] 2.1.1 Источник сейсмического сигнала

[14] 2.1.2 Регистрирующий комплекс

[15] 2.1.3 Навигация

[16] 2.1.4 Транспорт

[17] 2.2 Методика работ

[18] 3 ОБРАБОТКА И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ

[19] 3.1 Анализ качества полученных материалов

[20] 3.2 Граф обработки сейсморазведочных данных 2D

[21] 3.3 Результаты геофизических исследований

[22] 3.4 Проект работ МОВ ОГТ 3D

[23] ЗАКЛЮЧЕНИЕ


ВВЕДЕНИЕ

Настоящая дипломная работа составлена по результатам прохождения производственной практики в период с 24 июня по 1 сентября 2013 года при проведении детализационных сейсморазведочных работ 2D методом МОВ ОГТ в пределах Хатангского залива в юго-западной части моря Лаптевых. Работы проводились ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» (подрядчик). Заказчиком является управление по недропользованию Красноярского края «Красноярскнедра».

Данная дипломная работа актуальна в связи с лицензированием и осваением для нефтегазодобычи описанного района Хатангского залива моря Лаптевых.

Целью дипломной работы является оценка эффективности технологии сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D на базе кабельной телеметрической системы ARAM ARIES II в пределах Хатангского залива моря Лаптевых. Для достижения поставленной цели было предусмотрено решение следующих задач:

– изучение геолого-геофизической характеристик района работ;

– описание аппаратурного комплекса и методики полевых работ;

– рассмотрение оптимизированного графа базовой обработки;

анализ конечных сейсмических разрезов по отработанным профилям;

проектирование работ 3D для выделения месторождений.

Исходными данными для написания работы послужили: служебные материалы ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», техническая документация на приборы и оборудование; сейсмические материалы, полученные в ходе полевых работ, публикации, посвященные изучению данного участка и всей Хатангско-Вилюйской НГП (Лено-Анабарской НГО).


1 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА

1.1 Физико-географический очерк

Район работ располагался севернее Полярного круга в юго-западной части моря Лаптевых на акватории Хатангского залива и прилегающей суше (рис. 1). Хатангский залив представляет собой эстуарий реки Хатанга. Море Лаптевых – это окраинное море Северного Ледовитого океана. Площадь его 662 тыс. км2. Порядка 53 % площади составляют участки шельфа (материковой отмели) с глубинами менее 50 м.

Рисунок 1 – Расположение участка работ

Примыкающий к акватории участок суши является северо-восточным окончанием Северо-Сибирской низменности, протягивающейся от Енисея до Лены. Рельеф суши образуют невысокие, плосковерхие гряды, возвышающиеся над широкими, сильно заболоченными понижениями, с большим количеством термокарстовых озер. Повсеместно распространены многолетнемерзлые породы.

Климат района работ субарктический, с холодной продолжительной зимой и коротким прохладным летом. Средняя температура января над морем составляет от -35оС до -37оС, в прибрежной части температура воздуха может опускаться до -60оС. Температура ниже 0оС отмечается 9-11 месяцев в году. Весенний переход средней суточной температуры воздуха через 0оС происходит в южной части моря Лаптевых в начале первой декады июня.

Период с положительной температурой воздуха составляет около 85 суток. Самыми теплыми являются июль и август, средняя месячная температура воздуха в южной части моря (Хатангский залив) и на широте 74оN от +5оС до +7оС. Летом преобладают моросящие дожди, иногда выпадает мокрый снег. Для всего района в навигационный период характерна устойчивая сплошная низкая слоистая облачность. Осенний переход средней суточной температуры воздуха через 0оС происходит в конце второй – начале третьей декады сентября.

Для района работ характерна ветреная погода, часто со штормовыми ветрами, особенно в зимнее время. Волнение определяется не только ветровым режимом, но и ледовыми условиями, от которых зависит величина разноса волн. В прибрежных районах высота волн обычно невелика. В сентябре, при наибольшем очищении ото льда и скорости ветра 18-20 м/с, высота волн не превышает 3 м.

Лед наблюдается в течение всего года. Льдообразование начинается в сентябре-октябре. Температура воды отрицательная. Приливы полусуточные до 2.5 м. Приливные течения имеют скорость от 1 до 2.8 узлов. Максимальная скорость течения возникает во время прилива через 3 часа, во время отлива через 2 часа.

Северные концы профилей пролегали непосредственно по акватории моря Лаптевых с глубинами до 40 м. Рельеф дна относительно ровный с подъемом к береговой зоне. В северной части залива пролегает желоб с глубинами 20-30 м, в южной части глубины почти везде меньше 10 м, а на баре реки Хатанга около 4 м. Грунт в Хатангском заливе и на его берегах илистый и песчаный, изредка встречается галька.

При входе в залив расположены крупный остров Большой Бегичев и находящиеся вблизи него острова Преображения и Малый Бегичев. Острова разделяют залив на два судоходных пролива: Северный и Восточный. Берега залива преимущественно обрывистые; высота их большей частью от 10 до 12 м и лишь на отдельных участках достигает 50 м.

Хатангский залив вдается в берег материка от мыса Сибирский на севере и полуострова Нордвик на юге, на 150 миль. К особым физико-географическим явлениям относятся полярные день и ночь, которые на широте 74oN составляют: 94 суток – день и 71 сутки – ночь.

Административное расположение района работ – Красноярский край, Таймырский (Долгано-Ненецкий) автономный округ. Дороги отсутствуют. Ближайший порт и населенный пункт с посадочной площадкой для самолетов и вертолетов – Хатанга.

1.2 Геолого-геофизическая изученность района

Геологическое изучение акватории Хатангского залива моря Лаптевых начато в тридцатых годах минувшего столетия. В 2009 году силами ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», выполнявшего работы по госконтракту № 24/01/70-310, на акватории Хатангского залива проведен донный пробоотбор на 50 станциях. Выявлены миграционные аномалии нефтяного ряда почти на всей изученной акватории. К настоящему времени отобрано более 1600 проб донных осадков. В среднем одна станция приходится на 450 км2, но большая часть станций сосредоточена южнее 77º с.ш.

В Анабаро-Хатангской седловине в период с 1934 по 1985 гг было произведено колонковое (367 скв.) и роторное (52 скв.) бурение максимальной глубиной до 3,5 км в кристаллические образования архейско-раннепротерозойского возраста. Изучен вещественный состав и стратиграфия отложений верхнего палеозоя, мезозоя и кайнозоя, выявлены крупные валообразные поднятия и 22 мелкие локальные структуры, установлено наличие соляных куполов. Из отложений верхнего протерозоя и перми получены притоки пластовых вод. Изучены емкостно-фильтрационные и плотностные свойства пород, подтверждено существование значительного количества траппов в отложениях палеозоя, получены нефтепроявления в виде плёнок и эмульсии нефти, приуроченные к осадкам перми.

В 1998 году опубликован лист S-47-49 Государственной геологической карты РФ масштаба 1:1000000, новая серия, под редакцией Ю.Е. Погребицкого. Лист перекрывает площадь работ служит геологической основой для всех построений. Примерно на 75% территории отсутствует современная геологическая основа масштаба 1:200000. Проведено стратиграфическое расчленение отложений, дана их литологическая и палеонтологическая характеристика, обнаружены отдельные залежи каменного угля и участки нефте- и битумопроявлений.

Изучение территории Анабаро-Хатангской седловины геофизическими методами начато в 1930 году. Акватория моря Лаптевых покрыта кондиционной гравиметрической съемкой масштаба 1:1000000. Аэромагнитные съемки над островами выполнены в масштабе 1:200000, тогда как над акваторией – в масштабе 1:1000000 и мельче.

В результате гравимагнитометрических работ проведено районирование метаморфических пород фундамента, выделены погребённые массивы изверженных пород, закартированы участки распространения траппов и отмечены погребенные соляные купола.

Сейсморазведочные работы МОВ ОГТ на шельфе моря Лаптевых начались в середине восьмидесятых годов прошлого столетия. Первые площадные сейсмические исследования по старт-cтопной методике были выполнены МАГЭ ПГО «Севморгеология» в 1985-1986 году на акватории Хатангского залива. В осадочном разрезе района прослежены отражающие горизонты в отложениях кембрия, перми и триаса, по которым выполнены структурные построения. В результате были оконтурены шельфовые продолжения структур прилегающей суши. Решающее значение для расшифровки строения осадочного чехла и выделения основных тектонических элементов шельфа моря Лаптевых имели региональные сейсмические работы МОВ ОГТ, выполненные МАГЭ в 1986-1990 годах. По результатам выполненных исследований была составлена структурно-тектоническая карта Лаптевоморского шельфа масштаба 1:2500000.

В 2005 году ОАО МАГЭ возобновило морские комплексные геолого-геофизические исследования юго-западной части моря Лаптевых. За полевой сезон было отработано 3000 пог. км сейсмических профилей МОВ ОГТ в комплексе с гравиметрией и гидромагнитометрией. В результате проведенных исследований было уточнено геологическое строение участка работ, составлена схема перспектив нефтегазоносности и дана оценка прогнозных ресурсов по категории Д2. Выявлены локальные поднятия общей площадью 11333 км2. В 2006-2007 годах сеть профилей продолжена на запад: отработаны 2250 пог. км профилей МОВ ОГТ в комплексе с гравиразведкой и магниторазведкой. Составлена структурно-тектоническая карта по поверхности кристаллического фундамента закартировано 27 локальных антиклинальных поднятий.

В 2007-2010 годах ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» проведены геофизические работы по госконтракту № 24/01/70-310 «Изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности недр Енисейского и Хатангского заливов». В рамках этого контракта в Хатангском заливе отработано 700 пог. км сейсморазведочных профилей МОВ ОГТ, 700 пог. км профилей высокоточной гравиразведки и магниторазведки.

Сейсморазведочные работы проведены с кабельной телеметрической системой Marsh Line. Цифровая обработка материалов сейсморазведки выполнена с применением программно-технического комплекса «GeoCluster-5000». В результате обработки получены временные разрезы с полезной записью до 10 с. Прослежены отражающие горизонты, приуроченные к осадочным толщам в стратиграфическом диапазоне от рифея до мела, скорректирован структурный план осадочной толщи. Установлено, что суммарная мощность рифей-палеозойских и мезозойских седиментационных комплексов достигает до 14 км, что позволило рассматривать Анабаро-Хатангскую область как венд-палеозойскую синеклизу, сформировавшуюся над предположительным рифейским рифтом. На юге синеклиза ограничена Северо-Сибирской моноклиналью, на севере – зоной перехода от Сибирской платформы к Лаптевоморским структурам, получившей название Шовной.

Уточнены контуры структур, входящих в состав синеклизы – Сопочной, Нордвикской и Осиповской антиклинальных зон, Харатумусского и Бегичевского прогибов; выделен Южно-Хатангский прогиб. Подтверждены известные ранее Косистое и Нордвикское локальные поднятия; в составе Нордвикской антиклинальной зоны выделено локальное поднятие Новое, в составе Шовной зоны – локальное поднятие Цветкова. Выявлены соляные структуры девонского или более раннего возраста, намечена область их распространения. В качестве перспективных на нефть и газ комплексов рассматриваются подсолевые отложения, нижнекаменноугольная карбонатная и нижнепермская терригенная толщи.

Региональные геофизические исследования в Хатангском заливе продолжены работами ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» по Госконтракту № 51 «Геофизические работы на Анабаро-Хатангской седловине с целью подготовки участков лицензирования». По данному объекту отработано 1200 км профилей комплексом геофизических методов, включавшим сейсморазведку МОГТ и электроразведку МТЗ. Профили проложены по обеим сторонам Хатангского залива и увязаны с морскими профилями объекта 24/01/70-310, материалы которых включены в единый массив данных.

По комплексу геологических и геохимических данных выделено 11 зон нефтегазонакопления, намечены перспективные для поисков залежей УВ участки. Подготовлены предложения к плану лицензирования недр с выделением 13 перспективных площадей.

1.3 Геологическое строение района работ

1.3.1 Стратиграфия

Анабаро-Хатангская седловина сложена породами от архейского до кайнозойского возраста. Все они с различной степенью детальности изучены по разрезам глубоких скважин на правобережье Хатангского залива. Центральная часть бассейна сложена пермско-мезозойско-кайнозойским преимущественно терригенным комплексом мощностью до 10 км. На бортах прогибов в основании разреза появляются отложения нижнего-среднего палеозоя и докембрия, характерные для северного склона Анабарского массива Сибирской платформы. Сводный литолого-стратиграфический разрез Анабаро-Хатангской седловины, вскрытый глубокими скважинами разных лет, представлен на рисунке 2.

Рисунок 2 - Сводный литолого-стратиграфический разрез Анабаро-Хатангской седловины по материалам бурения

Породы архейского и ранне-среднепротерозойского возраста, вскрытые глубокой скважиной на Костраминской площади, образуют складчатое основание территории. Весь комплекс сильно дислоцирован, собран в крутые изоклинальные складки, разбит многочисленными разломами, пронизан интрузиями. В Костраминской скважине вскрыто 140 м архейских пород (интервал 2156-2016 м) и 18 м нижне-среднепротерозойских глинистых сланцев (интервал 2016-1998 м). Суммарная мощность архейских толщ оценивается в 20 км.

Породы позднепротерозойского возраста объединяются во второй структурно-литологический комплекс, начинающий разрез осадочного чехла региона и залегающий с резким угловым несогласием на архейских образованиях. Терригенная часть разреза выделяется как мукунская серия.

В Костраминской скважине мукунская серия мощностью 278 м вскрыта в интервале 1998-1720 м, билляхская серия представлены карбонатными разностями с маломощными прослоями аргиллитов мощностью 218 м – в интервале 1720-1502 м. Севернее осадочные отложения верхнего протерозоя вскрыты тремя глубокими скважинами: Хорудулахской 1 (интервал 3010-2622 м, мощность 388 м), Южно-Суолемской 10 (интервал 3310-3060 м, мощность 250 м) и Северо-Суолемской 1 (интервал 3504-3060 м, мощность 186 м).

Нижне-среднепалеозойский комплекс изучен в керне глубоких скважин ряда разведочных площадей: Нордвик, Кожевниково, Хорудулах, Кострама, Северная и Южная Суолема, Улахан т.д. Он включает отложения кембрия, девона и карбона.

Толщи комплекса представлены карбонатными разностями с прослоями сланцев, аргиллитов и интрузивных пород. Для отложений девона характерно наличие галогенных осадков, выходящих на поверхность в ядрах соляных куполов (Нордвик, Кожевниково) и вскрытых рядом скважин.

Палеогеографические реконструкции для кембрийского времени показывают, что в районе Анабаро-Хатангской седловины устойчиво существовали мелководно-морские условия осадконакопления в течение всего кембрийского этапа.

В сводном литолого-стратиграфическом разрезе Анабаро-Хатангской седловины, составленном по материалам бурения отсутствуют отложения ордовика и силура. Предполагается, что территория Анабаро-Хатангской седловины в тот период примыкала к Анабарскому острову в ордовикское время и к Ангарскому материку в силуре.

Общая мощность отложений нижне-среднепалеозойского комплекса изменяется от 650 м на южном её борту (Северо-Суолемская площадь) до 1000 м на севере Анабаро-Хатангской седловины.

Породы позднепалеозойского-раннемезозойского возраста вскрыты всеми пробуренными скважинами. Во внутренней зоне седловины нижнекаменноугольные породы без видимых несогласий постепенно переходят в среднекаменноугольные - нижнепермские.

По своему литолого-фациальному составу описываемые отложения резко отличаются от подстилающих и представлены терригенно-угленосными осадками среднего-верхнего карбона и нижней перми, перекрытыми толщей вулканогенных пород позднепермско-раннетриасового возраста. В разрезе отмечается большое количество пластовых интрузий, суммарная мощность которых достигает 400 м. Такая резкая смена состава осадков является следствием значительного изменения в этот период условий седиментации, расширения области сноса и резкого возрастания вулканической активности, характерного для раннетриасовой эпохи большей части земного шара.

В разрезе пермских отложений Хатангской седловины выделяется пять свит, отличающихся по литологическому составу и довольно уверенно выделяемых по фациальному облику и палеонтологической характеристике.

К нижнему отделу перми относятся тустахская и нижнекожевниковская свиты, соответствующие артинскому и кунгурскому ярусу. По направлению к северному борту седловины нижнепермские породы выделяются в турузовский, быррангский и соколинский горизонты, которые обнажены на мысе Цветкова в непосредственной близости от площади работ. Мощность свит по данным бурения скважин на сопредельных площадях колеблется: тустахской от 340 до 1050 м, нижнекожевниковской от 150 до 500 м.

Верхняя пермь в Анабаро-Хатангском междуречье представлена верхнекожевниковской (уфимский и казанский ярусы), мисайлапской (нижнетатарский подъярус) и туфолавовой (верхнетатарский подъярус перми-индский ярус триаса) свитами. На мысе Цветкова (Восточный Таймыр) им соответствуют промежуточная, верхняя угленосная и эффузивная туфолавовая толща. Мощность их в скважинах на территории Анабаро-Хатангского междуречья колеблется: верхне-кожевниковской – от 245 до 480 м, мисайлапской – от 0 до 210 м, туфолавовой – от 0 до 210 м. В целом мощности увеличиваются от периферии к центру седловины и с юго-запада на северо-восток.

Несмотря на пестроту литологического состава всех пермских свит, в строении их отмечается определенная ритмичность. Туфолавовая свита с размывом залегает на подстилающих отложениях и имеет неповсеместное распространение. Так, она вскрыта всеми пробуренными скважинами на Суолемской площади (мощность изменяется от 106 до 174 м), а на Улаханской и Восточной площадях осадки перми перекрыты терригенными отложениями среднего и верхнего триаса. Причём мощность средне-верхнетриасовых толщ возрастает в северо-восточном направлении от 0.1 м на Суолемской площади до 232 м в скважине 3 на Восточной площади.

Общая мощность верхнепалеозойско-нижнемезозойского комплекса осадков увеличивается на север региона от 600 м на Костраминской площади до 1980 м на Северо-Суолемской площади.

Мезозойско-кайнозойский комплекс венчает разрез осадочного чехла региона, обнажается на различных участках описываемой территории и вскрыт всеми пробуренными скважинами.

Представлен комплекс ритмичным переслаиванием алеврито-песчаных и глинистых пачек, весьма невыдержанных по простиранию и содержащих в отложениях триаса и мела прослои углей от 0,5 до 6,0 м мощности. Соотношение пачек в разрезе подчинено цикличности: для трансгрессивной части цикла господствующее положение принадлежит алевро-глинистым, для регрессивной части – алеврито-песчаным разностям пород.

Общая мощность мезозойско-кайнозойских отложений весьма изменчива и колеблется от 630 м на Северо-Суолемской площади. Нарастание мощности комплекса с юга на север происходит, в основном, за счет нарастания мощности триаса от 0 м Хорудалахской площади до 1240 м на мысе Цветкова (Восточный Таймыр).

В изученных разрезах доля песчаников достаточно велика и они обладают удовлетворительными и хорошими коллекторскими свойствами, поэтому главной задачей поисковых работ в этом районе, наряду с поиском ловушек, является поиск надежных региональных и локальных изолирующих экранов.

1.3.2 Тектоника

Район работ располагается на стыке глобальных структур Сибирской и Карской платформ и Лаптевоморской тектонической плиты, разделенных системой Таймырско-Североземельских складчатых дислокаций. Здесь сочленяются такие тектонические единицы первого порядка, как горно-складчатая система Таймыра, Енисей–Хатангский и Лено-Анабарский мезозойские прогибы, Анабаро-Хатангская седловина, северное погружение Анабарской антеклизы Сибирской платформы (рис. 3).

Рисунок 3 - Структурно-тектоническая схема осадочного чехла Анабаро-Хатангской седловины и сопредельных территорий

Анабаро-Хатангская седловина разделяет Енисейско-Хатангский и Лено-Анабарский мезозойские прогибы. Западная граница седловины условная, проводится по слабовыраженной флексуре чехла на месте Таймыро-Котуйского глубинного разлома фундамента, восточная граница проводится по Оленекско-Анабарскому разлому на правобережье р. Анабар. Западная и восточная границы структуры в плане совпадают с протяженными полосовидными отрицательными гравитационными аномалиями.

Существование верхнепротерозойско-палеозойского прогиба на месте Анабаро-Хатангской седловины подтверждено сейсмическими работами ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», проведенными в 2008 году в Хатангском заливе. Анабаро-Хатангская седловина в рельефе фундамента структурно выражена только на северном продолжении Анабарского массива.

Необходимо подчеркнуть, что седловина как самостоятельный структурный элемент выделяется по мезозойским отложениям. В районе Хатангского залива фундамент переработан варисцидами. Как показали сейсмические исследования, проведенные ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» в 2008-2009 годах в Хатангском заливе, на позднепротерозойско-палеозойском этапе она представляла собой крупную впадину с мощностью осадков до 14 км, получившую название Хатангской синеклизы.

В осадочном чехле Анабаро-Хатангской седловины условно выделяются: южная, центральная и северная области. Южная область характеризуется моноклинальным падением пород в северном и северо-западном направлениях под углом от 1º до 3º.

Мощность мезозойско-кайнозойского комплекса осадков изменяется от 0.1 до 2000 м, а верхнепалеозойского – от 600 до 3200 м. На фоне пологой моноклинали выделяется ряд локальных антиклинальных структур. По своему строению они тяготеют к платформенному типу. Поднятия характеризуются изометричной формой, размеры их составляют 4-6×13-20 км, амплитуда – от 100 до 300 м.

В центральной области седловины по нижнемезозойским и верхнепалеозойским горизонтам выделяются четыре структурных элемента II порядка – Эджанская впадина, Тигяно-Анабарский вал, Сопочная горстовая зона, Харатумусский прогиб.

Эджанская впадина представляет собой отрицательную структуру субширотного простирания, отделяющую Тигяно-Анабарский вал от платформенного борта седловины. По подошве мезозойских отложений она имеет размеры 120×40 км и амплитуду около 400 м. Ось впадины воздымается в восточном направлении. Замыкание структуры отмечается в районе устья р. Суолемы, где закартировано куполовидное поднятие Восточное. На западном продолжении Эджанской впадины по материалам морских сейсморазведочных работ выделены Сындасская ступень и Южно-Хатангский прогиб, отделяющие Сопочную горстовую зону от Северо-Сибирской моноклинали.

Тигяно-Анабарский вал протягивается в субширотном направлении от Анабарской губы до устья р. Тигян-Юрях и представляет собой сложнопостроенную приподнятую зону, в пределах которой выделяются две линии складок, обязанных своим происхождением как простым пликативным деформациям, так и соляно-купольной тектонике. Расстояние между осями складок у залива Кожевникова составляет 10-15 км. К востоку оно сокращается, и в районе Анабарской губы эти оси сходятся.

В северной линии складок выделяются Гуримисское, Чайдахское, Усть-Тигянское поднятия, в южной – Гусинское, Южно-Тигянское, Ледовское, Ильино-Кожевниковское. Поднятия северной линии имеют более крупные размеры (5-8×10-20 км), чем поднятия южной линии (2-6×3-9 км), за исключением Южно-Тигянского, имеющего значительные размеры (4-6×17-20 км). На западном окончании Тигяно-Анабарского вала закартирована Косистая брахиантиклиналь с размерами 15×10 км, выявленная вначале на суше в районе одноимённого мыса и подтверждённая затем морскими сейсморазведочными работами.

Локальные поднятия Тигяно-Анабарского вала имеют амплитуды от 200 до 800 м, углы наклона на крыльях структур колеблются от 7º до 10º, в отдельных случаях достигают 15-17º (Южный Тигян, Чайдах) и даже 20-30º (Усть-Тигянское поднятие). Практически все перечисленные локальные поднятия осложнены разрывными нарушениями, амплитуды вертикальных смещений по которым достигают 700-1000 м.

Западным продолжением Тигяно-Анабарского вала является Сопочная горстовая зона, протягивающаяся на левобережье Хатангского залива на 60-80 км при ширине от 9 до 18 км. Два крупных разлома, с амплитудой вертикальных смещений 2600-3000 м, ограничивают зону с севера и юга. Наиболее приподнятым частям зоны соответствуют Сопочное и Белогорское локальные поднятия. Сопочное поднятие представляет собой антиклиналь широтного простирания, в своде которой на дневную поверхность выходят отложения перми и триаса. Белогорское поднятие – это брахиантиклинальная складка северо-восточного простирания, южное и северное крылья которой осложнены разрывными нарушениями. Структура имеет два купола – западный в районе горы Белой и восточный, расположенный вблизи береговой линии Хатангского залива.

К северу от Сопочной горстовой зоны выделяется Харатумусский прогиб. Он протягивается в субширотном направлении от озера Портнягино до бухты Нордвик. Размеры прогиба составляют 20×150 км, амплитуда прогибания в его центральной части составляет 3000 м. Осадочные слои в прогибе залегают с углами наклона от 3º до 5º. Разрывные нарушения не выявлены.

Северная область Анабаро-Хатангской седловины характеризуется региональным подъемом пород с юга на север. Здесь выделяются Осиповский вал, Апрелевское куполовидное поднятие, Бегичевская котловина и Нордвикская зона поднятий.

Осиповский вал протягивается в северо-восточном направлении на 70 км при ширине 15 км и амплитуде от 300 до 500 м. Оба крыла вала осложнены крупными разрывными нарушениями с амплитудой вертикального смещения около 1000 м. К северу от Осиповского вала выделяется Апрелевское куполовидное поднятие. Размеры складки по различным горизонтам осадочного чехла уменьшаются по мере погружения с 20×50 км до 13×24 км.

В восточной части Осиповского вала оконтурено и детально изучено Журавлиное поднятие, представляющее собой брахиантиклинальную складку, вытянутую в широтном направлении. Размеры складки по различным горизонтам колеблются от 44 × 8 км до 60 × 10 км, амплитуда изменяется от 440 до 850 м. Углы наклона крыльев от 4º до 10º. Южное крыло складки осложнено нарушением с амплитудой смещения до 500 м.

На продолжении Журавлиного поднятия в акватории Хатангского залива работами ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» выявлено небольшое поднятие Цветкова, расположенное в границах выделяемой авторами Шовной зоны, ограничивающей с севера Хатангскую погребённую синеклизу. К югу от Журавлиного поднятия закартирована Бегичевская котловина, разделяющая Осиповский и Нордвикский валы.

Нордвикский вал протягивается на 140 км от нижнего течения реки Малая Новая до полуострова Урюнг-Тумус и далее в акваторию бухты Нордвик. На западном берегу Хатангского залива его составляют четыре сравнительно небольших брахиантиклинали – Лабазная, Ново-Лабазная, Портнягинская и Западно-Нордвикская.

Наиболее крупная Лабазная структура имеет размеры 8-10×12-17 км и амплитуду от 560 до 1000 м по различным горизонтам. Углы наклона крыльев от 14º до 17º. Свод структуры и юго-восточный склон осложнены нарушениями с амплитудой смещения до 350 м. Дальше на восток цепочку антиклиналей продолжают структуры Новая и Нордвик (купол Урюнг-Тумус). Структура Новая, закартированная в акватории Хатангского залива, судя по характеру сейсмической записи, представляет собой соляной шток, аналогичный хорошо изученному на суше соляному штоку антиклинали Нордвик. Похожий по морфологии, но меньший по размерам и амплитуде антиклинальный перегиб, возможно, представляющий восточное замыкание Нордвикского вала, пересечен профилем 5109303 в акватории одноимённой бухты.

Солянокупольная тектоника – характерная особенность Анабаро-Хатангской седловины. Здесь имеются купола с выходом на поверхность нижнедевонской соли (сопки Кожевникова и Урюнг-Тумус), а также с погружением соляного ядра на различные глубины. Например, соляной купол Илья, расположенный в 10 км к западу от штока сопки Кожевникова, имеет глубину залегания от 1 до 2 км. Вероятно, соляную природу имеют Сопочная и Белогорская антиклинали. В кепроках соляных куполов, выведенных на поверхность, встречается девонская фауна, а также крупные обломки диабазов.

Северо-восточным ограничением Анабаро-Хатангской седловины служат Оленёкская система дислокаций и ее морское ответвление – Оленёкско-Бегичевский грабен. Это позднекиммерийские складчатые зоны с мощностью рифейско-меловых и плиоцен-четвертичных отложений до 10 км.

1.3.3 Нефтегазоносность

Анабаро-Хатангская седловина входит в состав региональных нефтегазоносных провинций, образующих Восточно-Сибирскую нефтегазоносную мегапровинцию. Большую часть мегапровинции занимает Лено-Тунгусская НГП с 53 открытыми месторождениями нефти и газа, с залежами в рифей-вендских и нижнекембрийских карбонатных и терригенных породах.

По комплексу газо-геохимических исследований донных отложений на акватории Хатангского залива выделены четыре участка с аномально высокими показателями газообразных и жидких УВ-флюидов (рис. 4). Аномалия I приурочена к Сопочной группе поднятий, аномалия II – к Северо-Сибирской моноклинали, аномалия III – к Сындасской ступени, IV – к Нордвикской группе поднятий, аномалия IVа – к локальной структуре Новая. Выделенные аномалии совпадают с перспективными нефтегазоносными зонами, выделенными по методике ГОНГ (гравиметрическое обнаружение и оконтуривание залежей нефти и газа). Геохимическим аномалиям соответствуют локальные участки разуплотнения в осадочной толще, выделенные по данным гравимагнитной съемки, часть из них совпадают с прямыми проявлениями глубинных газообразных и жидких УВ-флюидов в донных осадках.

На акватории выделено пять станций с микропроявлениями жидких УВ-флюидов (станции 2, 12, 20, 31, 33); две станции – с естественным выходом углеводородных газов (станции 13, 38). Точечные микропросачивания жидких и газообразнгых УВ-флюидов, как правило, приурочены к глубинным разломам (рис. 4). Геохимические исследования показывают высокую перспективность на нефть и газ акватории Хатангского залива.

Рисунок 4 - Схема районирования вероятности перспектив нефтегазоносности Хатангского залива (море Лаптевых) по геохимическим данным

На восточном склоне Сибирской платформы расположена Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция, приуроченная к Вилюйской гемисинеклизе и Привехоянскому прогибу, где открыты 10 месторождений с газовыми залежами в отложениях верхней перми и юры.

Согласно карте нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы под редакцией В.С. Старосельцева (2009), Анабаро-Хатангская седловина относится к одноимённой нефтегазоносной области Лено-Тунгусской НГП, а Енисей-Хатангский региональный прогиб – к одноимённой нефтегазоносной области Западно-Сибирской НГП.

В Анабаро-Хатангской нефтегазоносной области выделяются Киряко-Тасский ВНГР с вероятной продуктивностью палеозойских отложений и Белогоро-Тигянский НГР, в котором известны четыре мелких нефтяных месторождения в верхнепалеозойских и нижнемезозойских образованиях на Южно-Тигянской, Нордвикской, Кожевниковской и Ильинской площадях.

Первая нефть на Анабаро-Хатангской седловине была собрана Т.М. Емельянцевым в 1933 году были получены включения капельно-жидкой нефти в конкреционных и ракушняковых прослоях из обнажений юрских отложений п-ова Урюнг-Тумус, обильные нефте- и газопроявления были встречены при проходке мезозойских и пермских отложений. При геологической съемке и маршрутных работах жидкие УВ были установлены в мезозойских отложениях, плащеобразно закрывающих практически весь участок работ.

На территории работ в тридцатые-сороковые годы XX столетия были открыты нефтяные залежи на Кожевниковской, Ильинской и Южно-Тигянской площадях, приуроченные, главным образом, к пермским отложениям. На Нордвикской площади получена нефть из триасовых отложений. На Чайдахской площади открыта газовая залежь в отложениях нижней перми.

Нордвикское газонефтяное месторождение приурочено к куполовидному поднятию на своде соляного штока Урюнг-Тумус. Залежь открыта в пластах чайдахской свиты карнийского яруса триаса на глубинах от 90 до 120 м в зоне многолетней мерзлоты, которая, вероятно, и экранирует залежь, так как выше развиты такие же песчаники и пески чайдахской свиты. Залежь сосредоточена в сбросовой части купола в виде узкой полосы. Нефть тяжелая с удельным весом 0,94 г/см3 (скв. 429). В скважине 402 из ильинской свиты получен слабый приток безводной нефти с удельным весом 0,836 г/см3.

За время пробной эксплуатации в течение девяти месяцев (с ноября 1946 по август 1947 года) добыто 60 т нефти. Начальные дебиты нефти не превышали 1 м3/сут. Из некоторых скважин получен приток газа дебитом до 11,5 тыс. м3/сут. Запасы нефти оцениваются в 14,5 тыс. т. На Государственный баланс залежь не поставлена.

На Ильинском месторождении залежи нефти открыты в песчаниках нижнекожевниковской и вернекожевниковской свит. Начальные дебиты нефти не превышали 0,56 м3/сут. Нефть от легкой до тяжелой. На Государственный баланс залежь не поставлена.

На Кожевниковском месторождении притоки нефти получены из песчаников верхнекожевниковской свиты. Начальные дебиты нефти не превышали 0,45 м3/сут. На Государственный баланс залежь не поставлена.

На севере Анабаро-Хатангской седловины получены притоки нефти из девонских пород в шахте Комсомольская на глубине 0,5 км. Нефть легкая – 0,83 г/см3, малосернистая, с низким содержанием смол – 1,67 %, без асфальтенов, со значительным содержанием твердых парафинов – 4,4 %.

Помимо месторождений, на территории Анабаро-Хатангской седловины известны многочисленные нефтепроявления, которые фиксируются по всему вскрытому интервалу разреза – от докембрия до нижнего мела включительно. В характере распределения нефтепроявлений намечается определенная закономерность, выраженная в увеличении их количества вблизи зон нарушений и ослабление, вплоть до полного исчезновения, на удалении от зон развития разрывных нарушений.

Все известные залежи и месторождения Анабаро-Хатангской седловины связаны с выявленными геологической съемкой разломами субширотной ориентировки, оперяющими региональные дизъюнктивы, и с соляными штоками девонского возраста (возраст солей определен по фаунистическим остаткам в кепроках). В разрезе выделяются следующие основные перспективные комплексы: верхнепротерозойский, нижнесреднепалеозойский (подсолевой), верхнепалеозойский и мезозойский.

Верхнепротерозойский комплекс может быть вскрыт на глубинах до 5 км только в южной части Анабаро-Хатангской седловины. Коллекторами могут служить мукунская терригенная толща и кавернозно-трещиноватые образования билляхской серии. Региональным флюидоупором могут служить венд-нижнекембрийские доломиты.

Нижнесреднепалеозойский перспективный комплекс на большей части территории доступен для глубокого бурения на положительных структурах. Пористость чабурского горизонта нижнего кембрия составляет 15-20%, проницаемость колеблется в очень широких пределах от десятков до тысяч миллидарси. Черные битумы приурочены к пачке базальных песчаников чабурского горизонта. Содержание битума 0,67-1,54%.

Выше по разрезу до кровли карбонатного комплекса залегают плотные и практически непроницаемые терригенно-карбонатные и галогенные образования среднего кембрия - нижнего карбона. Но и в этой толще есть проявления углеводородов: известно, что в порах и кавернах известняков нижнего карбона на п-ве Урюнг-Тумус обнаружена быстроиспаряющаяся легкая нефть и битум.

Верхнепалеозойский нефтегазоносный комплекс сложен ритмичным чередованием алеврито-песчаных и алеврито-глинистых пачек, среди которых в нижней части комплекса встречаются интрузии долеритов. Коллекторские свойства пород значительно изменяются в зависимости от приуроченности к различным зонам прогрессивного катагенеза и динамокатегенеза. Верхняя и нижняя пермь Нордвикского участка находится в нижней зоне начального катагенеза, пористость пород составляет 15-20%, а проницаемость – единицы и десятки миллидарси. На Сындасской площади пермские отложения приурочены к средней зоне начального катагенеза и пористость их составляет уже 30-35%, а проницаемость увеличивается до нескольких десятков миллидарси.

Имеющиеся данные по открытым залежам нефти и по локальным поднятиям, выявленным сейсморазведкой (Белогорское, Лабазное, Журавлиное поднятия), свидетельствуют о том, что верхнепалеозойский нефтегазоносный комплекс, среди доступных для бурения, может рассматриваться как наиболее перспективный для обнаружения ловушек углеводородов. Прогнозируются в первую очередь структурные ловушки, в том числе литологически и тектонически осложненные: присбросовые, присдвиговые, приконтактные, литологически экранированные и комбинированные. Часть ловушек может быть приурочена к погребенным поднятиям.

Мезозойский потенциально нефегазоносный комплекс, в связи с незначительной степенью катагенеза органического вещества на большей части Анабаро-Хатангской седловины, не рассматривается в качестве самоорганизующегося нефтяного объекта, хотя содержит ряд потенциально нефтематеринских толщ. Нефтепроявления в отложениях нижнего триаса имеют вторичный характер и, как предполагается, связаны с миграцией из нижележащих пород. Однако мезозойские породы обладают хорошими коллекторскими свойствами, содержат многочисленные проявления в виде пятен и капель нефти и могут иметь поисковое значение на глубоко погруженных площадях.

В Хатангском заливе наибольший интерес представляют породы подсолевого комплекса, а также нижнекаменноугольные карбонатные и нижнепермские терригенные отложения. В девяти пробах донных осадков Хатангского залива обнаружены признаки присутствия тяжёлых углеводородов нефтяного ряда. По оценке специалистов СНИИГГиМС и ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», плотность начальных суммарных ресурсов акватории колеблется от 10-30 тыс. т УТ/км2 в прогибах до 50-100 тыс. т УТ/км2 в антиклинальных зонах. Суммарные УВ ресурсы рифейско-триасовых отложений залива в нефтяном эквиваленте превышают 500 млн т. Прогнозные геологические ресурсы локальных поднятий колеблются от 23 до 177 млн т УТ. По данным ФГУП «ВНИИГеосистем» аккумулированные ресурсы акватории Хатангского залива оцениваются в 715 млн т. УТ.

По оценке специалистов ВСЕГЕИ, начальные геологические ресурсы нефти Анабаро-Хатангской НГО составляют 3151 млн т, извлекаемые – 789 млн т. По перспективным комплексам начальные геологические ресурсы нефти распределяются следующим образом: верхнепалеозойский комплекс – 2763 млн т (87,7%), нижне-среднепалеозойский комплекс – 388 млн т (12,3%). В юрско-меловом и триасовом комплексах ресурсы нефти не прогнозируются. Начальные ресурсы свободного газа составляют 1223 млрд м3, в том числе: юрско-меловой комплекс – 508 млрд м3 (41,5%), триасовый комплекс – 335 млрд м3 (27,4%), нижне-среднепалеозойский комплекс – 380 млрд м3 (31,1%). В верхнепалеозойском комплексе ресурсы газа не прогнозируются.

Оценивая территорию по общегеологическим показателям, можно отметить, что наиболее предпочтительными для поисков месторождений углеводородного сырья являются структуры, расположенные на западном берегу Хатангского залива и прилегающие к Таймырской складчатой системе. Перспективы этой зоны усиливаются представлениями о миграции углеводородов из надвиговых зон Таймыра и о повышенном генерационным потенциале из-за возможного прогрева палеозойских пород раннетриасовыми интрузиями. В то же время наличие Южно-Тигянского, Кожевниковского и Нордвикского месторождений – единственных на сегодня установленных в пределах Анабаро-Хатангской седловины – именно на восточном берегу залива не снижают большого интереса к перспективам нефтегазоносности территории между Хатангскоим заливом и Анабарским сводом.

1.4 Физические свойства горных пород

В геологическом строении района исследований участвуют породы от архейско-протерозойского до четвертичного возраста, представленные различными породами.

Породы архейско-нижне-среднепротерозойского фундамента представлены метаморфизированными кристаллическими сланцами, гнейсами, кварцитами. Интрузивные комплексы представлены ультраосновными породами, гранитоидами, гранитами, анартозитами.

Наиболее плотными разностями пород в фундаменте являются амфиболиты (до 2,97 г/см3), гнейсы (до 2,88 г/см3), сланцы (до 2,8 г/см3). Меньшей плотностью обладают граниты (2,59 г/см3), гранито-гнейсы (2,60 г/см3), пегматиты (2,58 г/см3).

Непосредственные измерения скорости распространения сейсмических волн в породах фундамента не проводились. Но в скважине Южно-Суолемская 10 в изверженных породах среднего палеозоя зафиксирована пластовая скорость в 6500 м/с. Пересчет значения пластовой скорости в плотности по формуле Гарднера даёт значение плотности породы в 2,78 г/см3. Таким образом, при плотных породах фундамента (> 2,8 г/см3) значение пластовых скоростей может быть более 6500 м/с. С другой стороны, в менее плотных породах фундамента (граниты) значения пластовых скоростей могут быть порядка 4700-4900 м/с.

Отмеченные породы с повышенной плотностью характеризуются и высокой магнитной восприимчивостью (до 500×105 ед. СИ). Удельные электрические сопротивления пород фундамента очень высокие, составляют сотни и тысячи Ом∙м.

В разрезе осадочного чехла, в зависимости от литолого-фациального состава пород, степени их дислоцированности и метаморфизма, выделяются три структурных этажа: верхнепротерозойско-нижне-среднепалеозойский (рифей, венд, кембрий, ордовик, силур, девон, нижний карбон), верхнепалеозойско-нижнемезозойский (средний-верхний карбон, пермь, нижний триас) и мезозойско-кайнозойский (верхний триас, юра, мел).

Породы рифейского (позднепротерозойского) комплекса представлены платформенными разностями: в нижней части песчаниками, алевролитами, аргиллитами, перекрытыми толщей доломитов и глинистых доломитов. Удельные электрические сопротивления колеблются от 100 до 800 Ом∙м, присутствие углеродистых сланцев в разрезе значительно понижает их сопротивление (до 30-50 Ом∙м), карбонатные толщи практически немагнитны и характеризуются повышенной плотностью (2,76-2,80 г/см3).

Вендские отложения представлены глинистыми мелкозернистыми песчаниками, сменяющимися вверх по разрезу алевролитами и конгломератами. Вскрыты в скважинах, пробуренных на Южно-Суолемской и Северо-Суолемской площадях, представлены карбонатными породами, плотностью 2,65-2,67 г/см3 и соответствующими пластовыми скоростями 5250-5350 м/с.

Нижне-среднепалеозойский комплекс сложен известняками, доломитами и мергелями с прослоями сланцев, аргиллитов и интрузивными породами. Кембрийские отложения представлены переслаиванием доломитов, известняков и черных углисто-глинистых сланцев. Для отложений девона характерно наличие галогенных осадков, выходящих на дневную поверхность в ядрах соляных куполов. Удельное электрическое сопротивление колеблется в широком диапазоне в зависимости от литологического состава пород, водонасыщенности, минерализации подземных вод – от 100-500 Ом∙м для карбонатных толщ до 1000 Ом∙м – для галогенных. Присутствие углистого и глинистого материала в составе пород значительно снижает их сопротивление. Магнитная восприимчивость карбонатно-терригенной толщи составляет (1-10)×10-5 ед. СИ, а глинисто-карбонатных отложений – (10-30)×10-5 ед. СИ. Средние значения плотности пород терригенно-карбонатной и карбонатно-глинистой толщ соответственно равны 2,68 г/см3 и 2,60 г/см3. Наименьшей плотностью (до 2,20 г/см3) обладают соли.

Плотности нижнепалеозойских пород Анабарского массива составляют: песчаники – 2,42 г/см3, известняки – 2,62 г/см3, мергели – 2,50 г/см3. Соответственно, пластовые скорости (по пересчету от плотности) могут составить от 3800 до 5700 м/с.

По литолого-фациальному составу отложения верхнепалеозойского-нижнетриасового комплекса резко отличаются от подстилающих и представлены терригенно-угленосными осадками среднего-верхнего карбона и нижней перми, перекрытыми толщей вулканогенных пород позднепермско-раннетриасового возраста. В разрезе отмечается большое количество пластовых интрузий, суммарная мощность которых достигает 400 м. Удельное электрическое сопротивление терригенных отложений – от 5 до 15 Ом∙м, плотность – 2,55 г/см3.

Присутствие в породе проводящих минералов приводит к увеличению электропроводимости несколько раз. У широко распространенных углефицированных пород сопротивление изменяется в пределах нескольких десятков Ом∙м. Наличие туфогенных отложений (2,24 г/см3) в разрезе приводит к снижению плотности. Намагниченность туфов близка к нулю, а базальтов – около 1,0 А/м. Электрическое сопротивление туфогенных образований сопоставимо с сопротивлением терригенных пород.

Пластовые скорости пород этой толщи определены по данным ВСП в разрезах скважин Рыбинская 1, Южно-Суолемская 10. Значения пластовых скоростей колеблются от 3100 до 5200 м/с. Высокие значения скоростей приурочены к вулканогенным породам.

Мезозойско-кайнозойский комплекс представлен ритмично переслаивающимися алеврито-песчаными и глинистыми пачками. В отложениях триаса-мела они включают прослои углей мощностью от 5 до 6 м. Удельное электрическое сопротивление колеблется в широком диапазоне и зависит от литологического состава пород, водонасыщенности, минерализации подземных вод. Для комплекса характерны низкие значения плотности – 2,3-2,4 г/см3, пониженные значения пластовых скоростей (до 2500 м/с). Но в верхней части разреза в зоне распространения многолетнемерзлых пород (мощность 200-500 м) пластовые скорости резко увеличены. [1, 2, 3]

2 АППАРАТУРА И МЕТОДИКА МОРСКИХ РАБОТ

2.1 Аппаратура и оборудование

2.1.1 Источник сейсмического сигнала

В качестве источника сейсмических колебаний использовался групповой пневмотический источник (ПИ) американской фирмы «Bolt»(рис. 5).

Рисунок 5 - Пневмоисточник «Bolt»

Технические характеристики группового пневмоисточника:

условное обозначение группы    11,9/6 – 2 м;

модель используемых пневмоисточников Bolt 1900LL, 2800LL;

суммарный рабочий объём группы   11.9 л (720 in3);

количество линий в группе     1;

количество пневмоисточников в группе 6;

рабочее давление      137 атм (2000 PSI);

допустимая рассинхронизация в группе ≤ 1 мс;

глубина погружения группы    2 м;

амплитуда peak - peak     24±1,02 bar∙m;

соотношение peak / bubble     19±1,53;

компрессор        «УКС – 400ПВ»;

ресивер         150 л;

контроллер        «BigShot».

Конфигурация группы на масштабной сетке с шагом 2 м изображена на рисунке 6. Акустические характеристики группы приведены на рисунках 7-8.

Рисунок 6 - Конфигурация группового ПИ

Рисунок 7 - Сигнал группового ПИ в дальней зоне

Рисунок 8 - Амплитудно-частотная характеристика сигнала группово

Для обеспечения группового ПИ сжатым воздухом рабочего давления на судне «взрыв-пункте» был установлен компрессор высокого давления «УКС-400ПВ» (рис. 9).

Рисунок 9 - Компрессор высокого давления «УКС-400ПВ» установленный на палубе

Устройство спуска-подъема пневмоисточников было изготовлено (силами ГНЦ ФГУГП «Южморгеология») в виде мелкосидящего плота, каркасного типа на пластиковых поплавках. Данная конструкция позволяет работать на предельном мелководье (рис. 10).

Рисунок 10 - Устройство спуска-подъема

Группа пневмоисточников буксировалась на удалении 10 метров от кормы. Управление группой ПИ осуществлялось с помощью контроллера Big Shot фирмы RTS (рис. 11).

Контроллер обеспечивал точность синхронизации ± 0,1 мсек.

Рисунок 11 - Контроллер Big Shot

2.1.2 Регистрирующий комплекс

Для проведения съемки 2D использовалась телеметрическая система сбора сейсмической информации «ARAM ARIES II» (Канада).

Система предназначена для выполнения 2D-3D сейсмических работ и имеет модульное строение, т. е. состоит из центральной станции и комплекта независимых и взаимозаменяемых полевых модулей RAM. К каждому модулю подключен один сейсмический кабель, который содержит 8 сейсмических каналов, состоящих из гидрофона для приема сигнала на глубине от 75 до 1 м. Информация с сейсмических каналов передается по кабелю на центральную регистрирующую станцию (ЦРС) и записывается на электронный носитель в требуемом формате. Основной режим работы системы – телеметрия в реальном времени, когда информация передается на центральную станцию непосредственно после каждого взрыва.

Принципиальная схема размещения приемно-регистрирующего оборудования системы «ARAM ARIES II » на местности, приведена на рис. 12.

Рисунок 12 - Примерная схема размещения приемно-регистрирующего оборудования системы «ARAM ARIES II » на местности

Модуль дистанционного сбора данных – Remoute Acquisition Module (RAM) служит для сбора в аналоговой форме данных сейсморазведки от сейсмических приемников с последующим преобразованием в цифровую форму и передачей к модулю обработки данных – Seismic Processing Module (SPM). Основные параметры модулей дистанционного сбора данных (RAM) приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Основные параметры модулей дистанционного сбора данных

Наименование параметра

Значение параметра

Разрешение АЦП

24 бит (23 плюс знак)

Число трасс на ПМ RAM

8 сейсмических каналов

Интервалы между отсчетами

¼, ½, 1, 2, 3, 4 мс

Взаимное влияние

>130 (при шаге дискретизации 2 мс и 25 °С)

Нелинейные искажения

0,0002 %

Предусиление

12, 24 и 30 дБ

Эквивалентный входной шум

<61 мкВ RMS при коэффициенте 12 дБ

Полоса пропускания частот

от 3 до 1640 Гц

Максимальный входной сигнал

0,944 В RMS @ 12 дБ предварительное усиление,

0,214 В RMS @ 24 дБ предварительное усиление,

0,122 В RMS @ 30 дБ предварительное усиление

Динамический диапазон

135 дБ

Стандарт времени

±2,5 ppm от минус 45 °С до 70 °С

Идентичность каналов

лучше 1 %

Рабочее напряжение

18÷30 В

Подавление общего режима

>105 дБ

Входной импеданс

20 кОм (дифференциальный)

Антиаляйсинговый фильтр

цифровой фильтр с линейно-фазовой характеристикой. Для интервала дискретизации 2 мс:

f0 (частота среза, точка – 3 дБ) = 0,82fN=205,9 Гц

Рабочий диапазон температур

от минус 40°C до +70°C

Коммуникационный модуль TAP служит для организации работы множества базовых линий и ретрансляции данных от модулей RAM на модуль обработки данных. Межлинейный модуль TAP со встроенным RAM обеспечивает межлинейную связь линий приема. На каждую линию приема требуется один модуль TAP. Модули TAP между собой соединены кабелем, который подключается к сейсмостанции. Зарядка ионно-литиевых батарей в морских корпусах TAP и RAM показана на рисунке 13.

Ионно-литиевая батарея имеет следующие характеристики:

  •  напряжение – 24 В DC;
  •  емкость – 14 А·ч;
  •  время пользования – 120 ч непрерывно при 20°С;
  •  время зарядки – 4 ч через зарядное устройство SMART Charger;
  •  вес – 4,54 кг.

Рисунок 13 - Зарядка ионно-литиевых батарей

Морской корпус:

  •  вес – 16 кг с RAM и ионно-литиевой батареей;
  •  глубина погружения – до 75 м.

Кабель:

  •  усиление на разрыв – до 727 кг;
  •  кожух – двойной, полностью водонепроницаемый;
  •  вес – 17,5 кг/100 м.

В составе приемного устройства использовались сейсмоприемники гидрофонного типа DT-25-11A, характеристики которых приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристики гидрофонов DT-25-11A

Наименование параметров

Параметры

Собственная частота

10 Гц

Чувствительность

11,2 В/бар

Сопротивление

160 Ом

Импеданс

250 Ом

Рабочие температуры

0 ÷ +35 °С

Рабочие глубины

До 80 м

Длина

12,4 см

Диаметр

5,3 см

Масса

400 г

На барже БП-101 в специально оборудованном помещении была установлена ЦРС системы «ARAM ARIES II» (рис. 14), основные характеристики которого приведены в таблице 3.

Рисунок 14 - Специально оборудованное помещение с регистрирующим оборудованием системы «ARAM ARIES II»

Таблица 3 - Основные характеристики центральной регистрирующей системы

Наименование характеристики

Параметр

Контроль, управление и контроль качества

Модуль обработки данных – Seismic Processing Module (SPM) служит для управления полевым оборудованием и периферийными устройствами, входящими в состав центрального оборудования ARIES. SPM построен на базе двух процессоров 2.0Ггц Pentiun 4 XEON (5300 серии), 16Гб RAM, помимо этого в модуле применяется объединяющая шина PCI-X. Два QUAD порта поддерживают до 2400 каналов в линии. Работа оператора построена на основе графического интерфейса операционной системы Windows XP. Интерфейс поддерживает до 5 мониторов с максимальным разрешением до 1920x1200. В состав модуля входят 2 накопителя на высокоскоростной жестких дисках SATA 1Тб, включающих два RAID-1 массива данных.

Число сейсмических трасс

записывающий модуль обеспечивает работу с 24 000 трасс в реальном времени с шагом 2 мс

Формат записи

демультиплексировaнный SEG-D, Rev 0; демультиплексировaнный SEG-Y в 4-бaйтной конфигурaции. Длинa зaписи - от 250 мс. до мaксимумa в 128 с при частоте выборки 2 мс.

Возможность выбора записи данных на внешний носитель

DVD, HDD, NAS, USB и т. д.

2.1.3 Навигация

Для определения положения судна использовалась навигационно-спутниковая система DGPS. Для обеспечения требуемой точности привязки не более 5 м применялся спутниковый дифференциальный режим DGPS, реализованный на базе GPS приемника C-NAV 2050 R (рис. 15), который принимает спутниковые дифференциальные поправки и через радиомодем «Integra» (рис. 16) передает на маломерные плавсредства. Для промера глубин использовали эхолоты «HUMMINBIRD 718X».

Рисунок 15 - GPS приемник C-NAV 2050 R

Рисунок 16 - Радиомодем «Integra»

Размещение навигационного оборудования на мотолодке показано на рисунке 17.

Рисунок 17 – Навигационное оборудование на мотолодке RIB FAST-1000

2.1.4 Транспорт

Для проведения сейсморазведочных работ использовались следующие регистровые суда:

1.МБ «Созидательный» (рис. 18).

Судно использовалось для буксировки всех плавсредств в район проведения геофизических работ.

Рисунок 18 - МБ «Созидательный»

2. Л/х «Лесное» (рис. 19).

Судно использовалось для проживания работников сейсмической партии, хранения научного оборудования, запасов ГСМ, продуктов и пресной воды.

Рисунок 19 - Л/х «Лесное»

3. Баржа БП-101 (рис. 20).

Баржа БП-101 предназначена для хранения приемного устройства и зарядки полевых модулей. Также на ней установлена сейсмостанция.

Рисунок 20 - Баржа БП-101

Также использовались плавсредства, принадлежащие ГНЦ ФГУГП «Южморгеология»:

4. Маломерный судно «Спарка» (рис. 21).

Судно-источник предназначено для размещения на борту пневматического комплекса и осуществления возбуждения сейсмических колебаний.

Рисунок 21 - М/с «Спарка»

4. М/л «RIB FAST-1000» (рис. 22).

М/л «RIB FAST-1000» – предназначено для раскладки и сборки приемного устройства.

Рисунок 22 - М/л «RIB FAST-1000»

Технические характеристики лодок RIB FAST-1000 приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Технические характеристики лодки RIB FAST-1000

Параметры

Характеристика параметров

общая длина

999 см

общая ширина

270 см

макс. высота борта

142 см

кол-во отсеков

7+1

макс. диаметр баллонов

50

вес

936 кг

макс. кол-во человек

25

макс. допустимая загрузка

2700 кг

макс. мощность

368 kW=500 л.с.

2.2 Методика работ

Сейсмические исследования МОВ ОГТ 2D проводились по методике профильного сейсмозондирования с перемещением пункта взрыва вдоль донной приемной расстановки (косы).

Водная территория бассейна реки Хатанга и Хатангского залива носит мелководный характер. В сезоне 2013 г исследована акватория с глубинами от 40 до 1 метра.

Условия нахождения приемного устройства на дне Хатангского залива можно подразделить на 2 категории:

  •  приемное устройство располагается на глубинах от 2 м;
  •  приемное устройство располагается в условиях повышенных течений, которые имеют место в устье реки Хатанга (мыс Поворотный) и на выходе Хатангского залива в море Лаптевых (мыс Сибирский).

В условиях всех упомянутых категорий при одинаковом состоянии погоды уровень шумов на приемном устройстве будет различен.

Перед началом выполнения возбуждений в обязательном порядке тестируется приемное устройство на предмет его работоспособности и контроля уровня шумов (рис. 24). Если существуют неработающие каналы, то они устраняются.

Рисунок 24 - Измерение уровня шумов

1. Приемное устройство располагается на глубинах от 2 м

В подобных условиях был выполнен весь основной объем сейсмических исследований в 2013 г с гидрофонными датчиками. Опыт работ показал, что уровень шумов здесь зависит только от погодных условий.

2. Приемное устройство располагается в условиях повышенных течений (мыс Сибирский и мыс Поворотный).

В этом районе работы проводились только с утяжеленными грузовыми секциями «косы». Здесь помимо приливного/отливного повышенного течения, наблюдались течения вдоль берега и различные течения с реки Хатанга, влияющие на качество сейсмического материала.

Во всех случаях снос кабеля на линиях приема не допускался и всегда контролировался оператором сейсмостанции. Если после раскладки косы обнаруживалось искривление приемной линии после выполнения первых возбуждений, то оно первоначально расценивалось как брак в работе при их раскладке и работы останавливались. Происходила перекладка снесенных линий приема и если после этого искривление не исчезало, то работы продолжались. В случае невозможности исправления искривления приемной линии связанное с сильным течением ситуация воспринималась как непреодолимое препятствие, которое впоследствии учитывалось при обработке сейсмического материала.

По прибытии к месту работ сейсмическая партия начала производственные работы в реке Хатанга на профиле 3212206.

Попытки раскладки приемных линий согласно проектным условиям (в поперечном направлении реки) даже с дополнительными грузовыми секциями не позволяли удерживать его в фиксированном положении на дне водоема. Анализ результатов первых исследований показал, что пагубное действе на приемные устройства, находящиеся на дне водоема, оказывает сильное течение реки. Поэтому было принято решение об установке дополнительных грузов на приемные секции (рис. 25).

Рисунок 25 - Приемная секция с дополнительным грузом

Уровень шумов на приемном устройстве в процессе производственных наблюдений контролировался путем прямых их измерений на сейсмостанции. Выполнение возбуждений, как правило, начиналось в благоприятную для исследований погоду за 1.5-2 часа до времени максимального прилива и заканчивалось на времени, соответствующем срединной точки отлива, когда резко повышался уровень шумов. В среднем период отстрела на приливе занимал 3-4 часа. При выполнении возбуждений были установлены следующие величины погружения групповых пневмоизлучателей:

  •  глубине моря от 4.0 м соответствовало погружение на 2 м;
  •  глубине моря от 2 до 4 м соответствовало погружение на 1.0 м;
  •  глубине моря менее 2 м соответствовало погружение на 0.7-0.8 м.

Технологическая схема выполнения съемки 2D на акватории с применением системы «ARAM ARIES II» имела следующую последовательность выполняемых операций:

1. Непосредственно на барже-площадке в 2 мотолодки «RIB FAST-1000» укладывались модули RAM с сейсмическим кабелем и гидрофонами (каналами) в каждую лодку. Загруженные мотолодки с баржи-площадки выходили в точку раскладки. После раскладки приемного оборудования мотолодки возвращались к барже-площадке для ожидания окончания отстрела активной расстановки.

2. После выполнения операции по раскладке приемного устройства в одну лодку «RIB FAST-1000» загружается безприборный кабель с модулем TAP и лодка выходит для раскладки безприборной линии. Параллельно выполняемым операциям судно «взрыв-пункт» выходит в точку начала запланированной к отработке линии пунктов взрыва.

3. Разложенное приемное устройство тестируется и в случае положительного результата дается команда на выполнение возбуждений. Судно «взрыв-пункт» выполняет возбуждения колебаний.

4. После выполнения регистрации лодки или собирают приемную линию на баржу или после сборки начинают процесс перекладки приемной системы.

Далее процесс повторяется конвейерным способом производства работ.[4]


3 ОБРАБОТКА И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ

3.1 Анализ качества полученных материалов

Контроль первичных сейсмических данных выполнялся непосредственно на борту судна с целью оценки качества сейсмических и гидрографических материалов, чтобы контролировать качество сейсмической записи, удовлетворяющее проектным условиям и не допустить отклонений.

Оператор центральной станции в реальном времени контролирует работоспособность телеметрической системы и качество поступающего сейсмического материала, наблюдая сейсмограммы (рис. 26), выводимые на экран.

Рисунок 26 – Первичная сейсмограмма

После отработки профиля по данным SPS-файлов с результатами фактической привязки отрабатываемых ПВ и ПП, производится его построение, контроль отклонений и расчет фактической кратности. Данная процедура проводится с использованием программы проектирования OMNI Design. Дальнейший контроль качества производился непосредственно в процессе предварительной обработки материала.

Предварительная обработка выполнялась в поле с целью оперативного обобщенного контроля качества работ и регистрируемых сейсмических данных, с целью внесения возможных корректив в некоторые элементы методики регистрации колебаний, например, коэффициенты предварительного усиления и т.д. Кроме этого, на полевом ВЦ осуществлялась вся необходимая подготовка полевых данных для передачи материалов на окончательную обработку в основном ВЦ, а в дальнейшем в ФГУНПП «Росгеолфонд» и территориальный фонд геологической информации ФГУ «ТФИ по Красноярскому краю».

Оперативный контроль качества на полевом ВЦ выполнялся путем обработки как отдельных сейсмограмм по процедурам амплитудного и спектрального анализа, так и временных разрезов с использованием программного обеспечения «Geocluster 4100» либо «VISTA® 2D/3D».

Обработка сейсмических данных и дополнительный QC- анализ выполнялся на персональном компьютере с установленным пакетом обработки Geocluster. Также в данном обрабатывающем комплексе для контроля качества получаемого материала рассчитывался АЧХ и соотношения Ас/Аш по исходным сейсмограммам в окнах (оптимальное соотношение сигнал-шум для данного района работ определено и согласовано с представителем заказчика). Все результаты расчетов выводятся в виде графиков в электронном виде и на бумажном носителе.

3.2 Граф обработки сейсморазведочных данных 2D

Стандартная обработка сейсмических данных с целью последующей структурной интерпретации полученных результатов выполнена с использованием базового графа (в процессе обработки и анализа промежуточных результатов граф корректировался).

Базовый граф обработки материалов с целью детального изучения геологического разреза и прогнозирования зон нефтегазоносности:

  •  ввод сейсмических данных, формирование заголовков, описание геометрии с её контролем в системе «Geocluster»;
  •  ввод поправок за отметку момента возбуждения (задержку записи);
  •  редакция исходных сейсмических данных;
  •  ввод аппаратурной задержки;
  •  расчет и введение априорных статических поправок;
  •  сигнатурная деконволюция с использованием информации о форме сигнала;
  •  восстановление амплитуд (учёт геометрического расхождения) с учётом удалений;
  •  редактирование участков записи с аномально высокими значениями амплитуд;
  •  поверхностно-согласованная коррекция амплитуд;
  •  скоростной анализ с шагом 1000 м;
  •  предсказывающая деконволюция (с учётом поверхностных условий);
  •  введение априорных статических поправок;
  •  итеративная коррекция статических и кинематических поправок (2-3 итерации);
  •  подавление кратных волн;
  •  F-X деконволюция;
  •  компенсация сейсмограмм за угол наклона отражающих границ (DMO-преобразование);
  •  финальная коррекция кинематических поправок;
  •  полосовая фильтрация;
  •  выполнение предварительной временной миграции до суммирования с целью дополнительного анализа скоростей для построения скоростной модели миграции;
  •  скоростной анализ с шагом 500 м;
  •  выполнение временной миграции до суммирования с уточнённой скоростной моделью;
  •  выбор и применение оптимальных параметров суммирования;
  •  коррекция остаточных фазовых и статических сдвигов;
  •  повышение когерентной составляющей полезного сигнала;
  •  выравнивание спектра суммарного разреза;
  •  полосовая фильтрация (переменная по времени и пространству);
  •  дополнительный анализ волнового поля с получением мгновенных динамических и кинематических характеристик сейсмозаписей;
  •  архивация результатов обработки в формате SEG-Y и визуализация временных разрезов на бумагу.

В связи с неоднозначностью оценок по углеводородному потенциалу осадочного чехла был проведен атрибутный динамический анализ с целью определения возможной нефтегазоносности геологического разреза. Для этого былы реализованы дополнительные процедуры обработки с использованием технологий как СGG (система GeoCluster-5000), так и AVO-анализа сейсмических данных (система Probе – Paradigm Geophysical, B.V., Нидерланды), а также автоматическая высокоразрешающая коррекция остаточной кинематики на основе AVO-критерия (SWAN метод). Поскольку с помощью указанных процедур оценены не только перспективные объекты, которые были выявлены, но и «фоновые» участки профилей, дополнительная обработка с AVO-анализом произведена для всего объема сейсмических материалов.

3.3 Результаты геофизических исследований

Методика интерпретации сейсмических данных основана на принципах сейсмической стратиграфии и включает следующие основные этапы:

анализ волновой картины на временных разрезах ОГТ и стратификация сейсмических границ и осадочных комплексов; (рис. 27)

анализ атрибутов сейсмической записи;

анализ сейсмических скоростей и построение глубинно-скоростных моделей;

построение карт, схем, сейсмогеологических разрезов с использованием компьютерных технологий;

интерпретация AVO-атрибутов и графическая визуализация результатов анализа;

комплексная интерпретация и анализ всех результатов обработки сейсмических данных;

оценка погрешности и достоверности результативных данных.

Окончательная обработка сейсморазведочных материалов выполнялась на вычислительном центре НПП «ЮМГинфо» ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» с использованием программ:

  •  комплекс программ «Millenium» для расчёта статических поправок по первым вступлениям преломлённых волн 2D/3D;
  •  комплекс программ интерпретации данных сейсморазведки 2D/3D «GeoGraphix Discovery»;
  •  GeoCluster-3100, 4100, 5000 – комплекс программных продуктов компании CGGVeritas, Франция для обработки данных сейсморазведки 2D/3D;
  •  ChronoVista – интерактивный пакет программ компании CGGVeritas для детального скоростного анализа.
  •  GeoDepth 2D/3D - пакеты временной обработки и интерпретации данных сейсморазведки;
  •  FastVEL 2D/3D – автоматическая высокоразрешающая коррекция остаточной кинематики на основе AVO-критерия (SWAN метод). Остаточная кинематика оценивается на основе AVO-атрибутов (коэффициента нормального падения R0 и градиента GR);
  •  Probe – (Paradigm Geophysical, B.V., Нидерланды) cистема для 2D/3D AVO инверсии (получения AVO атрибутов), анализа и моделирования, предоставляющая специалистам все необходимые инструментальные средства для выполнения любых по сложности и объему AVO проектов. Система обеспечивает комплексную интеграцию данных, методик и технологий обработки;

Указанное программное обеспечение позволяет выполнять все процедуры графа кинематической и динамической обработки 2D/3D-данных.

Рисунок 27 - Временной разрез по профилю 240802-240805

При камеральных работах также использовались программы MapInfo 7.0, ArcView 3.2, CorelDRAW Graphics Suite 12, Photoshop CS Full Russian и др.

Район работ располагается в Западно-Лаптевской структурно-тектонической и нефтегазоносной области, представляющей собой наиболее перспективную часть шельфа.

В разрезе выделяется платформенный этаж, сложенный терригенно-карбанатными отложениями верхнего рифея-венда, карбонатными породами кембрия – нижнего карбона и терригенной толщей от визейского яруса С1 до нижнего мела.

Отложения платформенного этажа играют определяющую роль в оценке нефтегазоносности не только по косвенным признакам, но и по наличию в них месторождений нефти, битумов, проявлений газа на северном склоне Сибирской платформы.

Это определяет необходимость детального изучения этой части разреза, которая содержит следующие отражающие сейсмические границы, по которым были построены карты изохрон, структурные карты, карты мощностей комплексов:

  1.  граница VI – поверхность фундамента;
  2.  граница VI – кровля венда (сейсмическое несогласие);
  3.  граница V – кровля кембрия (сейсмическое несогласие);
  4.  граница IV – кровля карбонатной толщи ордовика – силура – нижнего-среднего девона;
  5.  граница III – поверхность карбонатного комплекса (турнейский ярус нижнего карбона).

В терригенной части бассейнового комплекса выделяются четыре отражающих горизонта: от IIIо до IIIз.

Таким образом, по платформенному этажу был построен комплекс карт: изохрон – 9, структурных – 9, мощностей – 8.

Бассейновый, возможно, нефтегазоносный этаж подразделяется на два интервала: рифтогенный, сложенный терригенными отложениями верхнего мела – миоцена и плиоцен-четвертичный покровный интервал. Мощность бассейнового комплекса резко меняется от 0 до 5-7 км в рифтовых зонах. Подошва бассейнового комплекса картируется горизонтом II, а кровля - горизонтом Л. Внутри толщи выделяются два основных горизонта: IIо, соответствующий кровле верхнего мела, и горизонт I, соответствующий кровле палеогена. Таким образом, для данного комплекса можно выполнить структурные построения еще по 4 отражающим горизонтам и построения карт мощностей по 3 интервалам разреза.

Общее количество карт изохрон и структурных может составить: изохрон – 13, структурных – 13, мощностей – 12.

Были построены глубинные и сейсмогеологические разрезы по 11 профилям в масштабе 1:200000. [1, 2, 3, 4]

3.4 Проект работ МОВ ОГТ 3D

Кратность наблюдений является важнейшим технико-экономическим параметром проектируемых работ. Величина кратности наблюдений контролирует на итоговом временном разрезе отношение сигнал / помеха: чем выше кратность, тем выше динамическая выразительность временного разреза. Чрезмерное увеличение кратности или уменьшение размеров бина непременно приводит к резкому удорожанию полевых работ. Поиск разумного компромисса в этом вопросе - главная задача этапа проектирования сейсморазведочных работ.

Практика проведения сейсморазведочных работ 3D свидетельствует о том, что в большинстве случаев для предварительной оценки величины возможной кратности работ можно руководствоваться следующим простым соотношением: Fold3D = (0.5 - 1.0)Fold2D, где - Fold2D - кратность профильных сейсморазведочных работ по технологии 2D хорошего качества в изучаемом или соседнем районе.

Профильные работы в Хатангском заливе с хорошим качеством записи имели кратность 120, то есть кратность площадных работ должна быть в диапазоне 60-120, для получения хорошего качества материала и удовлетворительной стоимости полевых работ оптимальной кратностью является 80.

Для обеспечения необходимой глубинности исследований проектируемой съемкой 3D важно выполнение еще одного условия: система наблюдений должна обеспечивать получение неискаженных записей сейсмических трасс от наиболее глубоко залегающих целевых сейсмических горизонтов.

Это будет возможным, если размеры регистрирующей расстановки будут таковы, что размер Хмах максимального удаления "источник - приемник" будет определенным образом согласовываться с изучаемыми глубинами залегания этих горизонтов. Расстояние Хмах, с одной стороны, должно быть возможно большим, чтобы обеспечить уверенное проведение скоростного анализа до целевых горизонтов. С другой стороны, это расстояние должно быть таким, чтобы исключалась возможность регистрации либо головных волн, либо закритических отраженных волн. Конечно, полученные на чрезмерно больших удалениях трассы можно просто проигнорировать в процессе обработки. Однако это ведет к неоправданным временным и финансовым затратам. Поэтому принято считать, что приемлемые проектные решения получаются в том случае, если максимальное расстояние Хмах и наибольшая глубина залегания целевого горизонта Zueли связаны следующим соотношением: Хмах = (0.8 – 1.2)Zцели. [5]

По результатам работ прошлых лет перспективными нефтегазовыми отложениями на Нордвикской зоне поднятий Хатангского залива являются отложения нижней перми глубиной залегания до 4000 м. Под данный целевой горизонт и были подобраны параметры системы наблюдения 3Д.

Обзорная схема Хатангского залива моря Лаптевых приведена на рисунке 28, где представлены возможные площади работ для исследований по методике МОВ ОГТ 3D, параметры которой приведены в таблице 5.

Рисунок 28 – Расположение проектных площадок исследований

Таблица 5 - Проектные параметры морских сейсморазведочных работ

Проектные параметры методики работ

Величина параметров

1. Вид работ

МОВ ОГТ 3D

Система расположения взрывных и приемных профилей

взаимно-перпендикулярная, «прямой крест»

2. Основные параметры

система наблюдений

центральная, симметричная

номинальная кратность (в зоне полнократного накопления)

80

по оси Х (вдоль ЛПВ)

10

по оси Y (вдоль ЛПП)

8

максимальное удаление «взрыв-прием», м (Хмах)

4537

минимальное удаление «взрыв-прием», м (Хмин)

389

соотношение полуосей шаблона (характеристика А)

0.87

размер бина, м

25 × 25

размер полуосей единичной расстановки, м

2975 × 3425

3. Геометрия линий приема в шаблоне

количество ЛПП в полосе

8

интервал между ЛПП, м

300

количество ПП на ЛПП

120

количество активных каналов в шаблоне

960

шаг ПП на ЛПП, м

50

4. Геометрия линий возбуждения в шаблоне

количество ЛПВ

1

интервал между ЛПВ, м

300

количество ПВ на линии

96

шаг ПВ на ЛПВ, м

50

5. Параметры перемещения шаблона

перемещение шаблона вдоль полосы в количестве интервалов между ЛПВ

1

перемещение шаблона на смежную полосу в количестве интервалов между ЛПП

8

6. Параметры регистрации

шаг дискретизации, с

0.002

длина записи, с

6

формат записи

SEG-D , SEG-Y

Схема проектных профилей линий пунктов приема (ЛПП) и линий пунктов взрыва (ЛПВ) представлена на рисунке 29.

Рисунок 29 - Схема проектных профилей линий пунктов приема (ЛПП) и линий пунктов взрыва (ЛПВ)

Распределение номинальной кратности на площади исследований приводится на рисунке 30.

Рисунок 30 - Распределение номинальной кратности на площади исследований

В связи с тем, что параметры системы наблюдения 3D на всех площадях однотипны, то и атрибуты для всех площадей съемок, которые представлены на нижеследующих рисунках, будут идентичны вне зависимости от размера площади (рис. 31-34).

       

а б

Рисунок 31 Распределение ближних (а) и дальних (б) удалений

    

а      б

Рисунок 32 Распределение удалений (а) и азимутов (б) в бине

      

   а       б

Рисунок 33 Гистограммы распределения удалений (а) и азимутов (б) 

Рисунок 34 Распределение средней кратности прослеживания отражающих границ в зависимости от глубины их залегания

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящей дипломной работе показана эффективность применения технологии сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D кабельными телеметрическими системами Aram на Хатангском заливе моря Лаптевых.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

– изучены геолого-геофизические особенности района работ;

– описан аппаратурный комплекс и методика работ;

– рассмотрен оптимальный граф обработки данных;

проанализированы конечные сейсмические разрезы;

– спроектированы сейсморазведочные 3D работы.

Для повышения интенсивности записи производилось группирование 6 источников. 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 Хатангского залива, характеризуется разнообразным качеством волнового поля. Полученные результаты отображают целесообразность проведения обработки профильных наблюдений 2D МОВ ОГТ по технологии AVO-анализа для уточнения положения разведочных скважин.

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

В данной дипломной работе показана эффективность технологии МОВ ОГТ 2D для выявления зон нефтегазонакопления на Анабаро-Хатангской седловине.

Автор выражает благодарность своему научному руководителю – Владимиру Ивановичу Гуленко, доктору технических наук, заведующему кафедрой геофизических методов поиска и разведки за неоценимую помощь в написании дипломной работы.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ГНЦ ФГУГП «ЮЖМОРГЕОЛОГИЯ». Информационный отчет по результатам работ 2009 года по Государственному контракту № 24/01/70-310 «Изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности недр Енисейского и Хатангского заливов».

2. ГНЦ ФГУГП «ЮЖМОРГЕОЛОГИЯ». Информационный отчет на выполнение работ «Комплексные геолого-геофизические работы в области сочленения Лено-Тунгусской НГП и Лаптевской ПНГО» (Государственный контракт от 30 марта 2012 г. № 40/01/70-108).

3. ГНЦ ФГУГП «ЮЖМОРГЕОЛОГИЯ». Информационный отчет по результатам работ 2009 года по Государственному контракту № 51 от 19 октября 2009 г. «Геофизические работы на Анабаро-Хатангской седловине с целью подготовки участков лицензирования».

4. ГНЦ ФГУГП «ЮЖМОРГЕОЛОГИЯ». Информационный отчет по результатам выполнения сейсморазведочных работ МОГТ 2D по Государственному контракту № 32 «Комплексные геофизические работы на Анабаро-Хатангской седловине с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности» в 2013г.

5. Бондарев. В.И., Основы сейсморазведки. Учебное пособие для вузов. Екатеринбург: изд. УГГГА, 2003, 332с.



 

Другие похожие работы, которые могут вас заинтересовать.
7401. КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЮЖНОЙ ЧАСТИ МОРЯ ЛАПТЕВЫХ И ПРИЛЕГАЮЩЕЙ СУШИ (по данным ГНЦ ФГУГП «ЮЖМОРГЕОЛОГИЯ») 16.61 MB
  В процессе работы приведено геолого-геофизическое описание района работ, по обобщенным сведениям, собранным в разные годы, представлено геологическое строение района работ. Приведено описание и произведен анализ технико-методического комплекса, а также обрабатывающего комплекса. В результате исследования проведена оценка качества исходного полевого материала и рассмотрена специфика обработки и интерпретации данных...
12809. Обоснование сейсморазведочных работ МОГТ – 3D на Восточно-Мичаюской площади 5.55 MB
  Специальной части содержащей анализ результатов предшествующих сейсморазведочных исследований а также обоснование выбора трехмерной сейсморазведки для решения геологической задачи; Проектной части которая состоит из примера расчета системы наблюдений типа крест; Специального задания в котором рассматриваются основы VOанализа...
5609. Проект на проведение сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 3D-3C масштаба 1:25000 на Южно-Волошенской площади на Волошенском месторождении республики Коми с целью детального расчленения геологического разреза в интервале палеозойскох отложений 6.19 MB
  Изучение строения залежей нефти месторождения в карбонатных отложениях нижней перми - верхнего карбона, нижнего карбона и верхнего девона; Изучение литолого-фациальных особенностей строения пермских и силурийских карбонатных отложений; Уточнение особенностей тектонического и геологического строения.
8029. ТЕХНОЛОГИЯ УЧЕТНЫХ РАБОТ 463 KB
  Технология автоматизации учета основных средств и нематериальных активов. Технология автоматизации учета товарно-материальных ценностей. Технология автоматизации учета кассовых и банковских операций. Автоматизация учета готовой продукции и ее реализации.
2379. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПРИ АРМИРОВАНИИ АСФАЛЬТОБЕТОННОГО ПОКРЫТИЯ 2.82 MB
  Настройка всех дозирующих систем автогудронатора и уточнение нормы розлива вяжущего, обеспечивающей качественную фиксацию геосинтетического материала на основании (см.п. з) настоящего раздела); Проверка работы специализированной машины для распределения геосинтетического материала (если таковая имеется);
2377. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПРИ АРМИРОВАНИИ ДОРОЖНЫХ ОДЕЖД 4.39 MB
  ОДМ рекомендуется использовать при: проектировании дорожных одежд строящихся автомобильных дорог; проектировании дорожных одежд участков уширения существующих автомобильных дорог; выполнении ремонтных работ на отдельных ослабленных участках существующих автомобильных...
17523. Разработать участок ЕО автомобилей Mercedes-Benz и технологический процесс заправочных работ в объеме работ ЕО на примере автосервиса 98.53 KB
  Объективными причинами роста количества сервисных центров в России являются: крупные предприятия - владельцы техники сохраняя ремонтные мощности не могут все же обеспечить ремонт всех моделей машин и не желают хранить большие резервы запасных частей; некрупные предприятия стараясь снижать расходы по содержанию излишнего имущества избавляются от ремонтных цехов предпочитая обслуживать свои машины в специализированных фирмах; сотни тысяч новых малых предприятий приобретающих технику становятся клиентами сервисных центров; даже...
20407. Экономическая эффективность производства продукции зерновых культур» по материалам ООО «Колос» Красноармейского района 35.95 KB
  Растениеводство – одна из основных отраслей сельскохозяйственного производства. Уровень его развития существенно влияет на удовлетворение потребностей, а также сказывается на состоянии животноводства. Обобщающим результатом производственной деятельности предприятий выступает валовая продукция сельского хозяйства. Она представляет собой общее количество производственной за определённый период сельскохозяйственной продукции.
7008. Меры пожарной безопасности при проведении пожароопасных работ и при хранении веществ и материалов, Виды огневых работ и их пожарная опасность 27.1 KB
  Изучить деятельность пожарно-технических коммиссий на объектах ТЭК, добровольной пожарной дружины, противопожарный инструктаж и пожарно-технический минимум, «противопожарный режим», привлечение работников ООО «Газпром трансгаз Ухта» для тушения лесных пожаров в зоне обслуживания линейной части магистральных газопроводов.
21238. Особенности распределения амфипод рода Gammarus литорали Кольского залива (среднее и южное колено) 11.02 MB
  Амфипода – одна из многочисленных разнообразных по видовому составу групп морских беспозвоночных. В процессе эволюции амфиподы приспособились к существованию в морях, эстуариях, а также в солоноватоводных, пресных и гиперсоленых водоемах. Они являются важной составляющей биоресурсов водных экосистем и, развиваясь в массовом количестве, при благоприятных условиях среды составляют основу питания многих рыб и морских, водоплавающих птиц. Амфиподы в основном являются некрофагами и детритофагами поэтому они играют значительную роль
© "REFLEADER" http://refleader.ru/
Все права на сайт и размещенные работы
защищены законом об авторском праве.