Современные методы сейсморазведки при поисках месторождений нефти и газа в условиях

сложнопостроенных структур «Сейсмо-2012»

НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ АНАЛИЗА ДАННЫХ МЕТОДА

МНОГОКРАТНЫХ ПЕРЕКРЫТИЙ В СЕЙСМОРАЗВЕДКЕ

Бондарев В.И.,1 Крылатков С.М. 1, Крылаткова Н.А. 1, Курашов И.А. 1

1.-Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург, Россия, [email protected], [email protected] Рассматривается история формирования современной технологии сейсморазведочных работ МОГТ-3D, используемой при поисках и разведке месторождений нефти и газа. В этой истории выделяется 4 технологических уровня, существенно различающихся по применяемой технологии работ и достигнутым результатам. И хотя четких границ между технологическими уровнями установить не просто, подмечено, что их средняя продолжительность жизнедеятельности близка к величине 25-35 лет. Каждый технологический уровень включает некоторый этап (период) становления технологии, период широкого использования на производстве и заключительный этап угасания интереса к этой технологии. Каждый этап базируется на использовании сейсморазведочной аппаратуры и оборудования своего времени. В недрах предыдущего этапа непременно зарождается сейсморазведка нового технологического уровня, что объективно делает возможности сейсморазведки каждого следующего технологического уровня более широкими и эффективными.

Из анализа эволюции достигнутых технических характеристик сейсморазведки МОГТ-3D делается прогноз о возможных путях дальнейшего совершенствования сейсморазведки на период 10-15 лет.

В качестве доказательства возможности и целесообразности эволюционного пути совершенствования анализируются материалы опытно-методических работ, выполненных фирмой Sercel на Ближнем Востоке.

Ставится вопрос, по какому пути будет развиваться и совершенствоваться сейсморазведка за пределами ближайших 10-15 лет. Предлагается для обсуждения и другой путь развития сейсморазведки - путь, основанный на широком внедрении дифракционного представлении о регистрируемом волновом поле.

THE NEW TECHNOLOGY OF ANALYSIS

OF MULTIFOLD COVERAGE SEISMIC DATA

Bondarev V.I. 1, Krylatkov S.M. 1, Krylatkovа N.A. 1, Kurashev I.A. 1. - The Ural state mining university, Yekaterinburg, Russia, [email protected], [email protected] The history of the formation of the modern technology of seismic CDP-3D, used in prospecting for oil and gas. This story stands four-level process, significantly different in the technology used and results achieved. Although no clear boundaries between the stages to establish not simply noticed that the average step size is close to 25-35 years. Each level of technology includes a phase, the formation of technology, the period of widespread use in the manufacture and final stage of fading interest in this technology. Each stage is based on the use of seismic instruments and equipment of the time. In the depths of the previous stage will certainly conceived of a new seismic technology level, which makes it possible to objectively seismic each next technological level of the wider and more efficient. From the analysis of the evolution of the technical characteristics of seismic CDP-3D is a forecast of the possible ways of further improving the seismic for a period of 10-15 years. As evidence, whether an evolutionary improvement path analyzes of experimental materials and methodological work carried out by Sercel in the Middle East. The question of which way would be to develop and improve seismic beyond the next 10-15 years. We discuss also another way of seismic - a way based on the broad introduction of the notion of the diffraction wave.

Введение. Более чем 90 летняя история применения сейсмических методов при решении задач прикладной геологии характеризуется неоднократной сменой парадигм – доминирующих взглядов на природу регистрируемых волновых полей и, соответственно, на технологию их регистрации, обработки и интерпретации. Совокупность основных характеристик сейсмической разведки конкретного периода ее применения – доминирующий тип используемых сейсмических волн, основные элементы технологии полевых исследований, технические характеристики используемой Современные методы сейсморазведки при поисках месторождений нефти и газа в условиях сложнопостроенных структур «Сейсмо-2012»

аппаратуры и оборудования и применяемые способы обработки и интерпретации - мы будем, для краткости, называть технологическим уровнем сейсморазведки соответствующего периода времени.

Каждый технологический уровень характеризуется этапом начального развития, годами массового применения и периодом потери интереса к нему со стороны производства. Границы этапов всегда недостаточно четки, а, следовательно, в какой-то мере субъективны. Имеет также место и перекрытие во времени применяемых технологических уровней. При этом граничные даты технологических уровней в истории сейсморазведки СССР (России) всегда запаздывали на 5-10 лет в сравнении сейсморазведкой США.

Анализ состояния вопроса. В истории отечественной сейсморазведки достаточно определенно можно выделить четыре технологических уровня. Первый технологический уровень (в СССР это 1930-1960 гг.) характеризуется широким использованием головных (преломленных, минтроповских) волн [3]. Основой второго технологического уровня является малократная аналоговая регистрация [7]) отраженных волн (в СССР это 1934-1970 гг.). Третий технологический уровень приходится на период регистрации отраженных волн по технологии многократных перекрытий [5,6] в профильном варианте МОГТ 2D с использованием цифровой регистрирующей аппаратуры (в СССР – России - это период с 1975 г. и продолжается поныне). Четвертый технологический уровень – современная технология регистрации отраженных волн в пространственном варианте - МОГТ 3D [1]. Свое уверенное шествие в России эта технология начала примерно с 1995 года и к настоящему времени является бесспорным лидером. Из сказанного следует, что наблюдается четкая закономерность – каждые 25-35 лет происходит радикальная смена технологического уровня сейсмической разведки, что приводит к существенному повышению геолого-геофизической эффективности сейсмического метода разведки. Поскольку срок существования четвертого технологического уровня уже перевалил за середину среднестатистической продолжительности его вероятного жизненного цикла, то настало время задуматься над вопросом – какими могут быть компоненты нового, пятого технологического уровня сейсмической разведки в ближайшие 10-20 лет.

Результаты исследований. Первым и очевидным ответом на поставленный вопрос является ответ – будет происходить медленное и плавное эволюционное совершенствование существующей технологии МОГТ-3D. В пользу такого ответа на поставленный вопрос говорят результаты сравнительного анализа параметров технологии МОГТ-3D первых лет ее применения с современным уровнем использования. Представление об этих тенденциях в изменении технологии сейсморазведочных работ в России можно получить из данных, приводимых в таблице.

Значения Значения Наименование параметров параметров параметров работ в применяемых технологий МОГТ-3D работ в период период 1995-1996 годов 2010-2011 годов Число используемых приемных каналов, шт. 360 -700 1800 - Кратность наблюдений, раз 12-18 48 - Число используемых линий приема, шт. 4-6 12- Количество активных каналов в линии, шт. 48-72 96- Расстояния между линиями приема, м. 350-500 200- Плотность на 1км2 получаемых сейсмических трасс, шт. 80000-120000 200000- Объем выполняемых физ. наблюдений за зимний сезон 12000-18000 25000- (100-120 календарных дней), шт.

Таблица. Типичные параметры работ сейсморазведочных партий в Западной Сибири Анализируя приведенные в таблице данные, можно сделать вывод, что в период с 1996 по 2011г. численные значения параметров, характеризующих ключевые элементы технологии сейсморазведочных работ МОГТ-3D, существенно изменились. Значительно выросли число используемых каналов, кратность наблюдений, число линий приема, количество получаемой Современные методы сейсморазведки при поисках месторождений нефти и газа в условиях сложнопостроенных структур «Сейсмо-2012»

информации на единицу площади - число сейсмических трасс на один квадратный километр съемки.

Уменьшилось расстояние между приемными линиями и размер бина. По всей вероятности такие тенденции и далее будут определять магистральные направления развития метода МОГТ-3D. В качестве примера, иллюстрирующего геологическую эффективность дальнейшего усложнения методики сейсморазведки МОГТ-3D, воспользуемся приведенными А.В. Череповским [8,9] сведениями о результатах опытно-методических работах зарубежных фирм, в которых были успешно опробованы весьма сложные системы наблюдений МОГТ-3D., французская фирма SERСEL в году на одном из объектов в транзитной зоне Катара на Ближнем Востоке выполнила сейсморазведочные работы по технологии МОГТ-3D на площади 863 км2 по суперплотной полевой сети наблюдений с получением результатов по сети бинов 3,75 м * 3,75 м и кратностью 504. Для этого использовалась регистрирующая расстановка, включающая 24192 активных одиночных сейсмоприемника, расположенных на 36 приемных линиях. Расстояние между приемными линиями было уменьшено до 120 м, а расстояние между линиями возбуждения до 90 м. В качестве источников упругих колебаний использовались, преимущественно, вибраторы (около 2 млн. пунктов возбуждения (ПВ)), взрывы в скважинах (около 50000 ПВ) и пневматические пушки в водной среде (около 263000 ПВ). Необходимость регистрации на данной площади всего необходимого количества многоканальных сейсмограмм (около 2,3 млн. физических наблюдений) потребовало получения ежемесячно объема данных порядка 100000 ф.н. При этом была достигнута рекордная в практике мировой сейсморазведки плотность до 35840000 получаемых сейсмических трасс на 1 км2. На базе таких исходных материалов получены сейсмические изображения изучаемой геологической среды необыкновенно высокой детальности и четкости. В этом убеждает сравнение временных слайсов сейсмических изображений геологической среды на фиксированном времени, полученных ранее (в 1998 году) и в результате работ выполненных в 2010 году (рис.1), по одному и тому же участку на данной территории.

Рис.1. Сравнительный вид погоризонтных сечений (слайсов) одного и того же участка сейсмической съемки в Катаре, полученных по результатам работ разных лет: а - полевые работы выполнены в 1998 году; кратность наблюдений - 250, размер бина 25 м*25 м; плотность трасс на 1км2 - 400000 шт.; б - полевые работы 2010 года, кратность наблюдений - 504; размер бина 3,75 м* 3,75 м; плотность трасс на 1км2 - 35840000 шт.

Однако опыт подобных работ вскрыл и сложности массовой реализации рекордной технологии сейсморазведочных работ МОГТ-3D. Первая трудность заключалась в том, что ежедневно получаемые первичные объемы сейсмической информации (около 1 Тб в день) было невозможно обрабатывать на имеющихся у фирмы современных вычислительных комплексах в режиме реального времени. Отставание первичной обработки по времени сильно осложняло проведение контроля качества полевых работ и растягивало сроки их выполнения: в частности, полный цикл всех полевых работ на объекте, включая дополнительные работы методом вертикального сейсмического Современные методы сейсморазведки при поисках месторождений нефти и газа в условиях сложнопостроенных структур «Сейсмо-2012»

профилирования (ВСП) в нескольких скважинах, занял слишком большой период времени - около месяцев. Такие темпы ведения производственных разведочных работ в современных условиях вряд ли допустимы. Вторая трудность заключалась в том, что на протяжении длительного периода необходимо было обеспечивать постоянную и высокую ежесуточную производительность - около 4000 ф.н., что возможно лишь при исключительно высокой форме организации полевых работ и только на открытой и пустынной местности в благоприятных климатических условиях. Очевидно, серийные производственные работы такого типа в условиях российского Севера практически невозможны.

Из сказанного видно, что высокое качество итоговых материалов получено за счет использование одиночных приемников и источников, резкого сгущения сети приема и возбуждения колебаний. Следовательно, такое направление совершенствования технологии сейсморазведочных работ МОГТ-3D является в ближайшие годы и перспективным, и оправданным с точки зрения достигаемой геологической эффективности. Вместе с тем становится понятным, что временные и финансовые затраты на получение таких результатов весьма высоки, что массовое применение такой технологии, как правило, затруднено. Естественно возникает вопрос, возможно ли получение подобных, или хотя бы близких, по качеству результатов с существенно меньшими временными и финансовыми затратами? Пришло время для поиска подобных технологий.

В качестве одного из таких возможных путей развития технологии сейсморазведочных исследований в работе авторов [2] был предложен изображений геологической среды повышенной ПВ неоднородностями (рис.2). Эти неоднородности в геологической среде можно представлять в виде малого по размерам отражающего элемента с произвольной пространственной ориентировкой, либо в виде малой области неоднородности упругих трасс общей точки возбуждения параметров среды. Будем называть эти два типа объектов «сейсмическими дифракторами». Если предположить, что главную долю в регистрируемом волновом поле составляют отраженные волны, то наиболее вероятным является расположение “сейсмических дифракторов” в плане - вблизи общей средней точки. Предположение о доминирующем вкладе дифрагированных волн позволяет считать, что каждая наблюденная трасса ОТВ может содержать информацию о строении среды под различными точками на поверхности наблюдений, в том числе и не лежащими на линии источник-приемник. Если считать, что могут выполняться оба предположения, то каждая наблюденная трасса сейсмограммы ОТВ может быть пересчитана в совокупность трасс t0(xD, yD) (с введенными кинематическими поправками) для множества точек xD, yD на плоскости наблюдений. Выполняя многократно такие пересчеты для различных наблюденных трасс, полученных для разных пар «источник-приемник» (ПВ-ПП), можно для каждой точки в плоскости наблюдений с координатами xD, yD (точки центра некоторого расчетного бина) - получить массив трасс t0, конструктивная интерференция которых в этой точке и будет давать изображение источников волн - реальных дифракторов или отражателей. Совокупность трасс t0 в этих бинах и составит основу искомого временного (или глубинного) сейсмического Современные методы сейсморазведки при поисках месторождений нефти и газа в условиях сложнопостроенных структур «Сейсмо-2012»

изображения среды по линии профиля или в пространстве. Размеры и положение области пересчета на плоскости наблюдений - параметры, которыми можно влиять на структуру получаемого изображения. Эта область поверхности наблюдений была названа авторами "большим бином". Выбор размеров, формы и положения центра большого бина могут зависеть как от глубинности исследований, так и от расстояния между источником и приемником. Минимальный размер большого бина нами был связан с размером первой зоны Френеля на основном целевом горизонте исследований. Положение центра большого бина на плоскости исследований относительно координат ПВ, ПП и ОСТ зависит от того, какие конечные цели будут поставлены при Рис.3. Cхемы пересчетов трасс для технологии 2D и 3D -область пересчета – “большой бин”, - центры сети расчетных бинов, большого бина должен L - расстояние между пунктами возбуждения ПВ и приема ПП,