Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Подготовка перспективных на нефть и газ объектов в Западном Казахстане на основе оптимизированной технологии 3D сейсморазведки

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Подготовка перспективных на нефть и газ объектов в Западном Казахстане на основе оптимизированной технологии 3D сейсморазведки"

МУСАГАЛИЕВ МАЛИК ЗАГИПАРОВИЧ

>ах рукописи УДК 550.834

ПОДГОТОВЬ ПЕРСПЕКТИВНЫХ НА НЕФТЬ И ГАЗ ОБЪЕКТОВ В ЗАПАДНОМ КАЗАХСТАНЕ НА ОСНОВЕ ОПТИМИЗИРОВАННОЙ О ТЕХНОЛОГИИ ЗБ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

Специальность 25.00.10-Геофизика Геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

-2 ДЕК 2010

Москва, 2010г.

004615178

Научный консультант, д.т.н., Гогоненков Г.Н.

Работа выполнена в Российском Государственном Университете (РГУ) нефти и газа им. И.М.Губкина.

Официальные оппоненты:

Потапов O.A. - доктор технических наук, профессор, советник ЗАО МиМГО им. В.А.Двуреченского,

Копилевич Е.А. - доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры литологии Российского Государственного геолого-разведочного Университета,

Поспелов В.В. - доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры геологии РГУ нефти и газа им И.М.Губкина.

Ведущая организация - ОП «Спецгеофизика» ГФУП «ВНИИГеофизика».

Защита состоится "21 декабря" 2010г. в ауд. 523 15-00 часов на заседании Диссертационного совета Д 212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкинапоадресу: Москва, В-296, ГСП-1,119991, Ленинский проспект, д. 65.

V г ¡1 '

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан

Ученый секретарь Диссертационного совета, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации

Нефтегазовая отрасль является одним из приоритетных направлений в экономике Республики Казахстан и активно участвует в определении внешнеэкономической и бюджетной политики страны. Ежегодная добыча в 2009г. составила 73 млн. т. и к 2014г., с вводом в разработку гигантского новых месторождений, должна превысить 100 млн.т. Обеспечить долговременное планирование уровня добычи углеводородного сырья возможно только при постоянном восполнении ресурсной базы. В этой связи качественная и своевременная подготовка запасов углеводородного сырья является актуальной народнохозяйственной задачей сегодняшнего дня.

На территории Республики Казахстан геолого-геофизическими работами выделено 15 осадочных бассейнов, которые имеют различное геологическое строение и перспективы нефтегазоносности. Наиболее крупные из них расположены в Западном Казахстане (Прикаспийский, Северо-Устюртско-Бозащинский и Южно-Мангистауско-Успортский) и в них сосредоточено более 95% разведанных запасов углеводородного сырья Республики. Первое место среди них по степени изученности и числу открытых месторождений углеводородов занимает Прикаспийская впадина и её бортовые зоны, которые являются одними из основных объектов нефтегазопоисковых работ на евроазиатском континенте, включая и геофизические исследования, которые ориентированы на изучение регионального строения впадины, поиски и разведку месторождений нефти и газа.

Практика работ показала, что геофизические методы разведки, и в первую очередь сейсморазведка, лежат в основе поисковых работ в сложных сейсмогеологических условиях Прикаспийской впадины,

характеризующейся в центральной части - большой глубиной залегания целевых горизонтов и широким развитием соляных куполов, а в бортовых, окраинных зонах - резкой неоднородностью разреза отложений, выклиниванием отдельных комплексов и горизонтов и наличием хемогенных пород.

Кроме того, для Прикаспийской впадины характерны латеральная изменчивость пород, широкое развитие диапиризма и разрывных нарушений. Все эти факторы снижают эффективность сейсморазведочных работ и обосновывают необходимость применения все более сложных сейсмических технологий, ориентированных на получение качественных сейсмических материалов и адаптированных к задачам и условиям проведения работ. Это привело к широкому применению пространственных сейсмических съемок ЗБ, позволяющих получать трехмерные отображения изучаемых геологических объектов.

Тем не менее, несмотря на достигнутые успехи, в ряде случаев не удается обеспечить непрерывное прослеживание подсолевых отражающих горизонтов, добиться уверенного выделения поверхности соли, особенно в краевых частях солянокупольных структур, надежного картирования

разрывных нарушений разного ранга и амплитуды. Решение этих актуальных для Прикаспийской впадины задач возможно только на основе применения оптимизированных пространственных сейсмических технологий, в наиболее полной мере соответствующих решаемым задачам и геологическим условиям проведения работ. К сожалению не всегда выбранные система наблюдений и используемые технические средства обеспечивают успешное решение поставленных задач, что обосновывает их развитие и совершенствование на научной и экспериментальной основах.

Данная диссертационная работа посвящена повышению геолого-геофизической эффективности сейсморазведки на площадях Западного Казахстана на основе разработки и применения оптимальных полевых пространственных ЗБ технологий, обеспечивающих повышение надежности картирования ловушек, прогноза залежей углеводородов и уточнения геологических моделей месторождений Западного Казахстана, что и определяет научную и практическую актуальность работы.

Цель работы

Повышение геологической эффективности сейсморазведки в Прикаспийской впадине, подготовка новых перспективных объектов и уточнение геологических моделей разрабатываемых месторождений в Западном Казахстане на основе оптимизированной технологии сейсморазведки ЗО.

Задачи исследований

1. Анализ и обобщение результатов геофизических работ в Западном Казахстане (Прикаспийской впадине).

2. Изучение влияния основных параметров вибрационной сейсморазведки на качество сейсмических материалов и геологические результаты работ.

3. Оценка геологической эффективности различных модификаций сейсморазведки ЗБ в районах Прикаспийской впадины.

4. Разработка оптимизированной технологии сейсморазведки ЗО, ориентированной на повышение эффективности решения задач по поиску месторождений углеводородов в Западном Казахстане и оценке их запасов.

5. Подготовка временных методических рекомендаций по применению сейсморазведки ЗБ на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ в условиях Казахстана.

6. Рассмотрение результатов применения оптимизированной технологии ЗБ в районах Западного Казахстана.

Научная новизна работы и личный вклад

1. Доказана эффективность решения геологических задач с использованием оптимизированной технологии ЗБ сейсморазведки при поисках и подготовке запасов в надсолевом комплексе и подсолевых отложениях бортовых зон Прикаспийской впадины.

2. Научно обоснованы первоочередные задачи по ускоренной подготовке запасов УВ в Прикаспийской впадине на основе изучения и анализа предшествующих результатов геофизических работ.

3. Разработаны теоретические и экспериментальные основы оптимизированной технологии сейсморазведки ЗБ, ориентированной на решение геологических задач в Западном Казахстане.

4. Обоснованы новые способы количественной оценки качества исходной информации сейсморазведки ЗБ, обеспечивающие надежный полевой контроль получаемых данных и их достоверность.

5. Получены новые геологические результаты на ряде разведочных площадей, существенно уточняющие объем и распределение запасов углеводородов.

6. Предложена очередность доразведки действующих месторождений, исходя из геологических предпосылок, объёмов остаточных извлекаемых запасов и уровня среднегодовой добычи.

Представленные в диссертации технологические и методические решения разработаны лично автором или с его определяющим участием, и реализованы им самим, или под его непосредственным руководством. При этом все основные результаты, обладающие научной новизной и практической ценностью, были получены лично автором.

Производственное опробование данных разработок и внедрение рекомендаций осуществлено коллективами полевых сейсморазведочных партий геофизических организаций Казахстана при участии автора в проектировании работ и их сопровождении, а обработка и интерпретация данных ЗБ выполнялась под его непосредственным руководством и с его участием.

Защищаемые положения

1. Выполненные экспериментальные исследования, позволившие оценить влияние методических и технологических факторов на качество ЗБ сейсморазведки и обеспечившие выбор параметров систем наблюдений для решения геологических задач в условиях Западного Казахстана на новом методическом уровне.

2. Оптимизированная технология сейсморазведки ЗБ, способная обеспечить наибольший прирост запасов УВ при подготовке новых надсолевых и подсолевых объектов, доразведке разрабатываемых месторождений, где геологические условия предполагают дополнительный потенциал выявления запасов и получения новых данных по строению и нефтегазоносности.

3. Разработанная и опробованная оптимизированная технология ЗБ сейсморазведки, обеспечившая повышение точности и детальности изучения геологического строения разведочных площадей в Западном Казахстане.

4. Разработанные и одобренные на НТС НК «КазМунайГаз» с положительным отзывом Комитета геологии РК «Временные методические рекомендации по применению сейсморазведки ЗБ на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ в условиях Казахстана», в которых

формулированы требования к составу и качеству сейсмических работ, отвечают современным запросам нефтегазовой индустрии.

5. Полученные новые геологические результаты, позволившие обосновать направления дальнейших работ по поиску новых запасов нефти и газа в надсолевых и подсолевых толщах Прикаспийской впадины.

Практическая значимость и эффективность внедрения

Полученные разработки автора реализованы в виде проектов на проведение сейсморазведочных работ ЗБ на территории Западного Казахстана, предусматривающих площадные работы с учётом выбора оптимальных параметров систем наблюдения и принципов оптимизации технологии ЗО съёмки. Методические рекомендации по проектированию и методике полевых работ внедрены в качестве регламентирующих документов «Стандарта предприятия» в геофизических организациях Казахстана.

Разработки автора апробированы в производственном режиме на 14 объектах, в том числе на месторождениях Акинген, Забурунье, Камышитовое, Кисимбай, Карамандыбас, на которых получен положительный эффект, заключающийся в повышении точности и достоверности геофизических построений по целевым горизонтам, что обеспечило надёжность определения подсчётных параметров при оценке запасов углеводородов.

Апробация и публикации

Основные результаты докладывались на IV Республиканской научной конференции молодых геологов Казахстана (г. Шевченко, 1976г.; г. Алма-Ата, 1981г.); на третьем международном семинаре «Казахстан Каспий Шельф» (г. Алма-Ата, 1996г.); на Международных геофизических симпозиумах (Австрия, 1997г., Стамбул, 2000г. и ежегодных конференциях ЕАОЕ, ААРв, БЕО, ЕАГО); на научно-практической конференции «Проблемы освоения углеводородных ресурсов Прикаспия и Каспийского шельфа» (Атырау, 1998г.); на научно-практической конференции «Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии» (г. Алматы, 2007г.); на научно-практической конференции технического университета (г. Алма-Ата, 2006г.); на VIII -ой международной научно-практической конференции «Геомодель - 2006г.» (г. Геленджик, 2006г.); на научно-технической конференции «Технология ВРС при доразведке месторождения Амангельды» (г. Тверь, 2006г.); на IV Китайско-Российском симпозиуме «Новейшие достижения в области геофизических исследований скважин» (г. Уфа, 2006 г.); на VI Казахстанско-Российской международной НТК «Математическое моделирование в нефтегазодобывающей промышленности» (г. Астана, 2007г.). В процессе опробования и внедрения научных разработок в производственных организациях Казахстана проведён ряд совещаний на этапах планирования и проектирования работ, а также обсуждений результатов опробования разработок, проведение ОМР и производственных исследований с использованием рекомендаций автора. Автором

опубликованы 42 статьи в научно-технических журналах, в том числе 34 по теме диссертации.

Благодарности

В основу диссертации положены разработки, выполненные автором в период с 1986 по 2007 год за время работы в геолого-геофизических организациях Казахстана и, особенно, в АО НК «КазМунайГаз».

Автор выражает особую благодарность Г.Н. Гогоненкову, который существенно повлиял на круг научных интересов автора. Автор признателен докторам геолого-минералогических наук Г.Ж. Жолтаеву, Д.Ш. Садыкову, У.С. Карабалину, B.C. Ужкенову, Б.М. Куандыкову за участие, советы и критические замечания в ходе подготовки диссертационной работы; К.Н. Ибрашеву, А.К. Балжанову, К.О. Исказиеву, Е.К. Огай, С.М. Исенову, А.Е. Жаксыбекову, A.A. Аккулову и многим другим сотрудникам АО НК «КазМунайГаз» (г. Астана) за помощь во внедрении научных разработок автора в производство, за обсуждения получаемых результатов, всестороннюю поддержку в подготовке диссертации.

Автор также приносит глубокую признательность A.C. Кашику, О.С. Обрядчикову, В.Б. Левянту, Ю.Ш. Закариеву, С.М. Рябошапко и другим коллегам (г. Москва) за помощь, оказанную при подготовке диссертации, полезные советы и рекомендации.

Объём и структура диссертации

Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения, списка литературы из 63 наименований. Работа содержит 210 страниц, в том числе 94 рисунка.

Содержание работы

Введение содержит общую характеристику работы, включая актуальность решаемых задач, научную новизну, защищаемые положения и практическую ценность.

ГЛАВА 1. Особенности геологического строения и нефтегазоносности Прикаспийской впадины - обзор представлений, выбор основных направлений для геофизических исследований.

Прикаспийская впадина (ПВ) среди нефтегазоносных бассейнов Республики Казахстан занимает ведущее место. Её площадь свыше 600 тыс. км2 и она представляет собой, как известно, глубочайший осадочный бассейн мира, в котором мощность выполняющих его осадочных образований превышает 20км. Представление о глубинном строении ПВ базируется преимущественно на геофизических данных, дополненных в бортовых зонах результатами бурения (рис. 1.1).

По фундаменту ПВ имеет асимметрическое строение. На западе и севере её ограничивают области сравнительно неглубокого залегания фундамента (3 -5км). Далее к центру выделяется зона резкого (с углами

наклона 10-15°) погружения фундамента до глубин свыше 10-15км (рис. 1.2). Это погружение осложнено серией выступов и разрывных нарушений. С поверхностью дорифейского кристаллического фундамента впадины отождествляется преломляющий горизонт Тф с V, = 6,2 -7,1 км/с. Наибольшие глубины залегания поверхности фундамента (более 22км) приурочены к Центрально-Прикаспийской депрессии.

На юге и востоке ПВ расположена обширная Астраханско-Актюбинская система поднятий с приподнятым (до 7-8км) залеганием фундамента, гигантским полукольцом (длиной около 800км) охватывающим периферию впадины. Локальными разломами она разбита на крупные блоки: Енбекский, Кзылджарский, Жаркамысский, Шукатский, Северо-Каспийский, Мынтюбинский и Астраханский выступы, осложнённые отдельными вершинами. С востока и юго-востока эту зону выступов окаймляют глубокие Примугоджарский и Южно-Эмбинский окраинные прогибы, в которых поверхность фундамента погружена на глубину до 10 -14км. Границами ПВ на востоке являются выраженные в рельефе складчатые сооружения Южного Урала и Мугоджар, на юге - Мынсуалмасский и Северо-Устюртские блоки и погребённые складчатые сооружения кряжа Карпинского.

Рис. 1.1. Прикаспийский нефтегазоносный бассейн. (По Э.С. Воцалевскому, В.М. Пилифосову и др.).

Условные обозначения к рис. 1.1:

И

И

1

Районирование по степени перспективности земель

высокоперспективные

перспективные

с различной степенью перспективности по разным стратиграфическим комплексам (возраст комплексов показан в кружке)

с неясными перспективами

малоперспективные

бесперспективные

Элементы нефтегазогеологичесиоэо районирования нефтегазоносные провинции

нефтегазоносные области

нефтегазоносные районы (а -б - палеозойский комплекс)

нефтегазоносные зоны (а - мезозойский 6 - палеозойский комплекс)

нефтяные месторождения (палеозойски нефтяные месторождения (мезозойский газовые и гаэокоиденсатные месторовде

нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения

3

изогипсы поверхности фундамента

разрывные нарушения

Подсолевой комплекс @ Северо-Западная прибортовая ИГО

( у Тепловско-Токаревская НГЗ (Дарьинско-Росташинская НГЗ (Гз) Чинаревская НГЗ

Карачаганакская НГЗ (Гб) Центрально-Прикаспийская НГО (КВ) Аетраханеко-Актюбинская НГО

^Та^ Приморско-Астраханский НГР

§ Астраханская НГЗ Жамбайская ПНГЗ Каратон-Тенгизская НГЗ (^Кб) Маткен-Коздысайский НГР ^Тб) Ушмолинская НГЗ (^Гэ^) Шолысаринская НГЗ (ГТо) Акжар-Коздысайская НГЗ

Темирский НГР (ТТт) Кенкиякская НГЗ (П2) Ба!стыгарынс1сая НГЗ

(^Гг) Заволжско-Предуральская НГО (^ТГ) Бузачинский НГР П. 13) Бузачинская НГЗ (М4) Северо-Бузачинская ПНГЗ (Тд) Сазтюбе-Сарыбулакский НГР ^Тб) Сазтюбинская НГЗ

Тортайская НГЗ (М^) Северо-Сарыбулакская ПНГЗ (^е)Жанажол-Торткольский НГР

(М8) Жанажольская НГЗ (Тж) Предуральсшй ПНГР Надсолеоаи комплекс

(1/19) Азгирская НГЗ

§Жамбай-Забурунская НГЗ Мартышинсиая НГЗ

§ Каратом-Прибрежная НГЗ Боранколь-Прорвмнская НГЗ (^•24) Сагизская НГЗ (К25) Акжар-Шубаркудукская НГЗ

Наибольшие глубины залегания поверхности фундамента (более 22км) приурочены к центральной части синеклизы - Центрально-Прикаспийской депрессии. В составе осадочного чехла выделяется мощная соленосная толща кунгурского яруса, разделяющая его на подсолевую и над солевую части.

Строение подсолевого комплекса ПВ определяют бортовые уступы в толщах карбонатных и терригенных пород, по которым кровля подсолевых отложений круто погружается к центральным частям впадины. Подсолевая часть осадочного чехла бортовых зон впадины характеризуется резкой литолого-фациальной изменчивостью, как по площади, так и по разрезу, с разделением на синхронные и асинхронные карбонатные и терригенные

формации. В изученной части подсолевого разреза исследователи выделяют несколько литолого-стратиграфических комплексов. В южной части выделяется обширное Жылыойское карбонатное поднятие верхнедевонско-каменноугольного возраста, которое простирается в акваторию Каспийского моря. Поднятие включает Тенгиз-Каратонский карбонатный массив, Приморский вал, палеозойские поднятия Кашаган, Кайран, Актоты. Поверхность подсолевого ложа бортовых обрамлений впадины за карбонатными уступами осложнена системой эрозионных врезов, на их продолжении располагаются аккумулятивные валы, которые выделяются по резкому локальному раздуву верхов подсолевого ложа.

ПВ является крупнейшей на земном шаре областью развития соляной тектоники (рис. 1.2). Соль кунгурского возраста в виде соляных куполов, гребней, валов, массивов, иногда достигающих огромных размеров (1000 -1500 км2), прорывает многокилометровую (8 -10 км) толщу вышележащих отложений и часто выходит на поверхность, иногда образуя соляные озера. Образование соляных куполов происходило в несколько этапов, связанных с тектоническими фазами сопредельных геодинамически активных областей. Однако подмечено, что в западной части впадины в междуречье Урала и Волги наиболее сильная фаза образования куполов относится к началу позднего плиоцена, в районе Северной Эмбы - к триасу, а в центральных частях впадины - к юре и мелу. Соляные штоки связаны между собой узкими соляными перемычками, погребенными на глубину в 1,5-2км и более.

В ПВ выделен ряд нефтегазоносных комплексов в подсолевых и надсолевых отложениях. В подсолевом разрезе наиболее изученным и высокоперспективным является визейско-башкирский преимущественно карбонатный комплекс. Выделяются также среднедевонский терригенно-карбонатный, верхнедевонский терригенный, нижнекаменноугольно-нижнепермский терригенно-карбонатный комплексы, которые отнесены к перспективным, хотя значительные открытия в последнее время по ним не обнаружены. В надсолевом разрезе выделяют 4 нефтегазоносных комплекса: пермо-триасовый, среднеюрский, верхнеюрский и нижнемеловой, верхнемеловой-миоценовый и верхнеплиоцен-четвертичный. Основной объём потенциальных ресурсов нефти и газа (60%) приходится на верхнепермско-триасовые отложения, около 30% — на юрские и 10% — на нижнемеловые горизонты. Обобщенные сведения по нефтегазоносным комплексам и горизонтам подсолевых и надсолевых отложений Прикаспийской впадины приведены в таблице 1.1.

Изучению геолого-геофизических условий для проведения сейсморазведки на территории Прикаспийской впадины посвящено большое количество работ многих организаций бывшего СССР, основными из которых являлись институты: ВНИИГеофизика, НВНИИГГ, КазВИРГ и производственные организации: Саратовнефтегеофизика, Центральная геофизическая экспедиция, Саратовская экспедиция НВНИИГГ, Волгограднефтегеофизика, Спецгеофизика, Актюбинская, Гурьевская, Уральская геофизические экспедиции и другие. В исследованиях принимали участие многие специалисты России, Казахстана, Украины.

Астраханское А А

Карачаганакское

Оренбургское А АА А

Условные обозначения:

- газовые и газоконденсатные залежи

- геологические границы А - основные скважины

- разрывные нарушения

Отложения и литологические комплексы: С С - соленосные кунгурского яруса

- карбонатные шельфовой фации

- рифогениые

- глинисто-кремнисто-карбонатные глубоководные

- терригенные

- терригенные и терригенно-карбонатные

- кристаллические породы

- геофизический "базальтовый" слой

- складчато-метаморфические породы

Рис. 1.2. Региональный геолого-геофизический профиль по линии Оренбург - Астрахань. ( По Э.С. Воцалевскому, В.М. Пилифосову и др.).

Нефтегазоносные комплексы и горизонты Прикаспийской впадины. _Таблица 1.1.

нг комплекс Состав Мощность комплекса (м) Горизонт Цитологическая характеристика Мощность по горизонтам Месторождения, расположенные в породах данного комплекса

нижнемеловой терриген-ный до 1540 альбский (I, II, III, IV], 1У2,1Уз) песчаники 0-600 Акинген, Байчунас, Пекине, Камышитовое, Каратон

аптский (V], У2, Уз) песчаники 0-143 Акинген, Косчагыл, Кульсары, Макат, Мунайлы, Сагиз, Тентяксор, Тереньузюк

готтерив-барремский (VII, У14, VII,-УП6) песчаники 0-450

верхнеюрский карбонат-но-терри-генный до 330 VIII песчаники и известняки 0-20 Кульсары, Старшиновское, Таловское

песчаники 0-135

среднеюр-ский терриген-ный до 570 1Х-Х11 песчаники 0-666 Байчунас, Доссор, Жолдыбай, Каратон, Кенкияк, Косчагыл, Кошкар, Макат, Матенкожа, Прорва, Сагиз, Кульсары, Боранколь

верхнетриасовый терриген-ный до 200 верхнетриасовый Т,,Т2,Т3 песчаники 0-40 Кенбай, им. С.Нуржанова,

нижнепермский (кунгур-ский) соленос-ный до 10000 каменная соль 0-10000

нижнеперм ский терриген-ный до 300 песчаники 0-40 Каратобе, Вост. Акжар

верхне- карбоно- вый карбонатный до 500 известняки 0-200 Жанажол, Кожасай

среднекар-боновый карбонатный до 600 известняки 0-300 Тенгиз, Кашаган, Жанажол

нижнекар-боново-верхнедевонский карбонатный до 400 известняки Тенгиз, Карачаганак

Учитывая перспективность Прикаспийской впадины для поисков месторождений нефти и газа, здесь проводились регулярные работы методами преломленных и отражённых волн (МПВ, MOB) по отдельным профилям или на площадях по технологии 2D. Вклад сейсморазведки 2D в геологическое изучение Прикаспийской впадины и её обрамления огромен. Большинство известных месторождений нефти и газа открыты по данным сейсморазведки 2D в комплексе с другими методами разведочной геофизики и ГИС. Однако уже к началу 80-х годов 20 века стала очевидной недостаточная разрешающая способность используемых технологий при разведке месторождений как в подсолевых, так и в надсолевых отложениях. Наличие соляно-купольной тектоники сильно затрудняло применение методов сейсморазведки и других технологий.

В этой связи разработка 3D сейсморазведки применительно к условиям Прикаспийской впадины значительно расширила возможности детальной подготовки площадей к разведочному бурению. Преимущества технологии 3D сейсморазведки перед 2D определяются:

- высокой детальностью исследований за счёт значительного повышения плотности информации на единицу площади, дающей возможность сформировать куб сейсмической записи, характеризующийся практической непрерывностью волнового поля. Это позволяет, кроме детального описания геометрии отражающих поверхностей, получать непрерывные поля оценок свойств (характеристик) изучаемых геологических сред за счёт вычислений корреляционных зависимостей с сейсмическими атрибутами;

- существенным (в 2 и более раз) эффектом устранения помех при равной кратности накапливания по сравнению с 2D за счёт учёта и подавления боковых волн;

новым качеством восстановления пространственного положения отражающих границ за счёт применения 3D миграции в объёмном варианте;

- высокой степенью надёжности выявления и трассирования тектонических нарушений и иных границ резкого изменения рельефа отражающих поверхностей.

На рисунке 1.3 приведены примеры сопоставления результатов 2D и 3D сейсморазведки на атоллоподобных карбонатных массивах Западного Казахстана. Хорошо видны преимущества разреза 3D относительно 2D. На временном разрезе 2D подсолевые горизонты представлены многофазными неуверенно следящимися отражениями; внутренняя структура карбонатного массива не прослеживается. Временной разрез по той же линии из материалов съёмки 3D характеризуется значительно лучшей выразительностью опорных отражающих границ в разрезе подсолевых, соленосных и надсолевых отложений.

На начальном этапе внедрения технологии 3D из-за недостаточной технической оснащенности применялись 96- канальные сейсмостанции (в последующем - в спаренном варианте). Так, на месторождении Тенгиз работы 3D проводились (впервые в 1982-85гг.) в несколько этапов. Сначала отрабатывалась каркасная сеть 24-кратных профилей 2D по сетке 1,5x3,0км,

Рис. 1.3. Временные разрезы 2Б (а) и ЗБ (б) (положение профиля 213 показано на контуре ЗБ съёмки).

которая в дальнейшем заполнялась 6-ти, 12-ти и 24-х кратными трёхмерными наблюдениями. Несмотря на трудоёмкость проведения полевых наблюдений, машинной обработки полученного большого массива исходных данных на вычислительной технике того времени, была получена дополнительная геологическая информация. Впервые по рисунку волнового поля на временных разрезах, в комплексе со скважинными данными, были выделены и оконтурены отдельные лито-фациальные пачки внутри карбонатного массива. По результатам комплексной интерпретации была предложена геологическая модель месторождения Тенгиз, по которой карбонатная постройка картировалась как рифовый атолл. Во внутренней его части были выделены плоско-параллельные пачки отражений, которые интерпретировались как лагунные отложения, чем объяснялось относительно низкая продуктивность расположенных здесь скважин.

С 1997г. основной объём сейсморазведки ЗБ на территории Казахстана приходится на 27 месторождений и перспективных участков, общей площадью исследований почти 9000 кв.км (рис.1.4).

До 2002г. съёмка проводилась на месторождениях, где отмечалась низкая эффективность эксплуатационного бурения вследствие изменчивости литологии (глинизация коллектора) и резкого изменения мощности пород-коллекторов по площади (Кисимбай, Макат Восточный, Кенбай - участок Молдабек Восточный, им. С. Нуржанова, Алибекмола, Кожасай и др.).

Рис. 1.4. Сейсморазведочные работы ЗБ, проведенные на территории Республики Казахстан.

В дальнейшем задачи сейсморазведочных исследований усложнялись и, в частности, автором было предложено: при выборе объектов для постановки работ по методике сейсморазведки ЗО использовать информацию об остаточных извлекаемых запасах месторождения. Это позволило рекомендовать порядок изучения разрабатываемых месторождений с учётом их потенциала. По данной рекомендации в 2004г. исследования по методике сейсморазведки ЗО были проведены на месторождениях Акинген, Ботахан и Забурунье, а в 2005г. - Камышитовый Юго-Западный и Камышитовый Юго-Восточный.

Полученные данные позволили в комплексе с данными ГИС детально расчленить продуктивную толщу за счёт отождествления в комплексе с каротажными данными и корреляции дополнительных отражающих горизонтов, существенно уточнить текущие контуры нефтеносности, а также применить их при уточнении местоположений эксплуатационных скважин. Были выявлены и рекомендованы к опоискованию и доразведке незакартированные ранее, в основном, малоамплитудные ловушки как в пределах месторождений, так и на прилегающей территории из-за неправильно запроектированного контура съёмки (Акинген, Камышитовый Юго-Западный и Юго-Восточный, Макат Восточный).

Однако применение ЗО сейсморазведки не решало всех задач по изучению глубинного строения геологически сложных структур Прикаспийской впадины. В частности, отмечались значительные

16

расхождения данных сейсморазведки и бурения на структурах Карачаганак (скв. 321), на Астраханском массиве, на ряде солянокупольных структур Южной Эмбы. Поэтому представляется актуальной задача поиска путей повышения эффективности ЗБ сейсморазведки.

Эффективность использования пространственных систем наблюдений в условиях Прикаспия и Западного Казахстана, в частности, требует совершенствования технологии, выбора оптимальных параметров элементов сейсмического канала в зависимости от конкретных условий, изучения сейсмогеологических условий, влияния технических и методических недоработок на качество сейсмических результатов. Резюмируя, можно сделать следующие выводы.

1. Республика Казахстан обладает целым рядом осадочных бассейнов, перспективных на нефть и газ. Часть из них уже вовлечена в промышленную разведку и разработку, другие будут вовлечены в планомерное изучение в ближайшие годы.

2. Наиболее интересной и перспективной территорией поисков новых месторождений углеводородов является Прикаспийская впадина, которая характеризуется наибольшей геологической изученностью, геофизическими методами и относится к сложным регионам. В пределах её бортовых зон открыты уникальные по запасам нефти и газа месторождения (Тенгиз, Карачаганак, Кашаган и др.) и здесь ожидается основной прирост запасов углеводородов за счёт выявления новых и доразведки действующих месторождений.

3. Прикаспийская депрессия характеризуется исключительно сложными сейсмогеологическими условиями: развитием соляной тектоники с огромной высотой соляных штоков и весьма сложной геометрией границ, резкой дифференциацией скоростных характеристик пород, необходимостью одновременного опоискования как глубокозалегающих подсолевых ловушек, так и приповерхностных дислоцированных надсолевых месторождений.

4. В пределах Прикаспийской впадины к настоящему времени проведен большой объём работ по стандартной методике ЗБ сейсморазведки на стадии разведки и, особенно, доразведки эксплуатируемых месторождений, что позволяет провести анализ их геологической эффективности и определить пути их дальнейшего совершенствования.

5. Глубинные геолого-геофизические условия, определяющими из которых являются интервалы залегания, типы и условия залеганий ловушек нефти и газа, мощности продуктивных горизонтов и интервалов, резкая скоростная и литологическая дифференциация пород, слагающих разрез, требуют дальнейшего совершенствования сейсмических методов, выбора оптимальных технологий, особенно для пространственной ЗБ сейсморазведки.

Решению этих задач и посвящены дальнейшие разделы настоящей работы.

ГЛАВА 2, Задачи геофизического обеспечения качественной подготовки поисковых объектов и месторождении к их дальнейшему рациональному освоению.

Имеющийся на сегодняшний день опыт использования технологий ЗБ позволяют сделать сравнительный анализ эффективности модификаций ЗЭ для выбора из них наиболее оптимальной схемы.

На практике при сейсморазведке ЗБ применяются как регулярные, так и адаптированные к условиям местности нерегулярные системы наблюдений, из которой создают квазирегулярную систему на этапе обработки данных.

1000 1200 1 400 1600 1 800 2000 2200 2400 2600 2600 3000 3200 3400 ЗБ00 3600 4000 4200 4400 4S00 4800 5000 5200 5400 5600 5800 600

""ООО

О о о _>

□ OODDQ т& о ООО О_ О

О J L О О \ OD"

П-Р1ГГ0 D \ d_ О

АПП S S Nifmaxg ......•$+++++♦ +•§-+++++

О □ □ О 0 \ Q

о □ о а а \о

□ о о о □ X

о □ а □ □ о\

,.. , % DD OD

АЛППТ В g SS

1 0 0 0 0

О О \ - *

О О Ш, I«

£ max min -

II___

. . _ v I ! ]

- mm

H I H'fi11

¿min max

■

АПВ п —»8

- i □ ™ D D

□ TD С, ПТТП ODO

□ ооааааа

ODQODD- -

С D О О О С inline °

□ □ □ a G ri n fco OOGGD ODO D

□ оааоаооа DDDQDOODD

Рис. 2.1. Основные офсетные и азимутальные характеристики блока наблюдений (БН) ортогональной системы наблюдений 3D (по Жукову А.П., Потапову O.A., Козлову Е.А.).

В основе всех регулярных или ортогональных систем наблюдений лежит система типа «крест». Основные офсетные и азимутальные характеристики стандартной ортогональной системы наблюдений 3D изображены на рис. 2.1. Системы с псевдослучайным расположением ПВ и/или ПП применяются, главным образом, в районах с сильно развитой инфраструктурой, где нет возможности регулярного расположения линий. При этом создаются отклонения от линейного положения как для приёмных, так и для линий возбуждения. Одним из преимуществ данных систем являются сглаженные спектры азимутов и удалений, т.е. уменьшенное влияние системы наблюдений на результаты обработки данных. Внесение элемента случайности обеспечивает более ровное распределение выносов и азимутов, недостаток таких систем заключается в неравномерности

18

распределения кратности, которая может привести к искажениям в процессе обработки. Эти системы создают неидеальные характеристики основных параметров, но, тем не менее, технологичны в планировании, разбивке и отработке. Элементы систем могут сочетаться друг с другом. Так, при обходе препятствий естественного или техногенного характера в крестовых системах смещение пунктов взрыва и приёма приводит к образованию локальной системы с псевдослучайным распределением характеристик.

Помимо стандартно используемых систем, существует ряд геометрий, нацеленных на решение конкретной геологической задачи, чьё применение ограничено либо требованиями технического характера, либо экономического. К таким системам относят:

• системы типа «кнопка», в которых линии приёма располагаются параллельно линиям взрыва в шахматном порядке, при этом линии приёма следуют друг за другом с шагом, равным шагу ПП, а их сплошность нарушается в соответствии с характеристиками съёмки. При этом интервал разрыва сплошности равен интервалу расположения пикетов по обе стороны от разрыва. Системы типа «кнопка» обеспечивают детальное изображение участков недр по большинству азимутов, однако характер системы приводит к появлению сильной неравномерности по удалениям. В целом, система может применяться в пустынных районах для неглубоко залегающих целевых горизонтов при их сложном строении и необходимости освещения с разных азимутов;

• круговые системы - системы с расположением приёмных и взрывных линий по окружности или ряду концентрических окружностей. Данные системы являются идеалом для 30 съёмок, т.к. в них представлены все азимуты и большинство удалений, однако расположение пикетов достаточно трудоёмко, а критерии выбора радиуса окружности не всегда совпадают с техническими возможностями исполнителей;

• радиальные системы с расположением приёмных линий по радиусам окружностей. Такие системы применяются при необходимости уточнения положения соляных куполов (если известна вершина) и для уточнения параметров среды вокруг скважины.

Достоинства и недостатки каждой системы сведены в таблицу 2.1, дополненную в соответствии с результатами наших исследований.

Достоинства и недостатки стандартных систем наблюдений. Таблица 2.1.

Система наблюдений Достоинства Недостатки

Ортогональная (крестовая) Простая геометрия. Невысокая стоимость. Хорошее распределение удалений по всем удалениям в целом. Максимальное перемещение оборудования. Наличие ярко выраженных минимумов в азимутальном спектре и пустых секторов при азимутальном анализе.

Система с Простая геометрия. Увеличенное значение

наклонным расположением линий возбуждения Непрерывное положение взрывных линий. Расширенный спектр азимутов по сравнению с крестовой. Ьтахгшги не оптимальное для прослеживания верхних целевых горизонтов.

Система «кирпич» Небольшие значения Ьтт позволяют проследить верхние горизонты. Возможность увеличения шага ЛПП. Приемлемые спектры азимутов. ЛИВ прерывисто распреде-лены в пространстве, что приводит к усложнению топографо-геодезических работ.

Система «кнопка» Эффективное использование систем с большим количеством каналов. Хорошие спектры азимутов и удалений. Требования большого количества ПВ на обширной территории. Увеличенное число каналов. Необходимость проложения частых ЛПП.

Зигзаг Небольшие значения Ьт,п позволяют проследить верхние горизонты. Возможность увеличения шага ЛПП. Обогащенные в среднем диапазоне спектры удалений. Сложность топографо-геодезических работ. Сложность отработки площади для операторов. Необходимость проложения частых ЛПВ.

Радиальная Возможность получения полной картины отражений от соляного купола и аналогичных структур. Нетехнологичность обработки.

Круговая Идеальные спектры азимутов и удалений. Сложность проектирования и практической реализации. Неустойчивость к техногенным помехам.

Таблица 2.1 подводит итог рассмотрению систем наблюдений, применяемых при ЗБ сейсморазведке. Использование их в условиях Казахстана зависит от конкретных сейсмогеологических условий и стоящих геологических задач.

Выполненный сравнительный анализ систем ЗБ, предлагаемый к применению в Прикаспийской впадине, позволяет отметить следующее.

1. Предпочтительными системами для Казахстана являются ортогональные, хотя и другие системы имеют право на существование, особенно нерегулярные и кольцевые.

2. Технология ЗБ, основанная на применении ортогональных систем, нуждается в оптимизации в зависимости от конкретных условий работ. От применения стандартной технологии следует перейти к экологически экономически сберегающим модификациям, дающим возможность

повысить эффективность геологического изучения недр Прикаспия. С целью разработки оптимизированной технологии необходимо провести специальные опытно-методические работы (ОМР) и исследования методико-технологических параметров полевой системы наблюдений.

3. При изучении кайнозойских, мезозойских и палеозойских отложений, залегающих на разных глубинах от 400м до 3-4км, плотность наблюдений выбранных систем должна корректироваться.

ГЛАВА 3. Разработка оптимизированной технологии ЗБ сейсморазведки для повышения эффективности поисков углеводородов в Прикаспийской впадине.

Полученный опыт проведения исследований по методике сейсморазведки ЗБ, наряду с достигнутыми результатами, позволяет наметить некоторые вопросы, на которые необходимо обратить внимание в дальнейшей работе. Как известно, успешность выполнения этапа сбора данных во многом определяет качество их обработки и надёжность результатов последующей интерпретации. На достигнутом уровне обрабатывающей сейсмическую информацию техники, на первый план выступает дальнейшее совершенствование методики полевых наблюдений и регистрации данных.

Так анализ проектных параметров сейсмической съёмки показал общую недостаточность величины полной проектной кратности на малых временах регистрации целевых отражений. Так, по общепринятой полевой методике, при проектной кратности 40 на глубинах порядка 400м, представляющих разведочный интерес, достигнутая кратность наблюдений не превышала 4, что явно не достаточно для надёжного выделения отражающих границ (табл. 3.1). Неучёт снижения величины реальной кратности относительно её проектной, существенно повлиял на качество материалов и достоверность результатов последующей обработки и интерпретации.

Фактическая кратность в зависимости от глубины и удалений при принятой полевой методике. Площадь Акинген.

Таблица 3.1.

Т0(мс) Удаление (м) Глубина (м) Кратность

300 350 400 1-6

420 450 550 6-10

520 550 650 10-15

630 800 800 15-20

820 1200 1050 20-35

Другим ключевым моментом, на наш взгляд, является определение оптимальной площади исследований. Выбор контура сейсмической съёмки необходимо производить, исходя из априорных представлений о строении изучаемой среды с учётом фактора сейсмического сноса. Общий контур полной кратности объекта должен определяться совокупностью контуров по

отдельным поверхностям. Нарушение, этого условия приводит к потере важной части сейсмической информации и недостаточному освещению структуры в целом. Например, на месторождении Акинген из-за недоучёта углов наклона нижележащих V и VI отражающих границ структура по этим поверхностям оказалась охваченной съёмкой лишь частично, что свидетельствует о неоптимально выбранном контуре полнократного перекрытия (рис. 3.1).

Рис. 3.1. Месторождение Акинген. Выполненная съёмка ЗБ и предельные границы бинов с учётом сейсмического сноса для полного картирования

структуры.

3.1. Анализ волнового поля и параметров полевых ЗВ сейсморазведочных систем наблюдений в условиях Западного Казахстана.

Основной объём сейсмических работ в природоохранных целях проводится с использованием вибрационных источников колебаний, которые, в отличие от взрывных, характеризуются более широким спектром поверхностных и приповерхностных волн-помех. Для изучения регистрируемого волнового поля на ряде площадей были проведены специальные опытно-методические работы с целью определения оптимальных (установочных) параметров возбуждения, определения скоростных и частотных характеристик зарегистрированных волн-помех и полезных волн, теоретического расчёта параметров группирования источников/приёмников для подавления регулярных помех.

В волновом поле выделены: прямая волна (скорость 800 м/с, частота более 50 Гц), преломленная волна (скорость 3000 м/с, частота выше 45 Гц), звуковая волна (скорость 330 м/с, частота 75-90 Гц). Поверхностные волны-помехи (скорости 700м/с и 1100-1300м/с, частоты 25-27 Гц и 17-18 Гц) имеют

одну природу образования - вибратор на собственной частоте резонанса с грунтом генерирует каналовые волны в верхних слоях зоны малых скоростей (ЗМС) и на её подошве.

Исследование возможностей группирования приёмников и источников для подавления указанных типов волн-помех показало, что использование баз 30м и 60м обеспечивает подавление основных волн-помех.

Результаты лабораторного моделирования параметров групп устойчиво согласуются с данными полевых опытно-методических работ и подтверждают, что их выбор необходимо проводить на основании данных изучения полного волнового поля.

3.2. Количественный анализ опытных работ на примере вибросейсморазведки в Западном Казахстане.

Основным критерием качества полевых сейсмических данных следует считать их пригодность для последующей обработки, сложность которой возрастает в зависимости от решаемых геологических задач. Традиционно качество полевых сейсмических данных связывают, прежде всего, с качеством прослеживания отражённых сейсмических волн от опорных и целевых отражающих горизонтов, их частотным составом, а также уровнем регулярных волновых помех, главными из которых при наземных работах являются поверхностные волны. Общепринятыми средствами количественной оценки качества сейсмограмм являются разнообразные оконные оценки. К числу наиболее популярных принадлежат оконные оценки амплитуд и временных частот сейсмической записи в выбранных пользователем пространственно-временных окнах. Указанные окна выбираются, исходя из основных особенностей наблюдаемых сейсмограмм. Так, обычно, наземную сейсмограмму можно разделить на три основные области, которые обозначим М, R и S, где М - область микросейсм; R -область конуса поверхностных волн; S - сигнальная область.

Исходя из указанного представления сейсмограмм, удобным способом их оценки является вычисление средних по модулю амплитуд AM, AR, AS и преобладающих частот FM, FR, FS в окнах, расположенных в пределах указанных областей М, R и S, а также отношений полученных оконных оценок типа AS/AM и AS/AR. Последние могут условно интерпретироваться, как оценки отношения сигнал/помеха.

Выполненный анализ оконных оценок результатов ОМР показал, что на амплитуду сейсмограмм ОПВ значимо повлияли следующие факторы.

1. Верхняя граничная частота свипа. Зависимость от её величины близка к обратнопропорциональной. Так увеличение верхней граничной частоты с 80 Гц до 120 Гц привело к уменьшению средней амплитуды сейсмограмм примерно в 1.5 раза (при прочих равных условиях).

2. Длина свипа. Зависимость близка к пропорциональной: увеличение длины свипа с 8с до 16с привело, примерно, к двукратному росту амплитуды.

3. Число накапливаний. При использовании режима корреляции до накапливания амплитуда сейсмограммы прямо пропорциональна (увеличение числа накапливаний с 2 до 8 приводит к росту амплитуды в 4 раза); при

23

задании корреляции после накапливания амплитуда зависит квадратично (увеличение числа накапливаний с 2 до 8 приводит к возрастанию амплитуды в 16 раз).

4. Нагрузка (усилие) на грунт. Изменение нагрузки от 40% до 70% привело к нелинейному росту амплитуды в 2.7 раза.

Все указанные выше факторы воздействуют на амплитуды практически синхронно как в области полезных волн Б, так и поверхностных волн Я.

Специфическое действие на амплитуды сейсмограммы оказывает увеличение длины начального конуса свипа. Увеличение его в диапазоне от 25 Оме до ЮООмс практически не влияет на амплитуду полезных волн в окне Б и, приблизительно в 1.8 раза, ослабляет поверхностные волны в окне К

Помимо качества прослеживания отражённых волн на фоне помех существенное значение имеет частотный состав сигналов. Для последующей обработки желателен широкополосный частотный состав зарегистрированных отражённых волн. Недостаток оконных оценок частотных спектров сейсмических колебаний заключается в отсутствии избирательности, поскольку в окно анализа, помимо полезных отражённых волн, входят многочисленные помехи. Для исключения этого недостатка предложено оценивать суммарный сигнал вдоль теоретической формы оси синфазности отражённой волны. Поскольку современный граф обработки обычно предполагает использование балансировки амплитуд и деконволюции с учётом поверхностных условий, чрезвычайно важным условием проведения полевых работ является отсутствие резких изменений амплитудно-частотных характеристик сейсмических данных за счёт изменения параметров возбуждения колебаний. Поскольку амплитуда сейсмограмм пропорциональна длине свипа и обратно пропорциональна его верхней граничной частоте, они должны оставаться неизменными. То же касается изменения таких важных параметров возбуждения, как число накапливаний, величина нагрузки на грунт и коэффициент группирования, которые сильно влияют на амплитудный уровень сейсмограмм. Для последующей обработки с сохранением амплитуд, резкие изменения указанных параметров возбуждения не отличаются от бесконтрольного изменения коэффициента усиления на сейсмической станции.

3.3. Исследование факторов, влияющих на оценку качества сейсмических данных ЗБ.

Вибросейсмические ОМР позволили сделать вывод, что такие традиционно испытываемые параметры возбуждения - приёма колебаний как: длина свипа, его частотная полоса, длина начального конуса, число накапливаний, мало влияют на качество сейсмических данных с точки зрения их информативности или перспектив последующей обработки. Значимо влияет на качество сейсмограмм группирование. При ЗБ-вибросейсмических работах ситуация усложняется одновременным применением групп источников и приёмников. Были выполнены теоретические и практические исследования группирования, опирающиеся на результаты сейсмического моделирования и специально спланированных опытно-методических работ.

24

Полученный результат свидетельствует о большой важности использования групп источников, в которых расстояние между соседними элементами не превышает 5м. Аналогичный эксперимент был проведен также для бокового выноса ПВ, равного 1500м. Полученные результаты подтверждают вывод о необходимости обеспечивать расстояние между соседними элементами группы, не превышающими 5м. Применительно к контролю вибросейсмических наблюдений необходимо рассматривать следующие аспекты:

1. «Параметрический» или «аппаратурно-технический» аспект означает обязательный оперативный контроль в поле служебной информации по заголовкам сейсмических записей и служебным трассам значений параметров возбуждения и регистрации, влияющих на амплитудно-частотные характеристики записей: 1) количество вибраторов, 2) усилие прижима плиты, 3) длительность конусов свипа, 4) вид и параметры группирования вибраторов, 5) длительность и частотный диапазон свипа, 6) число накапливаний, 7) тип антиэляйсингового фильтра, 8) опции шумоподавления (вкл./выкл.) и корреляции (до и после суммирования).

В процессе наших исследований установлено: только часть указанных параметров фиксируется в служебных словах заголовков полевых сейсмограмм 8ЕОБ и участвуют в расчётах необходимого множителя, т.н. МР(тиШрНег)-фактора, который значительно влияет на амплитудно-частотные характеристики записей, требует количественной оценки их влияния и нахождения способов их компенсации.

2. «Сейсмический» аспект полевого контроля включает мониторинг амплитудно-частотных характеристик сейсмических записей: амплитудных и частотных, в виде оконных оценок на выбранном временном уровне полевых сейсмограмм и некоторых их отношений: АБ, АЛ, АМ, ББ, БЯ, РМ, А8/АЯ и А8/АМ по сейсмограммам ОПВ; АМ и БМ по сейсмограммам ОППи построение карт по ним, пример которой приведен на рис. 3.3.1. По этим картам производится районирование территории (установление зависимостей между геоморфологическими формами рельефа и значениями определенных параметров) в процессе полевых работ для дальнейшей обработки с сохранением амплитуд. Поэтому по завершении полевых работ

Рис. 3.3.1. Карты параметра ASI (ОПВ): а - исходная; б - с учётом поправочных коэффициентов, найденных в заголовках SEGD полевых

сейсмограмм.

целесообразно требовать от Исполнителя передавать на обработку в составе комплекта полевых сейсмических материалов результаты параметрического и сейсмического мониторинга в виде комплекта соответствующих карт, выявленные зависимости амплитуд от параметров возбуждения/регистрации, полученные в ходе ОМР, что позволит решать задачи обработки с сохранением амплитуд.

3.4. Оптимизация геометрии ЗВ сейсмических наблюдений. Проектирование систем ЗВ сейсмических наблюдений представляет собой непростую задачу из-за многовариантности геометрии наблюдений, связанной с площадным расположением приёмников и источников сейсмических колебаний, влияющим на характеристики регистрируемой сейсмической информации.

Полученные в диссертации оценки позволяют сделать вывод: как для ортогонального, так и для наклонного одноэлементных шаблонов ПВ (рис. 3.4.1) интегральные характеристики распределения трасс в зависимости от удалений и азимутов (при прочих равных условиях) практически одинаковы. Такие альтернативные системы ЗО сейсмических наблюдений как «крест», «кирпич», «зигзаг» или «слант» при использовании одноэлементных шаблонов ПВ обладают одинаковыми интегральными геометрическими характеристиками.

Для систем с многоэлементными шаблонами ПВ наблюдается зависимость геометрических свойств системы от наклона шаблона ПВ по отношению к линиям приёма. Так, геометрические характеристики системы «слант» с шестиэлементным наклонным шаблоном ПВ значимо отличаются от характеристик одноэлементного наклонного шаблона ПВ и многоэлементного шаблона ПВ для системы «крест». Для этой системы за счёт

(а) (б)

Рис. 3.4.1. Типы одноэлементных шаблонов съёмки: (а) ортогональный шаблон ПВ, формула шаблона ПП 12x96; (б) наклонный шаблон ПВ, формула шаблона ПП 12x97.

появления аномально больших удалений происходит значимое уменьшение долей средних и больших удалений.

Использование одноэлементных и многоэлементных шаблонов ПВ представляет собой реальную альтернативу при проектировании и практическом осуществлении полевых 3D сейсморазведочных работ. При определении внешнего контура 3D сейсмической съёмки в ходе проектирования необходимо учитывать пространственный сейсмический снос, оценку которого можно получить на основе имеющихся структурных представлений. Неучёт указанного фактора может привести к потере важной части сейсмической информации при изучении сред со сложным строением. Разработанные под руководством и при участии автора интерактивные программные средства позволяют решить указанную задачу на основе использования имеющихся структурных карт изучаемого геологического объекта.

3.5. Оценка влияния на форму сейсмической записи типа используемого антиэляйсингового фильтра.

Выполненные исследования относительно используемого в ходе регистрации сейсмических колебаний типа антиэляйсингового фильтра -линейно-фазового либо минимально-фазового, позволяют считать их с практической точки зрения равноценными. Хотя с теоретической точки зрения несколько лучшими свойствами и большей изученностью обладает линейно-фазовый фильтр, реализуемый как нуль-фазовый с заданной групповой задержкой, отличия в результатах работ указанных фильтров оказались незначимыми. Отсюда следует вывод о правомочности использования любого из указанных фильтров. Основное условие, которое при этом следует соблюдать — не менять тип указанного фильтра в ходе производственных работ. Встречались практические ситуации, когда бесконтрольное изменение типов указанных фильтров по ходу полевых работ приводило к статическим сдвигам порядка 10-12мс полевых сейсмограмм относительно друг друга в пределах площади исследований. Причина состояла в том, что применение линейно-фазового фильтра вносило групповую задержку относительно минимально-фазового.

Проведенные научные и экспериментальные исследования позволяют сделать следующие выводы и дать рекомендации по оптимизации технологии 3D сейсморазведки в условиях Западного Казахстана.

1. Результаты анализа обработанных и необработанных сейсмограмм при вибросейсмических наблюдениях могут привести к радикально отличающимся выводам. Относительная интенсивность поверхностных волн, выражаемая отношением AS/AR, в проведенной серии экспериментов практически зависит от одного единственного фактора - DT/T (%), - относительной величины начального конуса свипа.

С учётом конкретных условий проведения полевых работ и частотного диапазона основной помехи - поверхностной волны, некоторые параметры возбуждения колебаний, не приводящие к перегрузкам в работе вибраторов, могут быть стандартными. Допустимо использовать достаточно большую величину начального конуса свипа 750-1000 мс, имеющего стандартную

27

длину 10-12с и частотную полосу от 8-10 до 90-100 Гц. Такой режим мягкого подавления низких частот представляется сравнительно безопасным при последующей обработке с сохранением амплитуд.

2. Оптимальными следует считать линейные группы источников и приёмников, расположенные на базах 50-60м при ЗБ сейсмических наблюдениях крестового типа с шагом 5м между приёмниками и источниками вдоль соответствующих линий приёма и возбуждения. Важным условием является выбор расстояния между соседними элементами линейных групп, которое не должно превышать 5м для типичной сейсмической полосы временных частот 10-100 Гц. При использовании вибраторов, в качестве источников, рекомендуется применение «динамического» группирования, т.е. требуемое накопление возбуждений на пункте взрыва производить с перемещением группы источников на постоянную величину.

3. Использование схем 30 сейсмических наблюдений с неортогональными линиями приёма-возбуждения - «зигзаг», «слант», приводит к необходимости использования неортогональных линейных групп источников и приёмников, что технологически сложно и экономически не оправдано.

4. Практическое осуществление сверхплотных систем наблюдения с шагом регистрации и возбуждения вдоль соответствующих линий около 5м позволило бы полностью отказаться от применения группирования, а подавление регулярных помех типа поверхностных волн отнести на этап обработки с применением таких эффективных многоканальных процедур, как Б-К фильтрация или преобразование Радона. Пока такая плотность наблюдений недостигнута - группирование необходимо.

5. Важным условием проведения полевых работ является отсутствие в процессе работ резких изменений амплитудно-частотных характеристик сейсмических материалов за счёт изменения параметров возбуждения колебаний.

6. Помимо традиционного визуального анализа, а также применения оконных оценок амплитуд и частот в окнах Б, Я, М или их отношений, целесообразно использовать разработанную методику количественной оценки отношения сигнал/помеха вдоль выбранной синфазности отражения.

7. Применительно к контролю вибросейсмических наблюдений необходимо рассматривать следующие аспекты.

а) «Параметрический» или «аппаратурно-технический» аспект означает учёт всех факторов, значимо влияющих на амплитудно-частотные характеристики записей, количественной оценки их влияния, нахождения способов компенсации и применения в дальнейшем полученных закономерностей для расчёта корректирующих поправок.

б) «Сейсмический» аспект полевого контроля включает мониторинг амплитудных и частотных характеристик записей в виде оконных оценок на выбранном временном уровне полевых сейсмограмм и некоторых их отношений и построение карт оконных оценок для дальнейшей обработки с сохранением амплитуд.

8. По критерию равномерности полей эффективной кратности предпочтительнее системы наблюдений с одноэлементными шаблонами ПВ. Наилучшими в геометрическом отношении свойствами обладают системы «крест» и «кирпич» - благодаря относительно более высокому уровню однородности в распределении трасс по азимутам и удалениям ПВ-ПП.

9. Определение внешнего контура 3D сейсмической съёмки в ходе проектирования должно учитывать пространственный сейсмический снос, оценку которого можно получить на основе имеющихся структурных представлений. Неучёт указанного фактора может привести к потере важной части сейсмической информации при изучении сред со сложным строением.

10. Использование при регистрации сейсмических колебаний линейно-фазового или минимально-фазового антиэляйсингового фильтра можно считать равноценными. Изменение типа фильтра в ходе работ следует считать недопустимым.

ГЛАВА 4. Методические рекомендации по проектированию и проведению вибросейсмических наблюдений МОГТ 3D на территории Западного Казахстана.

Методические рекомендации составлены на основе выполненных исследований и призваны дополнить техническую часть существующих инструкций и рекомендаций с целью выбора и применения оптимальной методики 3D сейсморазведочных работ на территории Казахстана. Они охватывают весь цикл сейсморазведочных исследований по технологии 3D от проектирования до подготовки и сдачи отчёта, что иллюстрирует приведенный ниже перечень.

4.1. Проектирование 3D съёмки.

4.1.1. Сбор сейсморазведочных данных.

4.1.2. Уточнение контура съёмки.

4.1.3. Определение параметров системы наблюдений.

4.1.4. Моделирование синтетических сейсмограмм.

4.1.5. Определение оптимальных параметров группирования источников и приёмников.

4.1.6. Разработка программы опытно-методических работ (ОМР).

4.2. Опытно-методические работы.

4.2.1. Стандартные ОМР.

4.2.2. Специальные ОМР.

4.2.2.1. Отработка сейсмического волнового поля.

4.2.2.2. Получение сейсмических характеристик по сейсмограммам ОПВ.

4.2.2.3. Уточнение параметров возбуждения и приёма колебаний.

4.2.2.4. Коррекция проектных параметров системы полевых наблюдений.

4.3. Производственные работы.

4.3.1. Ежедневный мониторинг аппаратурно-технических параметров производственных наблюдений и сейсмических параметров записи.

4.3.2. Предварительная полевая обработка.

4.3.3. Ежедневный контроль рапортов оператора и SPS файлов.

4.4. Передача сейсмических материалов Заказчику.

Наиболее важным этапом работ является проектирование, при котором необходимо использовать толстослоистую геологическую модель для определения контура съёмки с помощью моделирования центровых лучей с учётом углов наклона основных отражающих поверхностей в продуктивных интервалах. Для этой цели имеются специализированные программы планирования и сопровождения 3D съёмок MEZA, ПИКЕЗА. Исходной информацией для моделирования принимаются структурные карты по основным отражающим горизонтам и интервальные скорости продольных волн.

На стадии проектирования обосновываются базовые параметры полевых работ: тип 3D съёмки («крест», «кирпич»» и т.д.), общее количество активных каналов (тип сейсмостанции), контуры площади полной кратности и размер бинов, максимальное удаление источник-прибор, количество источников в статической и динамической группах, количество приёмников в группе и база их группирования, число накапливаний на одно физическое наблюдение. Важным параметром проектируемой съёмки является эффективная кратность, исходя из глубин целевых горизонтов и реальной линии мьютинга.

С точки зрения оптимальности сети наблюдений 3D съёмок необходимо стремиться к равномерной сети наблюдений с наименьшим допустимым интервалом между линиями ПВ и ГШ, отношение величин которых должно быть в пределах 1-1,5. При картировании объектов в надсолевом комплексе расстояние между ЛПВ и ЛПП выбирают так, чтобы на временах регистрации целевых горизонтов кратность была достаточной для дальнейшего использования данных при определении характеристик разреза.

Способ группирования источников и приёмников существенно влияет на качество полевых сейсмограмм, в этой связи конкретные базы группирования источников и приёмников должны быть определены, исходя из данных о частотном составе и кажущихся скоростях отражённых волн и волн-помех по материалам изучения волнового поля и модельным расчётам.

Допустимое число виброисточников в группе и число накапливаний на одно физическое наблюдение находятся в значительной зависимости от сейсмогеологических условий площади работ и конкретные их значения можно определить в ходе ОМР. По результатам проведенных исследований, возможная величина коэффициента группирования может составлять 12 с однократным накапливанием, то есть группа их 4-х вибраторов с расстоянием между центрами плит 15м должна в динамике отрабатывать минимум 3 возбуждения на каждом ПВ.

ОМР являются ключевым моментом для получения качественного материала при дальнейших производственных наблюдениях. В программе ОМР необходимо предусматривать выбор оптимальных параметров возбуждения-регистрации, выявление зависимостей амплитудно-частотных характеристик записей (в виде оконных оценок) от параметров возбуждения-регистрации. Обязательным условием должно быть изучение волнового поля для подтверждения или уточнения проектных параметров системы наблюдений. Эти работы проводятся на нескольких участках и по

результатам оконных оценок строятся карты распределения вычисленных параметров по площади исследований.

Подготовленные методические рекомендации рассмотрены и одобрены на НТС Ж «КазМунайГаз», «Комитетом геологии Министерства энергетики и минеральных ресурсов» и утверждены для использования геофизическими предприятиями Казахстана.

Рекомендации необходимо включать в стандарты предприятий и пополнить тем самым набор обязательной документации, обеспечивающей качественное выполнение сейсморазведочных исследований.

ГЛАВА 5. Геологическая эффективность применения оптимизированной технологии сейсморазведки ЗБ при подготовке нефтегазоперспективных объектов.

5.1. Анализ результатов применения оптимизированной технологии сейсморазведки ЗБ при поисково-разведочных работах в Казахстане.

Практическое использование полученных методических результатов позволило существенно увеличить запасы УВ, в первую очередь, за счёт расширения площади нефтегазоносности и уточнения некоторых подсчётных параметров.

В качестве примеров выбраны месторождения Акинген, Камышитовое, Кисимбай, Забурунье, Карамандыбас и некоторые другие. Рассматриваемые объекты расположены в значительно отличающихся поверхностных и сейсмологических условиях, относятся к различным тектоническим областям территории Казахстана. Методика выполненных работ имеет основные различия в параметрах систем наблюдений, размерах базы группирования сейсмоприёмников, в количестве сейсмоприёмников в группе, проектной кратности. В основном применялась ортогональная система, необходимость другой возникала в особых случаях: резко пересеченного рельефа, значительных помех от промыслов, населённых пунктов и др.

Полученные данные, за некоторым исключением, обеспечили решение задач по определению основных подсчётных параметров. Применение программных пакетов на этапах обработки и интерпретации позволило уверенно выделить и протрассировать тектонические нарушения и зоны фациальных замещений в продуктивных толщах. Детально рассмотрена история геологического развития объектов.

5.1.1. Месторождение Акинген. Поднятие Акинген представляет собой солянокупольную структуру с минимальной отметкой поверхности соли 1715м. Сводовая часть купола осложнена уступом амплитудой 400м. Соляное ядро, имеющее в плане форму вытянутой с юго-запада на северо-восток антиклинали, на юго-восточном склоне осложнено ступенью амплитудой 100м. Рис. 5.1.

По надсолевым отложениям структура разбита на два крыла сбросом амплитудой около 300м, при этом юго-восточное крыло является опущенным. Северо-западное крыло представляет собой полузамкнутое поднятие, оконтуренное по II отражающему горизонту изогипсой -900м

31

(размеры 1x3.2км), по III - изогипсой -1250м (размеры 1x2.8км), по V -изогипсой -1900м (размеры 1x3.Зкм). Юго-восточное крыло осложнено малоамплитудными нарушениями, контролирующими тектонически экранированные ловушки в меловых отложениях. В разрезе месторождения устойчиво прослеживается пятый отражающий горизонт поверхности пермотриаса, структурный план по которому представляет полусвод, амплитудой 900м, размерами 4.5x9км по изогипсе - 2700м, примыкающий к сбросу широтного простирания. Крутопадающими сбросами полусвод разделён на три блока. Отражающие горизонты (ОГ), связанные с продуктивными пластами, имеют неплохую динамическую выраженность, прослежены при кратности (с учётом мьютинга) в пределах от 5 до 20 единиц. Разведанные промышленные залежи углеводородов приурочены к нефтяным апт-неокомскому и I неокомскому, а также газо-нефтяному II неокомскому горизонтам. Глубины горизонтов от 660м до 905.6м. На рис. 5.2. приведен седиментационный слайс по отражающему горизонту (ОГ) внутри пласта ИпеШ. В правом верхнем углу изображения (большое окно) показан вертикальный сейсмический разрез через центр седиментационной поверхности. В малых окнах показаны фрагменты вертикальных разрезов, где видно, как отображается на разрезах края структурного поднятия, с которым связана залежь.

На седиментационном слайсе четко выделяется зона тектонических нарушений, проходящая поверху площади и кольцевая структура в центре, обрисовывающая продуктивный свод структуры, как следует из положения

ll.nt.H0 □

а

Рис. 5.1. Характеристика прослеживаемости целевых горизонтов на площади Акинген (а) и карта изохрон по ОГ III (б).

Рис. 5.2. Месторождение Акинген. Седиментационный слайс по ОГ ПпеШ внутри пласта.

показанных здесь эксплуатационных скважин.

Таким образом, динамические аномалии волнового поля являются важными поисковыми признаками обнаружения и оконтуривания газонефтяных залежей. Выделенные аномалии не всегда точно оконтуривают залежь, однако седиментационные слайсы могут быть использованы в качестве одного из сейсмических атрибутов при поиске корреляционных связей и построении геологической модели.

В результате комплексного анализа кинематических и динамических параметров сейсмической записи, а также скважинной интерпретации были построены трёхмерные геологические модели продуктивных пластов. Всего на месторождении выделено 23 залежи: 14 нефтяных, 6 газонефтяных и 3 газовых. Дополнительно по результатам комплексной интерпретации в восточной части площади Акинген выявлено бескорневое поднятие, характеризующееся пониженными значениями амплитуд, предположительно обусловленными разуплотнением слагающих пород. Данный объект из-за неучёта углов наклона нижележащих V и VI отражающих границ оказался охвачен съёмкой лишь частично и рекомендован для дополнительного изучения с последующим бурением. При подтверждении его продуктивности, это будет еще одним аргументом эффективности применения сейсморазведки ЗБ для прироста запасов при доразведке действующих месторождений.

5.1.2. Месторождение Забурунье. Это месторождение находится в надсолевой толще с относительно малой глубиной продуктивных горизонтов (700-1000м) и соответственно прослеживается с недостаточной кратностью (менее 15). Тем не менее, тщательная обработка данных позволила получить здесь вполне удовлетворительные результаты. Характер прослеживаемости целевых горизонтов месторождения Забурунье аналогичен площади Акинген. Для примера на рис. 5.3 приведен сейсмический разрез с картой изохрон по ОГ III - подошва неокома. В результате выполненной работы на месторождении Забурунье построены трёхмерные геологические модели продуктивных пластов и горизонтов, включающие кубы литологии, песчанистости, пористости, проницаемости, нефте-газонасыщенности. Выделено 3 нефтяных, 4 газовых залежи. Прирост площади нефтеносности составил 29%, из них на II неокомском горизонте площадь увеличилась на 13%, на апт-неокомском и I неокомском на 53% за счёт уточнения структурного плана и характера распределения коллекторов по данным сейсморазведки ЗБ.

у То, м:

Рис. 5.3. Характеристика прослеживаемости целевых горизонтов на площади Забурунье.

5.1.3. Месторождение Камышитовое. На месторождении Камышитовое на 2 объектах: Камышитовое Юго-Восточное (40 кв. км) и Камышитовое Юго-Западное (30 кв. км) построены принципиальные геологические модели, включающие комплекс карт основных параметров по каждому из продуктивных горизонтов. Для определения корреляционных связей с петрофизическими параметрами пластов по скважинным данным

использовались построенные кубы динамических атрибутов сейсмической записи - мгновенная амплитуда, мгновенная частота и другие.

Уточнены контуры залежей, выявлены перспективные участки в пермотриасовом комплексе на Камышитовом Юго-Западном. Суммарная величина запасов нефти по всем объектам Камышитового Юго-Западного увеличилась на 24%, а по объектам Камышитового Юго-Восточного на 3%, в основном, за счёт уточнения геометрии залежей - изменения площадей нефтеносности и нефтенасыщенных толщин. Ряд залежей на Камышитовом Юго-Восточном оказались раскрытыми за пределы площади сейсморазведки ЗО, что позволяет прогнозировать дальнейший прирост запасов нефти. 5.1.4. Месторождение Кисимбай. На месторождении Кисимбай за счёт значительного повышения плотности информации на единицу площади (размер бинов составил 25x25м), кроме детального описания геометрии отражающих поверхностей, были получены непрерывные поля оценок свойств изучаемых геологических сред по динамическим характеристикам отражённых волн, что позволило оценить характер их распространения по площади и разрезу. На временных разрезах по валанжинскому нефтеносному горизонту соответствует динамическая аномалия, для которой характерно плавное уменьшение амплитуды отражения по мере продвижения к сводовой части структуры. Учёт динамических особенностей, зарегистрированных отражений в комплексе с дополнительными структурными данными, позволил уточнить контур нефтеносного поля. Кроме того, высокая плотность информации позволила впервые выделить и протрассировать серию кулисообразных, малоамплитудных тектонических нарушений, осложняющих строение залежи (рис. 5.4).

Рис. 5.4. Месторождение Кисимбай. Структурная карта по кровле валанжина.

Как известно, валанжинские отложения повсеместно на юге ГШ представлены тонкозернистым, плотным, плохо проницаемым карбонатным материалом с доломитизированными кавернозными пропластками, толщиной 3-5м, которые собственно и являются коллектором. Эти пропластки трудно распознаются по каротажным данным, и выделение их является сложной задачей. Вследствие их относительной жёсткости, они наиболее подвержены растрескиванию при упругих деформациях, в результате коллектор вблизи указанных зон, по нашему мнению, характеризуется повышенной трещиноватостью и к этим участкам приурочены высокодебитные скважины.

На рис. 5.4 белой пунктирной линией выделен предполагаемый контур залежи из предшествующих проектных документов. Несовпадение её с контуром изолиний уточнённого структурного плана доказывает необходимость уточнения геометрии залежи по изолинии вблизи отметки 1590м.

Подошва среднеюрских отложений характеризуется более дифференцированным рельефом. По данному горизонту выявлена структура, которая сохраняет свою форму вверх по разрезу, в перспективной среднеюрской толще. Она не разбурена, по своим параметрам (амплитуда, размеры) она близка к валанжинской залежи и при установлении её продуктивности возможно значительное увеличение запасов месторождения. В результате были построены серия структурных карт и карт эффективных нефтенасыщенных толщин рис. 5.5, в частности, валанжинского горизонта. На их основе были рекомендованы к бурению на перспективных участках 4 скважины, которые дали положительные результаты.

Рис. 5.5. Месторождение Кисимбай. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин валанжинского горизонта.

5.1.5. Месторождению Карамаидыбае присуща слабая динамическая выраженность отражающих горизонтов, связанных с большинством целевых продуктивных пластов, что существенно затрудняет их выделение и прослеживание. Продуктивная толща, мощностью 900м, включает породы от ааленского яруса (глубина 2300м) средней юры до келловейского яруса (глубина 1400м) верхней юры. Всего в юрских отложениях выделено 13 (с XIII по XXV) продуктивных горизонтов, причём, XIII, XIV, XV, XXI - XXIV горизонты являются нефтяными, а XVI, XVII и XVIII - газовыми.

По данным сейсморазведки ЗЭ в толще триасовых отложений выделены тектонические нарушения различного типа, во многом определяющие особенности строения этой и вышележащей продуктивной толщи. Для восстановления обстановок осадконакопления при формировании юрских продуктивных пластов проведен седиментационный анализ, основанный на совместном рассмотрении карты изопахит пластов и седиментационных слайсов по их временным поверхностям. На седиментационных слайсах отчётливо выделены зоны развития палеоканалов, палеорусел и палеодельт, выполненных песчаниками с хорошими коллекторскими свойствами (рис. 5.6). Наибольшее распространение они имеют в восточной части, в сторону месторождения Узень. Здесь при комплексной интерпретации геолого-промысловых данных и седиментационных слайсов выделены наиболее протяжённые каналы и отмечается практическое совпадение в плане

Рис. 5.6. Узень-Карамандыбас. Седиментационный слайс по поверхности внутри XIII горизонта (данные ЗБ сейсморазведки). Отчётливо выделяются песчаные каналы, к которым приурочены высокопродуктивные скважины.

аномалий сейсмических атрибутов по седиментационным слайсам по поверхностям продуктивных горизонтов с зонами улучшенных коллекторских свойств, к которым приурочены высокопродуктивные скважины по данному горизонту.

Установлено, каналы меандриругот во времени, меняя своё местоположение и размеры. По картам эффективных толщин седиментационных циклов отмечается, что в западном направлении песчаные пласты заглинизированы. Конфигурация и условия их залегания подтверждают, что осадочный материал поступал с северо-востока.

В результате палеотектонического анализа по построенному кубу определены основные этапы геологического развития месторождения. Тектонические движения, приведшие к формированию современного рельефа продуктивных толщ, произошли после нижнемелового времени. В комплексе с данными по сейсмическим атрибутам построены детальные геологические модели, даны рекомендации по расположению эксплуатационных скважин на участках выделенных палеодельт и палеорусел, где предполагаются высокие дебиты нефти. XIII продуктивный горизонт распространяется в северо-западном направлении и здесь выявлено локальное поднятие на восточном склоне Основного купола месторождения Узень, на перешейке, соединяющим Узень и Карамандыбас. Поднятие, амплитудой до 25м, не охвачено бурением. Ожидаемые здесь залежи и зоны улучшенных коллекторских свойств приурочены к палеоруслам. Учитывая эффективность ЗЭ сейсморазведки при картировании подобных геологических объектов рекомендовано нарастить существующую съёмку.

5.2. Перспективы применения сейсморазведки ЗБ для повышения эффективности поиска и разведки новых залежей углеводородов и успешного освоения открытых месторождений.

Накопленный опыт работ и дополнительные знания о геологическом строении объектов, на которых выполнены исследования по программе внедрения ЗБ сейсморазведки с использованием оптимизационной технологии, дают основания рекомендовать основные направления, ведущие к приросту запасов углеводородов в Западном Казахстане.

Размещение новых работ ЗБ сейсморазведки на территории ПВ в пределах РК обусловлено перспективами поиска новых скоплений нефти и газа и необходимости решения сложных геолого-промысловых задач на уже открытых месторождениях. На подсолевые отложения работы ЗБ проектируются в зоне развития мелководных карбонатных отложений палеозоя и в прилегающей полосе сравнительно неглубокого (до 6 км) залегания подсолевых образований, включая области распространения атоллоподобных карбонатных массивов. На надсолевые отложения эти работы предполагается сосредоточить в пределах Северной и Южной Эмбы, а также южной части междуречья Урал-Волга (рис.5.7).

При выборе объектов для постановки работ по методике сейсморазведки ЗБ автором было предложено использовать график

зависимости остаточных извлекаемых запасов месторождения и среднегодового уровня добычи (рис. 5.8), что позволило рекомендовать

- Элиста Астрахань

шт

Территории рекомендуемых работ с/р ЗД

| - на подсолевые отложения на надсолввые отложения

Рис. 5.7. Площади размещения рекомендуемых работ ЗD сейсморазведки в пределах Прикаспийской впадины на территории РК.

□ C.I □

mh

9 драгой

Камышят.ЮВ Кясни&й Тереш-йв- Д

KyrUüfOl

йЖЬиаиаиов Q^pfa^ . Жоадызаид» Ж'анататап ( лтзян

^"ОСЧЗЫП

Аетобе»

АгЛкуль

jjm-reHs

^ Бэлгинбаев

Ажудк* #

Доснухакбетовское

Годовой уровень добычи, тыс .т./год

□

Объекты, где сейсмика 3D была проведена:

Q в 2004 г. ^А в 2005 г.

Рис. 5.8. Выбор объектов для постановки сейсморазведки 3D на месторождениях.

порядок изучения разрабатываемых месторождений с учётом их потенциала.

Основные объёмы сейсморазведки ЗБ предлагается направить на:

1. Доизучение открытых месторождений в подсолевом комплексе -Кашаган, Тенгиз, Карачаганак, Королевское, Лактыбай и др. Рекомендуется пересмотреть и переинтерпретировать результаты съёмок на месторождениях Алибекмола и Кожасай.

2. Уточнение геологического строения месторождений Урихтау и Каратюбе Южное.

3. Уточнение геологического строения наиболее значимых месторождений надсолевого комплекса с учётом условий образования открытых скоплений, возможной их связи со скоплениями в подсолевых отложениях.

4. Расширение площадей съёмок на крьшьях солянокупольных структур с включением участков на их перифериях и крутых склонов соляных штоков. Это особенно важно для поддержки действующих промыслов. Потенциальными объектами поисков новых залежей нефти и газа могут быть все открытые в присводовой части солянокупольных структур.

5. Выявленные по материалам 2Б сейсморазведки структурные формы в краевых и приштоковых частях (включая предполагаемые соляные карнизы) для более надёжной подготовки к глубокому бурению должны изучаться ЗБ сейсморазведкой, в задачу которой необходимо включать получение надёжного материала и по подсолевым отражающим горизонтам.

Выводы.

1. Проведённый анализ результатов применения сейсморазведки ЗБ при поисково-разведочных работах в Прикаспийской впадине на месторождениях Акинген, Забурунье, Кисимбай, Камышитовый и других доказали эффективность применения оптимизированной технологии ЗБ сейсморазведки при изучении особенностей геологического строения и нефтегазоносности, что позволило усовершенствовать их геологическую модель и предложить направление дальнейших работ с целью увеличения начальных запасов. Работы ЗБ сейсморазведки на месторождении Карамандыбас иллюстрируют возможности выделения и картирования протяжённых седиментационных тел песчаников и алевролитов, характеризующихся повышенными коллекторскими свойствами.

Следствием решения этой задачи явилась оптимизация разработки месторождений Узень и Карамандыбас.

2. Для каждого комплекса отложений (подсолевого, солевого и надсолевого) определены основные геологические задачи, которые необходимо решать работами ЗБ сейсморазведки. На основе имеющихся данных по перспективам нефтегазоносности составлена схема сейсмичеких работ ЗБ на территории Прикаспийской впадины: на подсолевые объекты -области распространения карбонатных платформ, атоллоподобных карбонатных массивов и их склонов, на надсолевые объекты - территория Южной и Северной Эмбы, а также южная часть междуречья Урал-Волга с прилегающей частью акватория Северного Каспия.

40

Заключение.

Основу экономики республики Казахстан в настоящее время и в обозримую перспективу составляет добыча полезных ископаемых и, прежде всего, энергетического сырья - нефти и газа. Несмотря на наличие значительного объёма перспективных объектов, выявление и подготовка к разработке дополнительных запасов нефти и газа, особенно, в районах Западного Казахстана, где уже существует развитая инфраструктура добычи и транспортировки углеводородов, является весьма актуальной, экономически востребованной задачей.

В представленной диссертационной работе автором и руководимым им коллективом выполнены исследования, направленные на повышение эффективности геолого-поисковых работ в условиях Западного Казахстана. На основе анализа сложных геолого-геофизических условий солянокупольной тектоники Прикаспийской впадины самым эффективным методом геофизической разведки на нефть и газ, обеспечивающим достоверное изучение целевых объектов, является пространственная ЗБ сейсморазведка. Однако качество полевых работ и последующей геологической интерпретации часто бывает неудовлетворительным. На примере сложно построенных объектов Западного Казахстана показано, что применение оптимизированной системы при проведении сейсморазведочных работ позволяет значительно повысить их эффективность. Решение комплекса задач по повышению качества и, соответственно, геологической эффективности подготовки новых запасов углеводородов в условиях Западного Казахстана и посвящена настоящая работа.

Выполненные исследования позволяют отметить следующее.

1. В результате работы над главной задачей - оптимизацией полевых ЗЭ вибросейсмических исследований, некоторые важные её вопросы и давно устоявшиеся методические решения удалось переосмыслить и раскрыть по-новому. Это позволяет наметить пути к созданию более совершенной технологии проведения ЗБ сейсморазведочных работ и достичь лучших практических результатов. К ним относится: разработка методики количественной оценки сейсмической информации при проведении опытно-методических работ и мониторинг производственных работ; обоснование выбора типа геометрии полевых систем ЗБ вибросейсмических наблюдений; обоснование выбора и оптимизация параметров группирования приёмников и источников сейсмических колебаний, а также некоторые другие результаты.

2. Из всех возможных модификаций систем наблюдений ЗБ наиболее оптимальной признана модификация, использующая ортогональные системы наблюдения типа " крест". Успешность использования таких систем в значительной мере зависит от правильности выбора их параметров, постановки опытных работ и комплексных оценок их эффективности.

3. В процессе проведения опытно-методических и производственных работ определены факторы, влияющие на качество сейсмических данных ЗБ, учёт которых обеспечивает получение более информативного и достоверного материала, последующая обработка которого ведёт к успешному решению

41

геологических задач. При этом доказаны следующие важные методические выводы.

3.1. Величина верхней граничной частоты свила Зависимость общей энергии сейсмической записи (а, соответственно, и глубинности изучения разреза) от её величины близка к обратной пропорциональной. Так изменение верхней граничной частоты от 80 Гц до 120 Гц приводит к уменьшению средней амплитуды сейсмограмм примерно в 1.5 раза (при прочих равных условиях).

3.2. Длина свипа. Зависимость амплитуды от этого параметра близка к пропорциональной: изменение длины свипа от 8с до 16с приводит приблизительно к двукратному росту амплитуды.

3.3. Число накапливаний. При режиме корреляции до накапливания амплитуда сейсмограммы пропорциональна числу накапливаний (увеличение накапливания с 2 до 8 приводит к росту амплитуды в 4 раза).

3.4. Нагрузка (усилие) на грунт. Изменение нагрузки от 40% до 70% привадит к нелинейному росту амплитуды приблизительно в 2.7 раза.

4. Специфическое действие на амплитуды сейсмограммы оказывает увеличение длины конуса свипа (в его начальной части) в диапазоне от 250 мс до 1000 мс: оно практически не влияет на амплитуду полезных волн в окне Б и значимо - приблизительно в 1.8 раза, - ослабляет амплитуду поверхностных волн в окне Я. Указанный эффект связан с тем, что увеличение длины конуса в начальной части свипа приводит к уменьшению доли низких частот, и, следовательно, подавлению (фильтрации) низкочастотной части сейсмической записи. Соответственно, подавление низких частот приводит к ослаблению поверхностных волн, а также к повышению преобладающей частоты их остаточной части.

5. Показана целесообразность, а в ряде случаев необходимость оптимизации геометрии ЗБ сейсмических наблюдений, от которой зависит точность структурных построений и полнота освещения объектов исследований. В частности, при выборе площади съёмки необходимо исходить из ожидаемой модели среды, учитывая величину сейсмического сноса.

6. Доказана необходимость оптимизации группирования источников и приёмников сейсмических колебаний при площадных ЗБ вибросейсмических наблюдениях. На примерах опытно-методических работ показано возможное отрицательное влияние неправильно выбранных параметров группирования полевых элементов сейсмического канала.

7. Учитывая важность знания формы сигнала на точность сейсмических построений, изучены условия изменения формы сигнала отражённой волны на коррелограммах и определены принципы согласования графа последующей обработки данных ЗБ. Показано, что ошибки, связанные с недоучётом формы сигнала, могут привести к значительным временным невязкам и некорректному выбору параметров фильтрации и деконволюции, что, в свою очередь, ведёт к неточностям в сейсмических построениях.

8. Разработана усовершенствованная технология полевого контроля качества сейсмических наблюдений ЗБ.

Контроль полевых сейсморазведочных работ по совокупности объектов и приёмов этого контроля рассмотрен в двух аспектах - «параметрическом» и «сейсмическом». Первый соответствует мониторингу параметров возбуждения-регистрации, влияющих на амплитудно-частотный состав сейсмических записей, второй - мониторингу собственно амплитудно-частотных характеристик сейсмических записей в виде их оконных оценок. Представляется необходимым ввести такой двусторонний контроль в стандарт, что, с одной стороны, дисциплинирует Исполнителя работ и, с другой стороны, обеспечивает решение задач современной обработки сейсмических данных с сохранением амплитуд.

9. Мониторинг должен сопровождаться построением карт исследуемых параметров. Использование карт окопных оценок позволяет производить районирование территории (установления зависимостей между геоморфологическими формами рельефа и значениями определённых параметров), как постфактум, так и в процессе полевых работ. Конечная цель, с которой производится текущее районирование, заключается в возможности «улучшения» амплитудно-частотных характеристик записей, получаемых при возбуждении в неблагоприятных поверхностных условиях, через адаптацию каких-то действенных для этого в данных условиях параметров возбуждения. Перечень таких параметров и направление их изменения могут был. заранее определены в проектной документации и уточнены в результате последующего проведения опьггао-методических работ. В случае достаточно однородных поверхностных сейсмогеологических условий и при отсутствии обширных техногенных зон, аномалии оконных оценок на картах могут свидетельствовать об изменениях глубинных сейсмогеологических условий.

10. С учётом выполненных диссертационных исследований и опыта опробования результатов в процессе производства работ разработаны «Временные методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки ЗБ на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ (в условиях Казахстана)» - методические рекомендации по проектированию и проведению вибросейсмических исследований МОГТ-ЗБ на территории Казахстана.

Методические рекомендации включают разделы: проектирование ЗБ съёмки, ОМР, производственные работы, передача сейсмических материалов Заказчику. Каждый раздел наполнен подробным содержанием для исследователя-геофизика и является по существу руководством к действию на каждом этапе исследований геологического объекта. Этот документ рассмотрен и одобрен на научно-техническом совете НК «КазМунайГаз». Рекомендовано принять его как стандарт предприятия.

11. Полученные результаты диссертационных исследований по оптимизации технологии ЗБ сейсморазведки апробированы на ряде площадей Западного Казахстана. Повышена разрешающая способность сейсморазведки ЗБ, увеличена точность и достоверность сейсмических построений по целевым горизонтам. Наряду с решением кинематических задач, успешно решаются и динамические задачи, что обеспечивает

43

увеличение прироста запасов углеводородов на территории Казахстана. Обеспечена возможность выделения локальных седиментационных тел, которые характеризуются улучшенными коллекторскими свойствами. Создана научно-методическая база для планомерной доразведки старых давно разрабатываемых месторождений.

12. На основе анализа геологических перспектив различных районов Западного Казахстана сформулированы предложения по очерёдности опоискования территории на базе оптимизированной технологии сейсморазведочных работ ЗБ, по комплексу решаемых геологических задач и ожидаемым результатам.

Основные опубликованные работы по теме диссертации.

1. Геологическое строение и нефтегазоносность подсолевых отложений восточной и юго-восточной прибортовых частей Прикаспийской впадины. Тезисы докладов IV Республиканской научной конференции молодых геологов Казахстана, г. Шевченко, 1976г., (соавтор Ниязгалиев Т.К.).

2. Прогнозирование литологического состава подсолевых отложений по геолого-геофизическим данным с использованием методов распознавания образов (на примере Торткольской и Жанажольско-Синельниковской зон). Сборник «В проблеме повышения эффективности нефтяной и нефтехимической промышленности Казахстана». Тезисы докладов Республиканской научно-практической конференции молодых учёных и специалистов, посвященные 60-летию Ленинского комсомола Казахстана, стр. 12-13, г. Алма-Ата. 1976г., (соавтор Ниязгалиев Т.К.).

3. Новый объект нефтепоисковых работ на востоке Прикаспийской впадины. «Геология нефти и газа» № 10, 1981, М., стр. 22-26, илл. 2, (соавторы Джумагалиев Т.Н., Утегалиев С.У., Акчулаков У.А.).

4. Implications of Seismic Interpretation Tengiz, Kazakhstan. AAPG 1995, Nice, France, p.25-28, (co-authored with Rex Hanson, Spencer Quam.).

5. Геометрический анализ разломов Тенгизского коллектора, Казахстан. В сборнике материалов 3-го международного семинара КазахстанКаспийШельфа «Нефте- и газоматеринские коллектора северного и восточного побережий Каспийского моря», г. Алматы, 1996, стр. 46-55, (соавторы В. Халлагер, Ч. Рубине, Дж. Энтони, К. Суесинов, Р. Хэнсон).

6. Геология Тенгизского месторождения. «Нефть и газ Казахстана» №2,

1997, г. Алматы, стр. 25-30, илл. 3, (соавторы Дж. Энтони, Б. Халлагер, Р. Хэнсон, К. Суесинов).

7. 3D Seismic structural model for Tengiz field, Kazakhstan. Fault Geometry and Implications for Hydrocarbon Production" AAPG International Conference and Exhibition, Vienna, Austria, Sept. 7-10, 1997, p. 15, (co-authored with Rex Hanson, Olga Petrova.).

8. Основные направления геологоразведочных работ СП «Тенгизшевройл». Тезисы докладов научно-технической конференции «Проблемы освоения углеводородных ресурсов Прикаспия и Каспийского шельфа», г. Атырау,

1998, стр. 26-28.

9. Tengiz - Challenges to the Management of a Large Carbonate Reservoir: I. Reservoir Geology" "Istanbul 2000. AAPG's Inaugural Regional International Conference, Istanbul, Turkey, July 9-12, 2000", p. 126, (co-authored with Suesinov K., Clark M.E., Urazov. Z., Johnson S., Baimbetov A., Dosmukhambetov M.).

10. Tengiz - Challenges to the Management of a Large Carbonate Reservoir: II. Reservoir Engineering" "Istanbul 2000. AAPG's Inaugural Regional International Conference, Istanbul, Turkey, July 9-12, 2000", p. 127, (co-authored with Urazov. Z., Johnson S., Suesinov K., Clark M.E., Baimbetov A., Dosmukhambetov M.).

11. Part I-Reservoir Characterization of the Tengiz Field, Current Understanding -Reservoir Geology" "Istanbul 2000. AAPG's Inaugural Regional International

Conference, Istanbul, Turkey, July 9-12, 2000", p. 182, (co-authored with Suesinov K., Clark M. E., Urazov. Z., Johnson S., Dosmukhambetov M., Baimbetov A.).

12. Part II-Reservoir Characterization of the Tengiz Field, Current Understanding - Reservoir Engineering" "Istanbul 2000. AAPG's Inaugural Regional International Conference, Istanbul, Turkey, July 9-12, 2000", p. 183, (co-authored with Urazov. Z., Johnson S., Clark M.E., Suesinov K., Dosmukhambetov M., Baimbetov A.).

13. Эволюция карбонатных платформ юга Прикаспийской впадины. «Геология и охрана недр» №2, 2004, г. Алматы, стр. 17-21, (соавторы Панкратов В. Ф., Куанышев Ф. М.).

14. Инвестиционные возможности нефтегазового сектора Республики Казахстан. Научно-технический вестник «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2005, вып.12-13, стр. 183, (соавторы Батырбаев М.Д., Огай Е.К., Жаксыбеков А.Е., Нажметдинов А.Ш.).

15. Перспективы нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточного Казахстана. Научно-технический вестник «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2005, вып.12-13, стр. 39, (соавторы Батырбаев М.Д., Огай Е.К., Нажметдинов А.Ш.).

16. Геотехнологические исследования с целью уменьшения рисков при разведке и разработке месторождений нефти и газа. Тезисы докладов научно-практической конференции «Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии», г. Алматы, 2007, стр. 5-8, (соавторы Огай Е.К., Жаксыбеков А. Е., Каримов С. Г.).

17. Основные этапы развития нефтегазовой отрасли и деятельность AO НК «КазМунайГаз»». Тезисы докладов научно-практической конференции Казахстанско-Британского технического университета (сборник трудов, часть 1), г. Алматы, 2005, стр.б-9, (соавтор Огай Е.К.).

18. Оценка перспектив нефтегазоносности Петропавловского района и Северного Торгая. (АО НК «КазМунайГаз», ТОО НИИПР ЮГГЕО). Научно-технический вестник «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2005, вып.12-13, стр. 58, (соавторы Быкадоров В.А., Федоренко O.A.).

19. Перспективы расширения ресурсов нефти и газа АО НК «КазМунайГаз» на базе внедрения новых технологий. Материалы Казахстанской международной конференции «Новая техника и технологии интенсификации добычи нефти в Казахстане» г. Алматы, 2005, стр. 124-128.

20. Геологическая эффективность сейсморазведки MOIT-3D при разведке и доразведке месторождений нефти и газа. Тезисы докладов научно-практической конференции Казахстанско-Британского технического университета (сборник трудов, часть 1), г. Алматы, 2005, стр.119-121, (соавтор Исенов С. М.).

21. Методика количественного анализа опытных работ на примере вибросейсмических работ в западном Казахстане. Ж. Приборы и системы разведочной геофизики, №2 (16), 2006, М., стр. 44-50, (соавторы Закариев Ю. III., Марутян В. Г., Плешкевич A. JL, Рябов В.Ю., Рябошапко С. М., Цыпышев Н. Н.).

22. Вопросы повышения эффективности трёхмерной сейсморазведки (3D) при поисках залежей нефти и газа. Научно-технический вестник «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2006, вып.10-11 (151-152), стр. 11-19.

23. Эффективность 3D сейсмических исследований на месторождении Кисимбай. Вестник КазНТУ им. К. И. Сатпаева, г. Алматы, 2006, вып. № 4 (54), стр. 3-9.

24. Технология высокоразрешающей сейсморазведки при проведении доразведки месторождения Амангельды. Научно-технический вестник «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2006, вып.10-11 (151-152), стр. 31-46, (соавторы Жаксыбеков А. Е., Исенов С. М., Каримов С. Г., Тегисбаев А. О., Акбаров Е. Е., Глазков А. М., Андреев Г. Н., Голиченко А. М., Колосов Б. М., Иванкин А. В., Чифликянц В. М., Нажметдинов А. Ш.).

25. Перспективная технология прогноза состояния недр при добыче углеводородов и других полезных ископаемых. Научно-технический вестник «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2006, вып.10-11 (151-152), стр. 104-109, (соавторы Садыков Д. Ш., Истомина Е. Е.).

26. Методика количественного анализа опытных работ на примере вибросейсмических работ в Западном Казахстане. Научно-технический вестник «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2006, вып.10-11 (151-152), стр. 109-129, (соавтор Закариев Ю. Ш. ОАО «ЦГЭ»):

27. Состояние и перспективы сотрудничества Казахстанских и Китайских компаний в области геофизических исследований. Доклады IV Китайско-Российского симпозиума «Новейшие достижения в области геофизических исследований скважин», Уфа, 2006г., стр. 12-19.

28. Физико-математические основы изучения состояния недр при добыче углеводородов. Научно-технический вестник «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2007, вып.8 (161), стр. 85-90, (соавторы Нугманов Ж. К., Кунаев М. С., Садыков Д. III.).

29. Обобщенные объёмные методы подсчёта запасов нефти и средние взвешенные величины. Материалы VI Казахстанско-Российской международной научно-практической конференции 11-12 октября 2007г. "Математическое моделирование научно-технологических и экологических проблем в нефтегазодобывающей промышленности" г. Астана, изд. ЕНУ им. Л.Н.Гумилева, 2007, стр. 218, (соавторы Наурызбаев Н. Ж., Нурмолдин Е. Е., Темиргалиев Н., Шоманова A.A.).

30. Эффективность сейсморазведки 3D при поисках залежей нефти и газа. Известия HAH PK, серия геологическая, № 1, 2008, г. Алматы, стр. 47-53.

31. Актуальные вопросы оптимизации геометрии 3D - сейсмических наблюдений. «Геофизик» № 4, М., 2007, стр. 74-81, (соавторы Белоусов A.B., Закариев Ю.Ш., Плешкевич А.Л., Цыпышев H.H.).

32. Оценка качества полевых сейсмических данных и основные факторы, влияющие на него. «Геофизик» № 4, М., 2007, стр. 82 - 92, (соавторы Закариев Ю.Ш., Марутян В.Г., Плешкевич А.Л., Рябов В.Ю., Рябошапко С.М., Цыпышев H.H.).

33. Временные методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки ЗБ на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ (в условиях Казахстана), Астана, 2009г., 50 стр.

34. Геологические результаты ЗО-сейсморазведки на месторождении Нуржанов. Технологии сейсморазведки, №4, М., 2009г., стр. 89-93.

Подписано к печати 02.072010г. Формат 60x90 1/16. Объем 2 п.л. Тираж 100 экз. Заказ № 39 ОАО Центральная геофизическая экспедиция 123 298, Москва, ул. Народного Ополчения, 38/3

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Мусагалиев, Малик Загипарович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Особенности геологического строения и нефтегазоносности Прикаспийской впадины - обзор представлений и их критический анализ

ГЛАВА 2. Задачи геофизического обеспечения качественной подготовки поисковых объектов и месторождений к их дальнейшему рациональному освоению.

ГЛАВА 3. Разработка оптимизированной технологии ЪТ> сейсморазведки для повышения эффективности решения задач поисков углеводородов в Прикаспийской впадине.

3.1. Анализ волнового поля и параметров полевых ЗБ сейсморазве-дочных систем в условиях Западного Казахстана.

3.2. Количественный анализ опытных работ на примере вибросейсморазведки в Западном Казахстане.

3.3. Исследование факторов, влияющих на оценку качества сейсмических данных 3^.

3.4. Оптимизация геометрии ЗО сейсмических наблюдений.

3.5. Оценка влияния на форму сейсмической записи типа используемого антиэляйсингового фильтра.

ГЛАВА 4. Методические рекомендации по проектированию и проведению вибросейсмических наблюдений МОГТ ЗО на территории Западного Казахстана.

4.1. Особенности выполнения работ ЗВ.

4.2. Проектирование ЗБ съёмки.

4.2.1. Сбор сейсморазведочных данных.

4.2.2. Уточнение контура съемки.

4.2.3. Определение параметров системы наблюдений.

4.2.4 Моделирование синтетических сейсмограмм.

4.2.5. Определение оптимальных параметров группирования источников и приемников.

4.2.6. Разработка программы опытно-методических работ (ОМР).

4.3. Опытно-методические работы.

4.3.1. Стандартные ОМР.

4.3.2. Специальные ОМР.

4.3.2.1 Отработка сейсмического волнового поля.

4.3.2.2. Получение сейсмических характеристик по сейсмограммам

4.3.2.3. Уточнение параметров возбуждения и приёма колебаний.

4.3.2.4. Коррекция проектных параметров системы полевых наблюдений.

4.4. Производственные работы.

4.4.1. Ежедневный мониторинг аппаратурно-технических параметров производственных наблюдений и сейсмических параметров записи

4.4.2. Предварительная полевая обработка.

4.4.3. Ежедневный контроль рапортов оператора и SPS файлов.

4.4.4. Передача сейсмических материалов Заказчику.".

ГЛАВА 5. Геологическая эффективность применения оптимизированной технологии сейсморазведки 3D при подготовке нефтегазоперспективных объектов.

5.1. Анализ результатов применения оптимизированной технологии сейсморазведки 3D при поисково-разведочных работах в Казахстане.

5.1.1. Месторождение Акинген.

5.1.2. Месторождение Забурунье.

5.1.3. Месторождение Камышитовое.

5.1.4. Месторождение Кисимбай.

5.1.5. Месторождение Карамандыбас.

5.2. Перспективы применения сейсморазведки 3D для повышения эффективности поиска и разведки новых залежей углеводородов и успешного освоения открытых месторождений.

5.2.1. Изучение строения подсолевых отложений.

5.2.2. Изучение строения соленосных отложений.

5.2.3. Изучение строения и нефтегазоносности надсолевых месторождений.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Подготовка перспективных на нефть и газ объектов в Западном Казахстане на основе оптимизированной технологии 3D сейсморазведки"

Итогом поисково-разведочных работ на нефть и газ является открытие месторождений и подготовка их к разработке. Важная роль при этом отводится сейсморазведке ЗО и 4Б. Если на стадии выявления локальных объектов применяется, в основном, сейсмическая съёмка 2Б, то для изучения геологического строения и оптимального размещения поисково-разведочных скважин используется, как правило, площадная сейсморазведка ЗЭ и даже 4Э.

От качества проведённых сейсмических работ зависит достоверность выполненных структурных построений и, в целом, качество разработки геологической модели поисково-разведочных объектов.

На территории Западного Казахстана расположены Прикаспийская и Южно-Мангышлакская нефтегазоносные провинции, Бузачинский нефтегазоносный район и Северо-Устюртская нефтегазоносная область.

Прикаспийская впадина и её бортовые части, последние 50 лет являются одним из основных регионов концентрации нефтегазопоисковых работ на евроазиатском континенте. Здесь ещё в первой половине XX века были открыты месторождения, нефти и газа в мезокайнозойских отложениях, приуроченные преимущественно к солянокупольным структурам.

Интерес к подсолевым отложениям Прикаспийской впадины резко усилился после открытия Оренбургского газоконденсатного месторождения в северной бортовой зоне Прикаспия. Последовавшие затем открытия Астраханского, Карачаганакского, Тенгизского, Жанажолского и других месторождений, выявление нефте- и газопроявлений промышленного и полупромышленного значения по всему периметру Прикаспийской впадины свидетельствуют о региональной нефтегазоносности подсолевых отложений этого крупнейшего солянокупольного бассейна.

Ускоренное изучение нефтегазоносности подсолевых и надсолевых отложений может быть осуществлено только при высокой эффективности сейсмических исследований и комплексировании сейсморазведки с другими геофизическими методами. Проведение сейсморазведочных работ и достоверная интерпретация сейсмических данных в соляно-купольных регионах, особенно при изучении локальных структур, требует преодоления ряда серьёзных объективных трудностей, связанных:

- со сложной латеральной изменчивостью физических свойств при общей высокой скорости распространения упругих волн;

- развитием диапиризма и разрывных нарушений в вышележащих отложениях;

- большими глубинами залегания подсолевых отложений;

- специфическими особенностями их флюидных систем.

Несмотря на достигнутые успехи цифровой регистрации и обработки данных сейсморазведки до настоящего времени в, зоне развития соляных куполов не удалось обеспечить непрерывного фазового прослеживания подсолевых отражений. Особенно велика доля разрывов корреляции в зонах крутых склонов соляных штоков.

Перспективы повышения эффективности сейсморазведки в Прикаспийской впадине связаны с развитием площадных систем наблюдений, обеспечивающих 3-х мерное объёмное изучение геологических объектов. Роль таких систем особенно повышается при разведке новых объектов, связанных с рифогенными телами островного типа, к которым относится Карачаганакский риф. Связанное с этим рифом газоконденсатное месторождение приурочено- к поднятию в подсолевом комплексе, сложенному карбонатными отложениями различного литофациального состава.

Геологическое строение западной части территории Республики Казахстан, где сосредоточены основные запасы* углеводородов, отличается особым разнообразием и сложностью, в исследовании которой значительный вклад вносит сейсморазведочный метод.

В настоящее время нефтедобывающие предприятия' интересует оптимизация полного цикла сейсморазведочных исследований: от проектирования и проведения полевых работ до обработки и интерпретации результатов съёмок. Получение объективных данных по подсолевым и надсолевым отложениям это — комплексная проблема и решить её возможно только поэтапно.

Данная диссертационная работа посвящена решению проблем повышения эффективности внедрения в практику ГРР на нефть и газ в Западном Казахстане площадных систем ЗЭ сейсморазведки.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Надёжность локального прогнозирования нефтяных и газовых залежей напрямую связана с наличием адекватных способов её оценки и средств повышения достоверности результатов при интерпретации геолого-геофизических материалов на площадях сейсмических исследований. Причина снижения геологической эффективности сейсморазведки в настоящее время отчасти обусловлена тем, что фонд крупных антиклинальных ловушек уже истощен и основной объём прироста запасов нефти и газа идёт за счёт выявления малоразмерных, малоамплитудных и сложнопостроенных объектов. При этом значительное внимание уделяется поискам глубокозалегающих объектов, хотя используются те же принципы и приёмы, что и при поисках антиклинальных структур в менее глубоких горизонтах осадочной толщи. Кроме того, существует многообразие факторов, вносящих искажения в сейсмические данные об изучаемой геологической среде на стадии выполнения полевых работ и интерпретации: влияние сложных поверхностных условий возбуждения волн, несоответствие полевых методик наблюдений решаемым геологическим задачам, нарушение технологии проведения полевых работ, цифровой обработки и интерпретации данных, отсутствие программных средств и методик для анализа достоверности получаемых результатов применительно к конкретным изучаемым объектам. Учёт и решение даже части названных факторов позволит повысить геологическую эффективность и существенно сократить затраты на бурение.

Таким образом, разработка оптимальных полевых технологий, интерпретация данных, обеспечивающих повышение надёжности картирования ловушек, прогноза залежей углеводородов и уточнение геологических моделей месторождений Западного Казахстана, является актуальной практической задачей.

Целью работы является повышение геологической эффективности сейсморазведки в Прикаспийской впадине, подготовка новых перспективных объектов и уточнение геологических моделей разрабатываемых месторождений в Западном Казахстане на основе оптимизированной технологии сейсморазведки ЗО.

Основные задачи исследований.

1. Анализ и обобщение результатов геофизических работ в

Западном Казахстане (Прикаспийской впадине).

2. Изучение влияния основных параметров вибрационной сейсморазведки на качество сейсмических материалов и геологические результаты работ.

3. Оценка геологической эффективности различных модификаций сейсморазведки ЗЭ в районах Прикаспийской впадины.

4. Разработка оптимизированной технологии сейсморазведки ЗО, ориентированной на повышение эффективности решения задач по поиску месторождений углеводородов в Западном Казахстане и оценке их запасов.

5. Подготовка временных методических рекомендаций по применению сейсморазведки ЗЭ на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ в условиях Казахстана.

6. Рассмотрение результатов применения оптимизированной технологии ЗБ в районах Западного Казахстана.

Научная новизна работы и личный вклад.

1. Доказана эффективность решения геологических задач с использованием оптимизированной технологии ЗБ сейсморазведки при поисках и подготовке запасов в надсолевом комплексе и подсолевых отложениях бортовых зон Прикаспийской впадины.

2. Научно обоснованы первоочередные задачи по ускоренной подготовке запасов УВ в Прикаспийской впадине на основе изучения и анализа предшествующих результатов геофизических работ.

3. Разработаны теоретические и экспериментальные основы оптимизированной технологии сейсморазведки ЪТ>, ориентированной на решение геологических задач в Западном Казахстане

4. Обоснованы новые способы количественной оценки качества исходной информации сейсморазведки ЗБ, обеспечивающие надежный полевой контроль получаемых данных и их достоверность.

5. Получены новые геологические результаты на ряде разведочных площадей, существенно уточняющие объем и распределение запасов углеводородов.

6. Предложена очередность доразведки действующих месторождений, исходя из геологических предпосылок, объёмов остаточных извлекаемых запасов и уровня среднегодовой добычи.

Представленные в диссертации технологические и методические решения разработаны лично автором или с его определяющим участием, и реализованы им самим, или под его непосредственным руководством. При этом все основные результаты, обладающие научной новизной и практической ценностью, были получены лично автором.

Производственное опробование данных разработок и внедрение рекомендаций осуществлено коллективами полевых сейсморазведочных партий геофизических организаций Казахстана при участии автора в проектировании работ и их сопровождении, а обработка и интерпретация данных ЗБ выполнялась под его непосредственным руководством и с его участием.

Практическая значимость и эффективность внедрения.

Полученные разработки автора реализованы в виде проектов на проведение сейсморазведочных работ ЗБ на территории Западного

Казахстана, предусматривающих площадные работы с учётом выбора оптимальных параметров систем наблюдения и принципов оптимизации технологии ЗБ съёмки. Методические рекомендации по проектированию и методике полевых работ внедрены в качестве регламентирующих документов «Стандарта предприятия» в геофизических организациях Казахстана.

Разработки автора апробированы в производственном режиме на 14 объектах, в том числе на месторождениях Акинген, Забурунье, Камышитовое, Кисимбай, Карамандыбас, на которых получен положительный эффект, заключающийся в повышении точности и достоверности геофизических построений по целевым горизонтам, что обеспечило надёжность определения подсчётных параметров при оценке запасов углеводородов.

Защищаемые положения.

1. Выполненные экспериментальные исследования, позволившие оценить влияние методических и технологических факторов на качество ЪТ> сейсморазведки и обеспечившие выбор параметров систем наблюдений для решения геологических задач в условиях Западного Казахстана на новом методическом уровне.

2. Разработанная оптимизированная методика ЗО сейсморазведки и способы количественной оценки качества полевых наблюдений и исходной информации, обеспечившие повышение точности и детальности изучения геологического строения разведочных площадей в Западном Казахстане.

3. Оптимизированная технология сейсморазведки ЗБ, способная обеспечить наибольший прирост запасов УВ при подготовке новых надсолевых и подсолевых объектов, доразведке разрабатываемых месторождений, где геологические условия предполагают дополнительный потенциал выявления запасов и получения новых данных по строению и нефтегазоносности.

4. Методические рекомендации по применению сейсморазведки ЗО на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ, подготовленные для сейсмогеологических условий Западного Казахстана, в которых сформулированы требования к составу и качеству проведения полевых сейсмических наблюдений.

5. Полученные новые геологические результаты, позволившие обосновать направления дальнейших работ по поиску новых запасов нефти и газа в надсолевых и подсолевых толщах Прикаспийской впадины.

Апробация и публикации.

Основные результаты докладывались на IV Республиканской научной конференции молодых геологов Казахстана (г. Шевченко, 1976г., г. Алма-Ата, 1981г.); на третьем международном семинаре «Казахстан Каспий Шельф» (г. Алма-Ата, 1996г.); на Международных геофизических симпозиумах (Австрия, 1997г., Стамбул, 2000г. и ежегодных конференциях EAGE, AAPG, SEG, ЕАГО); на научно-практической конференции «Проблемы освоения углеводородных ресурсов Прикаспия и Каспийского шельфа» (Атырау, 1998г.); на научно-практической конференции «Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии» (г. Алматы, 2007г.); на научно-практической конференции технического университета (г. Алма-Ата, 2006г.); на VIII -ой международной научно-практической конференции «Геомодель - 2006г.» (г. Геленджик, 2006г.); на научно-технической конференции «Технология ВРС при доразведке месторождения Амангельды» (г. Тверь, 2006г.); на IV Китайско-Российском симпозиуме «Новейшие достижения в области геофизических исследований скважин» (г.Уфа, 2006г.); на VI Казахстанско-Российской международной НТК «Математическое моделирование в нефтегазодобывающей промышленности» (г. Астана, 2007г.). В процессе опробования и внедрения научных разработок в производственных организациях Казахстана проведен ряд совещаний на этапах планирования и проектирования работ, а также обсуждений результатов опробования разработок, проведение ОМР и производственных исследований с использованием рекомендаций автора. Автором опубликовано 42 статьи в научно-технических журналах, в том числе 34 по теме диссертации.

Благодарности.

В основу диссертации положены разработки, выполненные автором в период с 1986 по 2007 год за время работы в геолого-геофизических организациях Казахстана и, особенно, в АО НК «КазМунайГаз».

Автор выражает особую благодарность Г.Н. Гогоненкову, который существенно повлиял на круг научных интересов автора. Автор признателен докторам геолого-минералогических наук Г.Ж. Жолтаеву, Д.Ш. Садыкову, У.С. Карабалину, Б.С. Ужкенову, Б.М. Куандыкову за участие, советы и критические замечания в ходе подготовки диссертационной работы; К.Н. Ибрашеву, А.К. Балжанову, К.О. Исказиеву, Е.К. Огай, С.М. Исенову, А.Е. Жаксыбекову, A.A. Аккулову и многим другим сотрудникам АО НК «КазМунайГаз» (г. Астана) за помощь во внедрении научных разработок автора в производство, за обсуждения получаемых результатов, всестороннюю поддержку в подготовке диссертации.

Автор также приносит глубокую признательность A.C. Кашику, О.С. Обрядчикову, В.Б. Левянту, Ю.Ш. Закариеву, С.М. Рябошапко и другим коллегам (г. Москва) за помощь, оказанную при подготовке диссертации, полезные советы и рекомендации.

СТРУКТУРА ДИССЕРТАЦИИ

Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения, а также списка литературы из 63 наименований. Работа содержит 210 страниц, в том числе 94 рисунка.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Мусагалиев, Малик Загипарович

Выводы.

1. Проведённый анализ результатов применения сейсморазведки ЗБ при поисково-разведочных работах в Прикаспийской впадине на месторождениях Акинген, Забурунье,. Кисимбай, Камышитовый и других доказали эффективность применения оптимизированной технологии ЗБ сейсморазведки при изучении особенностей геологического строения и нефтегазоносности, что позволило усовершенствовать геологическую модель месторождений и предложить направления дальнейших работ с целью увеличения начальных, запасов. Работы ЗБ сейсморазведки на месторождении Карамандыбас иллюстрируют возможности выделения и картирования протяжённых седиментационных тел песчаников и алевролитов, характеризующихся повышенными коллекторскими свойствами.

2. Для каждого комплекса отложений (подсолевого, солевого и надсолевого) определены основные геологические задачи, которые необходимо решать работами ЗБ сейсморазведки. На основе имеющихся данных по перспективам нефтегазоносности составлена схема сейсмических работ 3Б на территории Прикаспийской впадины: на подсолевые объекты -области распространения карбонатных платформ, атоллоподобных карбонатных массивов и их склонов; на надсолевые объекты — территория Южной и Северной Эмбы, а также южная часть междуречья Урал-Волга с прилегающей частью акватория Северного Каспия.

Заключение.

Основу экономики республики Казахстан в настоящее время и в обозримую перспективу составляет добыча полезных ископаемых и, прежде всего, энергетического сырья — нефти и газа. Несмотря на наличие значительного объёма перспективных объектов, выявление и подготовка к разработке дополнительных запасов нефти и газа, особенно, в районах Западного Казахстана, где уже* существует развитая инфраструктура добычи и транспортировки углеводородов, является весьма актуальной, экономически востребованнойзадачей.

В представленной диссертационной работе автором и руководимым им коллективом выполнены исследования, направленные на повышение эффективности геолого-поисковых работ в условиях Западного Казахстана. На основе анализа сложных геолого-геофизических условий солянокупольной тектоники. Прикаспийской» впадины самым, эффективным' методом геофизической' разведки на нефть- ш газ, обеспечивающим^ достоверное изучение* целевых объектов, является пространственная ЗО сейсморазведка. Однако качество полевых работ и последующей геологической интерпретации часто бывает неудовлетворительным. На примере сложно построенных объектов Западного Казахстана показано, что применение оптимизированной системы при проведении сейсморазведочных работ позволяет значительно повысить их эффективность. Решение комплекса задач по повышению качества и, соответственно, геологической эффективности подготовки новых запасов углеводородов в условиях Западного Казахстана и посвящена настоящая работа.

Выполненные исследования позволяют отметить следующее.

1. В результате работы над главной задачей - оптимизацией полевых ЗБ вибросейсмических исследований, некоторые важные её вопросы и давно устоявшиеся методические решения удалось переосмыслить и раскрыть по-новому. Это позволяет наметить пути к созданию более совершенной технологии проведения ЗВ сейсморазведочных работ и достичь лучших практических результатов. К ним относится: разработка методики количественной оценки сейсмической информации при проведении опытно-методических работ и мониторинг производственных работ; обоснование выбора типа геометрии полевых систем ЗБ вибросейсмических наблюдений; обоснование выбора и оптимизация параметров группирования приёмников и источников сейсмических колебаний, а также некоторые другие результаты.

2. Из всех возможных модификаций систем наблюдений ЗБ наиболее оптимальной признана модификация, использующая ортогональные системы наблюдения типа " крест". Успешность использования таких систем в значительной мере зависит от правильности выбора их параметров, постановки опытных работ и комплексных оценок их эффективности.

3. В процессе проведения опытно-методических и производственных работ определены факторы, влияющие на качество сейсмических данных ЪТ>, учёт которых обеспечивает получение более информативного и достоверного материала, последующая обработка которого ведёт к успешному решению геологических задач. При этом доказаны следующие важные методические выводы:

3.1. Величина верхней граничной частоты свипа.

Зависимость общей энергии сейсмической записи (а, соответственно, и глубинности изучения разреза) от её величины близка к обратной пропорциональной. Так изменение верхней граничной частоты от 80 Гц до 120 Гц приводит к уменьшению средней амплитуды сейсмограмм примерно в 1.5 раза (при прочих равных условиях).

3.2. Длина свипа.

Зависимость амплитуды от этого фактора близка к пропорциональной: изменение длины свипа от 8с до 16с приводит приблизительно к двукратному росту амплитуды.

3.3. Число накапливаний.

При режиме корреляции до накапливания амплитуда сейсмограммы пропорциональна числу накапливаний (увеличение накапливания с 2 до 8 приводит к росту амплитуды в 4 раза).

3.4. Нагрузка (усилие) на грунт.

Изменение нагрузки от 40% до 70% приводит к нелинейному росту амплитуды приблизительно в 2.7 раза.

3.5. Тип группирования источников.

Линейное группирование 4-х вибраторов на базе 50м приводит к получению приблизительно в 3 раза более интенсивных сейсмограмм (продольный профиль) ОПВ, чем группирование тех же 4-х вибраторов, установленных в вершинах квадрата со стороной 20м.

Все указанные выше факторы воздействуют на амплитуды практически синхронно как в области полезных волн Б, так и поверхностных волн Я.

4. Специфическое действие на амплитуды сейсмограммы оказывает увеличение длины конуса свипа (в его начальной части) в диапазоне от 250 мс до 1000 мс: оно практически не влияет на амплитуду полезных волн в окне 8 и значимо - приблизительно в 1.8 раза, - ослабляет амплитуду поверхностных волн в окне Я. Указанный эффект связан с тем, что увеличение длины конуса в начальной части свипа приводит к уменьшению доли низких частот, и, следовательно, подавлению (фильтрации) низкочастотной части сейсмической записи. Соответственно, подавление низких частот приводит к ослаблению поверхностных волн, а также к повышению преобладающей частоты их остаточной части.

5. Показана целесообразность, а в ряде случаев необходимость оптимизации геометрии ЗБ сейсмических наблюдений, от которой зависит точность структурных построений и полнота освещения объектов исследований. В частности, при выборе площади съёмки необходимо исходить из ожидаемой модели среды, учитывая величину сейсмического сноса.

6. Доказана необходимость оптимизации группирования источников и приёмников сейсмических колебаний при площадных ЗБ вибросейсмических наблюдениях. На примерах опытно-методических работ показано возможное отрицательное влияние неправильно выбранных параметров группирования полевых элементов сейсмического канала.

7. Учитывая важность знания формы сигнала на точность сейсмических построений, изучены условия изменения формы сигнала отражённой волны на коррелограммах и определены принципы согласования графа последующей обработки данных ЗБ. Показано, что ошибки, связанные с недоучётом формы сигнала, могут привести к значительным временным невязкам и некорректному выбору параметров фильтрации и деконволюции, что, в свою очередь, ведёт к неточностям в сейсмических построениях.

8. Разработана усовершенствованная технология полевого контроля качества сейсмических наблюдений ЗБ.

Контроль полевых сейсморазведочных работ по совокупности объектов и приёмов этого контроля рассмотрен в двух аспектах - «параметрическом» и «сейсмическом». Первый соответствует мониторингу параметров возбуждения-регистрации, влияющих на амплитудно-частотный состав сейсмических записей, второй - мониторингу собственно амплитудно-частотных характеристик сейсмических записей в виде их оконных оценок. Представляется необходимым ввести такой двусторонний контроль в стандарт, что, с одной стороны, дисциплинирует Исполнителя работ и, с другой стороны, обеспечивает решение задач современной обработки сейсмических данных с сохранением амплитуд.

9. Мониторинг должен сопровождаться построением карт исследуемых параметров. Использование карт оконных оценок позволяет производить районирование территории (установления зависимостей между геоморфологическими формами рельефа и значениями определенных параметров), как постфактум, так и в процессе полевых работ. Конечная цель, с которой производится текущее районирование, заключается в возможности «улучшения» амплитудно-частотных характеристик записей, получаемых при возбуждении в неблагоприятных поверхностных условиях, через адаптацию каких-то действенных для этого в данных условиях параметров возбуждения. Перечень таких параметров и направление их изменения могут быть заранее определены в проектной документации и уточнены в результате последующего проведения опытно-методических работ. В случае достаточно однородных поверхностных сейсмогеологических условий и при отсутствии обширных техногенных зон, аномалии оконных оценок на картах могут свидетельствовать об изменениях глубинных сейсмогеологических условий.

10. С учётом выполненных диссертационных исследований и опыта опробования результатов в процессе производства работ разработаны «Временные методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки ЗБ на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ (в условиях Казахстана)» - методические рекомендации по проектированию и проведению вибросейсмических исследований МОГТ-ЗБ на территории Казахстана [29].

Методические рекомендации включают разделы: проектирование ЗБ съёмки, ОМР, производственные работы, передача сейсмических материалов Заказчику. Каждый раздел наполнен подробным содержанием для исследователя-геофизика и является по существу руководством к действию на каждом этапе исследований геологического объекта. Этот документ рассмотрен и одобрен на научно-техническом совете АО НК «КазМунайГаз» с положительным отзывом Комитета геологии и охраны недр Министерства Энергетики и Природных Ресурсов Республики Казахстан. Рекомендовано принять его как стандарт предприятия.

11. Полученные результаты диссертационных исследований по оптимизации технологии ЗБ сейсморазведки апробированы на ряде площадей Западного Казахстана. Повышена разрешающая способность сейсморазведки ЗБ, увеличена точность и достоверность сейсмических построений по целевым горизонтам. Наряду с решением кинематических задач, успешно решаются и динамические задачи, что обеспечивает увеличение прироста запасов углеводородов на территории Казахстана.

Обеспечена возможность выделения локальных седиментационных тел, которые характеризуются улучшенными коллекторскими свойствами. Создана научно-методическая база для планомерной доразведки старых давно разрабатываемых месторождений.

12. На основе анализа геологических перспектив различных районов Западного Казахстана сформулированы предложения по очерёдности опоискования территории на базе оптимизированной технологии сейсморазведочных работ ЗО, по комплексу решаемых геологических задач и ожидаемым результатам.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Мусагалиев, Малик Загипарович, Москва

1. Айзенштадт Г.Е.-А., Колтыпин С.Н., Размыслова С.С.

2. Нефтегазоносные толщи Прикаспийской впадины» Л, Недра, 1967г., 282стр.

3. Беспятов Б.И. Методические основы повышения эффективности сейсморазведки методом отраженных волн. — Саратов: изд. Саратовского университета, 1972, 192 стр.

4. Васильев Ю.М. «Фациальные особенности кунгура Северного Прикаспия в связи с характером юго-восточного обрамления Русской платформы». Докл. АН СССР, т.112, №1, 1957г.

5. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана. Том III. Нефть и газ. Под ред. Даукеева С.Ж., Воцалевского Э.С., Пилифосова В.М., Парагульгова Х.Х. Алматы, 2002, 248 стр.

6. Гольцман Ф.М. Основы интерпретационного приёма регулярных волн. М.: Наука, 1964, 246 стр.

7. Джумагалиев Т.Н., Утегалиев С.У., Акчулаков У.А., Мусагалиев М. 3. «Новый объект нефтепоисковых работ на востоке Прикаспийской впадины». «Геология нефти и газа» № 10, 1981 г., стр. 22-26, илл. 2.

8. Т.Н. Жумагалиев, Б.М. Куандыков. Мунай жене газ геологиясы терминдершш туащцрме создш, APHgroup, 2000 ж.-328 бет.

9. Журавлев B.C. «Основные черты глубинной тектоники Прикаспийской синеклизы». Тр. Геол. ин-та АН СССР, вып. 42, 1960г.

10. Казаков М.П., Чарыгин М.М., Быков Р.И. «Тектоническое строение и история развития Прикаспийской впадины и смежных областей в связи с вопросами нефтегазоносности». М, Гостоптехиздат, 1958г., 403 стр.

11. Калинин H.A. «Основные черты строения и нефтегазоносность Западного Казахстана». Тр. ВНИГРИ, вып.213, JI, Недра, 1963г.

12. Кендел М. Временные ряды. Пер. с англ. М.: Финансы и статистика, 1981,465 стр.

13. Клаербоут Д. Теоретические основы обработки геофизической информации. Пер. с англ. - М.: Мир, 1982, 320 стр.

14. Методические рекомендации по проведению работ методом МОС-РС при поисках нефти и газа в районах со сложным сейсмогеологическим строением. Е.А. Козлов; O.A. Потапов; Н.В. Николаев и др. М; ВНИИГеофизика, 1991г., 354 стр.

15. Методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки ЗО на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ. М, 2002, ОАО «Центральная геофизическая экспедиция», отв. исполнитель Левянт В.Б., 64 стр.

16. Мусагалиев М. 3. (АО НК «КазМунайГаз») «Вопросы повышения эффективности трехмерной сейсморазведки (ЗД) при поисках залежей нефти и газа». Научно-технический вестник «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2006г., вып. 10-11 (151-152), стр. 11-19.

17. Мусагалиев М. 3. (АО НК «КазМунайГаз») «Эффективность ЗБ сейсмических исследований на месторождении Кисимбай». Вестник КазНТУ им. К. И. Сатпаева, г. Алматы, 2006г., вып. № 4,(54), стр. 3-9.1. V \

18. Мусагалиев М. 3. (АО НК «КазМунайГаз») «Эффективность сейсморазведки 3D при поисках залежей нефти и газа». Известия HAH PK, серия геологическая, 2008, № 1, стр. 47-53.

19. Мусагалиев М. 3. (АО НК «КазМунайГаз») «Временные методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки 3D на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ (в условиях Казахстана)», Астана, 2009г., стр. 50

20. Мусагалиев М. 3. (АО НК "КазМунайГаз") «Геологические результаты 3D сейсморазведки на месторождении Нуржанов». Научно-технический журнал «Технологии сейсморазведки», М, 2009г., №4, стр. 89-93.

21. Мусагалиев М. 3., Панкратов В. Ф., Куанышев Ф. М. «Эволюция карбонатных платформ юга Прикаспийской впадины». «Геология и охрана недр» №2, Алматы, 2004г., стр. 17-21.

22. Мусагалиев М. 3. (АО РЖ "КазМунайГаз"), Рахымбаев М. М.

23. Институт сейсмологии) «О возможности прямых поисков залежейjуглеводородов методом электромагнитного зондирования». «Нефть и газ» № 5 (35), Алматы, 2006г., стр. 7-14.

24. Мусагалиев М.З. (АО НК "КазМунайГаз" г. Астана), Белоусов A.B., Закариев Ю.Ш., Плешкевич А.Л., Цыпышев H.H. (ОАО «ЦГЭ», г. Москва) «Актуальные вопросы оптимизации геометрии 3D — сейсмических наблюдений». «Геофизика» № 4, г. Москва, 2007г., стр. 74-81.

25. Отнес Р., Эноксон JI. Прикладной анализ временных рядов. Пер. с англ. -М.: Мир. 1982, 246 стр.

26. Плешкевич A.JI. «Актуальные вопросы группирования источников и приёмников при наземных 3D- сейсмических наблюдениях». «Геофизика», №4, Москва, 2007, стр. 93-103.

27. Потапов O.A. Технология полевых сейсморазведочных работ. М, Недра, 1987, 309 стр.

28. Рыжов A.B. Анализ свойств сейсмоприёмников. «Геофизика», № 4, Москва, 2003, стр. 4-12.

29. Урупов А.К. «Основы трехмерной сейсморазведки». М., изд. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Нефть и газ», 2004 г., 582 стр.

30. В. Халлагер, Ч. Рубине, Дж. Энтони, М. Мусагалиев, К. Суесинов, Р. Хэнсон. «Геометрический анализ разломов Тенгизского коллектора, Казахстан». В сборнике материалов 3-го международного семинара

31. КазахстанКаспийШельфа «Нефте- и газоматеринские коллектора северного и восточного побережий Каспийского моря» Алматы, 1996г., стр. 46-51.

32. Дж. Энтони, Б. Халлагер, Р. Хэнсон, М. Мусагалиев, К. Суесинов «Геология Тенгизского месторождения». «Нефть и газ Казахстана» №2, 1997 г., стр. 25-30, илл. 3.

33. Rex Hanson, Malik Mussagaliyev, Spencer Quam. «Implications of Seismic Interpretation Tengiz, Kazakhstan» AAPG 1995, Nice, France.

34. R. Hanson, M. Mussagaliyev, O.Petrova. "3D Seismic structural model for Tengiz field, Kazakhstan. Fault Geometry and Implications for Hydrocarbon Production" AAPG International Conference and Exhibition, Vienna, Austria, Sept. 7-10, 1997.

35. Vermeer Gijs J. O. 3D seismic survey design — Geophysical references, v. 12, SEG, 2002.

36. Pleshkevitch A. Cross gather data a new subject for 3D prestack wave-equation processing - Expanded abstracts, EAEG, Amsterdam, 1996.

37. Pleshkevitch A, Plyushchenkov B, Turchaninov V -3D DMO of cross-gather data, Expanded abstracts, SEG, Denever, 1996.