Курсовая работа (т): Расчет оптимальных параметров систем наблюдений МОГТ-2Д

Расчет оптимальных параметров систем наблюдений МОГТ-2Д

содержание

Введение

1. Краткая характеристика геологического строения объекта исследований

2. Методика и технология проведения полевых сейсморазведочных работ

.1 Характеристика изученности площади исследований (месторождения) и планирование сети наблюдений

.2 Расчет оптимальной системы наблюдений метода ОГТ

.2.1 Сейсмогеологическая модель разреза и ее параметры

.2.2 Расчет и построение теоретического профиля ВСП и скоростного закона

.2.3 Расчет годографов полезных волн и волн-помех

.2.4 Расчет функции запаздывания волн-помех

.2.5 Расчет параметров оптимальной системы наблюдений

.2.6 Изображение системы наблюдений на развернутом профиле

.3. Технология полевых сейсморазведочных работ

.3.1 Условия возбуждения упругих волн

.3.2 Условия приема упругих волн

.3.3 Выбор аппаратурных средств и спецоборудования

.3.4 Организация полевых сейсморазведочных работ

. Обработка и интерпретация данных сейсморазведки

. Преобразование Гильберта сейсмических записей и его использование в процедурах интерпретации

Заключение

Литература

Введение

Целью данной курсовой работы является закрепление и углубление знаний, полученных при изучении курса «Основы сейсморазведки» и получение навыков расчета оптимальных параметров систем наблюдений МОГТ-2Д.

В процессе выполнения курсовой работы нужно было решить следующие задачи:

1.      построить вертикальный сейсмический профиль и функцию запаздывания;

2.      результаты расчетов Aj, Kj, aсиг, aкр, D, t(х).

.        определенные параметры системы наблюдений методом ОГТ.

Объектом исследования является Двуреченское месторождение нефти.

в качестве исходных данных для решения задач дана пятислойная геологическая модель с указанием мощности, плотности и скорости прохождения волн для каждого слоя.

Текстовая часть курсового проекта содержит краткую характеристику исследуемой территории и теоретические основы используемого метода МОГТ-2Д. Расчетная часть сопровождается следующими графическими приложениями:

)        Сейсмогеологическая модель

2)      Графики зависимости Vcp(t0), Vcp(h)

)        Вертикальный сейсмический профиль

)        Система наблюдений профиля

)        Схема проведения работ

1.      Краткая характеристика геологического строения объекта исследований

Двуреченское месторождение нефти в административном плане находится на территории Каргасокского района и входит в состав лицензионного участка № 49, в котором право ведения геологоразведочных работ принадлежит ОАО «Томскнефть».

В тектоническом плане приурочено к Междуреченскому локальному поднятию, осложняющему зону сочленения Карандашовского и Моисеевского куполовидных поднятий, выделенных в юго-восточной части Каймысовского свода.

Каймысовский свод - положительный тектонический элемент I порядка изометричной формы расположен в северо-восточной части Нижневасюганской антеклизы.

Свод сформирован двумя системами поднятий северо-западного и северо-восточного направлений, относительно которых центральная (осевая) часть структуры I порядка несколько опущена.

Двуреченское месторождение нефти расположено в южной части Каймысовского нефтегазоносного района Каймысовской нефтегазоносной области (рисунок 1).

Рисунок 1.1 - Нефтегазогеологическое районирование Томской области

сейсморазведочный волна прием сейсмогеологическая

В ближайшем окружении месторождения открыт ряд крупных нефтяных месторождений таких, как Крапивинское, Тагайское, Моисеевское, Карасевское. Закартированные в пределах указанных месторождений обширные палеодельтовые системы в продуктивном песчаном горизонте Ю1 позволили предполагать их возможное развитие и распространение в Двуреченской зоне.

Исследования Двуреченского месторождения начаты с купольных частей северного (Междуреченская структура), центрального (Лесмуровская структура) и южного (Западно-Моисеевская структура) сводов поднятия (рис. 1). Промышленная нефтеносность на месторождении выявлена в пластах Ю11, Ю1М, Ю13 надугольной, подугольной и межугольной толщ верхневасюганской подсвиты.

Рисунок 1. 2 - Структурная карта по отражающему горизонту в кровле пласта Ю13, Междуреченская, Лесмуровская, Западно_Моисеевская площади,

)        стратоизогипсы, в м; 2) скважины глубокого бурения [1]

2. Методика и технология проведения полевых сейсморазведочных работ

.1 Характеристика изученности площади исследований (месторождения) и планирование сети наблюдений

Структура была выявлена и подготовлена площадными работами МОГТ с/п 4,5,7/85-86 (Берлин Г.И.). По основному отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) оконтурена изогипсой -2620 м и представлена антиклинальной складкой с сильно изрезанными заливами очертаниями с общим северо-восточным простиранием и осложненной рядом куполов.

В 1996 году структура введена в поисковое бурение и в присводовой части самого крупного купола пробурена скважина 10, вскрывшая верхнюю часть доюрских образований. В процессе бурения по керну и опробованию с помощью ИП установлена продуктивность песчаных пластов горизонта Ю1 верхней юры, которая подтверждена впоследствии испытанием ластов в колонне. Полученные результаты с учетом положительной характеристики по ГИС в этом же году позволили впервые обосновать прирост запасов нефти категории С1 в районе скважины 10 на площади ограниченной радиусом влияния скважины в количестве 2486/994 тыс. т. (балансовые/извлекаемые). Поскольку скважина оказалась в чисто нефтяной зоне запасы категории С2 подсчитаны в пределах условного уровня подсчета на а.о. - 2600 м и составили 8250/2475 тыс. т.

Одновременно с продолжением испытания скважины-первооткрывательницы, давшей высокодебитный приток нефти из пласта Ю13, на площади завершены детализационные работы МОГТ с/п 4,5/95-96 (Петров В.Н.) по итогам которых уточнены морфологические особенности структуры и дан прогноз развития коллекторов по пласту Ю13. Кроме пликативного, предложен также дизъюнктивно-блоковый вариант строения площади, позволивший авторам высказать версию о зональном развитии улучшенных коллекторов, связанных с вторичными преобразованиями, обязанными дизъюнктивной тектонике.

В 1997 году в северной части структуры пробурена скважина 11, подтвердившая расширение площади нефтеносности. По результатам бурения двух скважин выполнена попластовая корреляция продуктивной части разреза, с выделением пластов Ю13, Ю1му и Ю11, которые стали объектами подсчета и частичного перераспределения запасов.

Уникальность открытых залежей в достаточно изученном районе вызвала определенный интерес и рассматриваемое месторождение в 97-98 гг. вновь было охвачено сейсморазведочным работами проводившимися на юго-восточной периклинали Карандашовского куполовидного поднятия. В результате было дополнено представление о его строении, особенно по южной части, где появляется отрог юго-западной ориентировки, осложненный куполом небольшой амплитуды. В его пределах в 1999 г завершено строительство скважины 12. В разрезе горизонта Ю1 выделены те же пласты, что и в ранее пробуренных скважинах. При раздельном испытании их в колонне получены притоки нефти с пластовой водой.

По данным ГИС пласты горизонта Ю1 имеют характеристику продуктивных.

Месторождение находится в группе разведываемых.

2.2 Расчет оптимальной системы наблюдений метода ОГТ

.2.1 Сейсмогеологическая модель разреза и ее параметры

Дана пятислойная геологическая модель, характеристики которой представлены в таблице 1

Таблица 1

Целевым горизонтом является четвертый.

Каждая граница характеризуется коэффициентом отражения (Аj) и коэффициентом двойного прохождения волн (Кj), который вычисляются по формулам:

,

Кj= 1- Аj2.

Рассчитанные для каждой границы коэффициенты отражения и прохождения представлены в таблице 2.

Сейсмогеологическая модель представлена в приложении 1.

2.2.2 Расчет и построение теоретического профиля ВСП и скоростного закона

Для построения вертикального сейсмического профиля получим время прихода полезной волны

= 1,82508,

где :

Из полученных значений времени прохода слоев и, зная мощность слоев разреза и скорость прохождения упругих волн через них, определим средние скорости прохождения волн как функции от времени их прохождения волной :

Зависимости скорости от накопленного времени прохождения представлена в графическом приложении.

Таблица 2

По условию задачи, кратные отраженные волны являются помехами, если время их регистрации отличается от времени регистрации «целевой» волны на (-0,1) ¸ (+0,04) с.

При этом кратные волны, имеющие разные схемы образования и приходящие одновременно (± 0,005 с), формируют единый волновой пакет и амплитуды их складываются с учетом знаков.

Наибольшую амплитуду имеют кратные волны, отраженные от 3 границы.

Амплитуда кратных волн рассчитана по формуле, предполагая для данной задачи, что =0 - эффективный коэффициент поглощения

,

При этом для кратных волн, имеющих аналоги, амплитуды (их абсолютные значения) должны умножаться на число аналоговых волн. Следовательно, амплитуду кратной волны необходимо умножить на 2: .

.

Вычислим требуемую степень подавления кратной волны, которая является основным параметром, определяющим выбор оптимальной системы наблюдений:

 = 6,375

Т.к. , то степень подавления волны D = 3.

Вертикальный сейсмический профиль представлен в приложении 2.

2.2.3 Расчет годографов полезных волн и волн-помех

Расчет годографов кратных волн ведется при упрощенных предположениях о горизонтально-слоистой модели среды и плоских границ. Средняя скорость фиктивной среды вычисляется по всему пути вертикального пробега кратной волны:

где tокр можно определить суммированием времен пробега во всех пластах, через которые она проходит:

Годограф кратной волны в этом случае вычисляется по формуле:

Годограф полезной волны может быть рассчитан по аналогичной формуле:

 ,

где t0 = 1,82508 с - время полезной волны.

При этом закон Vср(toi) задается с некоторым небольшим шагом ∆ti = 0.05 c. Для каждого toi рассчитывается теоретический годограф по вышеприведенной формуле по всей длине сейсмозаписи.

Совмещенные годографы кратной и полезной волн изображены на рисунке 2.2.3.1.

В процессе обработки сейсмозаписей в методе ОГТ вводят кинематические поправки, рассчитанные по формуле:

∆tк(х, to) = t(х) - to = - to ,

где t0 - время полезной волны

После ввода кинематических поправок исправленное время кратной волны t|кр в точке пересечения годографа с i - ым годографом однократного отражения равно:

t¢ кр(хi) = tкр(хi) - ∆tк(хi, toi) = tкр(хi) - to(хi) + toi = toi

Таким образом, остаточный годограф кратной волны после ввода кинематических поправок будет представлен на плоскости годографа совокупностью точек с координатами (xi, toi), где хi - абсциссы точек пересечения годографа кратной волны с нормальными годографами однократных отражений (рисунок 2.2.3.1).

2.2.4 Расчет функции запаздывания волн-помех

Функцию запаздывания кратной волны t(х) определяют по формуле:

t(х) = t¢кр(хi) - tокр

где - исправленное за кинематику время и  - время при нулевом удалении пункта приема от пункта возбуждения.

Рисунок 2.2.3.1 - построение остаточного годографа кратной волны

На графике функции запаздывания t(х) по оси ординат отложим величину t*max и по определим xmax = 3800 (рисунок 2.2.4.1).

Соединив точки (0;0) и (xmax;t*max) графика t(х) прямой линией определим стрелу прогиба ∆t* функции запаздывания при х = 0,5 x*max; ∆t* = 0,02

Определим ∆t = dt*max = 0,0223

Для полученного значения степени подавления выбираем семейство характеристик направленности суммирования с минимально возможной кратностью N, которые при любой кривизне  обеспечивают кратность амплитуды полезной волны по отношению к волне-помехе в D раз, т.е. семейство, у которой область подавления в D раз удовлетворяет условию ув/ун ³ fв/fн, где ув - верхнее значение обобщенного аргумента, при котором Р(ув) = 1/D, ун - нижнее значение обобщенного аргумента, при котором Р(ун) = 1/D ,в нашем случае 1/D =0,33.

По графику найдем значения Уmax = 5,35, Уmin =1,7 для кривизны =0.25 (рисунок 3).

Определим требования к функции запаздывания: t*max = ув/ fв = 0,8917, t*max = ун/fн=0,08917, получим t*max=0,08917.