Бурение под сейсморазведку

Сейсморазведка. Время действий или упущенных возможностей? - Бурение и Нефть

Время действий или упущенных возможностей?

SEISMIC SURVEY.
TIME FOR ACTION OR MISSED OPPORTUNITIES?

Ju. AMPILOV, M. TOKAREV, Moscow state University named after M.V. Lomonosov

Существенно сократить затраты на поисковое бурение помогает сейсморазведка — один из наиболее информативных геофизических методов исследования земной коры. Сейсморазведка позволяет заглянуть глубоко в земную кору и обнаружить продуктивные пласты, которые могут находиться на глубине тысяч метров. Об изученности шельфовых территорий 2D и 3D сейсморазведкой, о возможностях использования для этих целей специализированных судов, об их потребности для России и мира – детальное исследование авторов.

Seismic survey are reduce the cost of drilling helps the seismic survey is one of the most informative methods of geophysical studies of the earth’s crust. Seismic survey allows to look deep into the earth’s crust and to detect productive layers that may be located at a depth of thousands of meters. About the scrutiny of offshore territories of 2D and 3D seismic survey on the possibilities of use for these purposes, specialized courts, about their need for these goals – detailed research of the author.

Современные сейсмические суда на мировом рынке и их загрузка

В связи с нынешним нефтяным кризисом активность в проведении ГРР на мировом шельфе значительно упала. Нагляднее всего это демонстрирует потребность в буровых установках. Так, еще в 2013 г. на рынке было невозможно найти свободную СПБУ даже при суточной ставке в 600 тыс. долл. США. А сегодня такие установки готовы работать и за 150 тыс. долл. в сутки, но найти работу даже по такой цене многим не удается (рис. 1).
В результате кратного снижения геологоразведочной активности на шельфе почти повсеместно число работающих морских буровых в мире уменьшилось за 2 года с 460 до 320 (рис. 2). Поскольку сейсморазведка обычно предшествует бурению, то был создан определенный сейсморазведочный задел, который еще не реализован в большинстве компаний. Поэтому сейсморазведочная активность снизилась в относительных объемах еще больше, чем поисково-разведочное бурение. Рассмотрим несколько конкретных фактов, и начнем с анализа занятости сейсмического флота. На рис. 3 представлена эволюция современных зарубежных сейсмических судов с 1993 г.
К настоящему моменту степень технологической оснащенности и мореходных качеств специализированных сейсмических судов достигла совершенства. Они имеют значительно меньший уровень шумов, чем обычные суда, повышенную устойчивость к качке, совершенное оборудование, а многие из них к тому же мощные бортовые вычислительные комплексы, превышающие зачастую по мощности береговые вычислительные центры. Это относится, например, к судам класса Ramform компании PGS (рис. 4), а также к отдельным единичным судам компаний WG и CGG.
А суда 5-го поколения класса Ramform Titan, три из которых уже спущены на воду в последние 2 года, заметно превышают возможности своих предшественников из класса S, изображенных на рис. 4. Они могут буксировать до 24 кос длиной до 12 км каждая, а автономность таких судов составляет 150 суток. Другое дело, что компании пока не заказывают работы с 24 косами, поскольку тогда не будут обеспечены условия конкуренции на тендерах ввиду уникальности судов данного класса. Но в ближайшем будущем сопоставимые аналоги появятся и у конкурентов.
Благодаря специальному корпусу и тщательно подобранным характеристикам их шумы кратно ниже, чем у аналогов, а имеющееся на борту оборудование позволяет оставаться на профиле и продолжать съемку даже при высоте волны до 4 – 5 м без существенной потери качества. Готова ли наша промышленность построить такое судно и обеспечить его оборудованием? Проанализировать эту проблему мы постараемся ниже.
А теперь посмотрим, как много имеется работы для таких прекрасных судов на мировом рынке. Как видно из рис. 5, пик сейсморазведочных работ на шельфе пришелся на 2011 – 2013 гг., когда в море «трудилось», в среднем, 65 судов 3D. В 2016 г. их количество снизилось до 40 и примерно столько же ожидается в 2017 г.
В такой же пропорции сократилось и суммарное количество сейсмических кос на всех активных судах: с 610 до 360. В 2017 г. прогнозируется их небольшое увеличение – до 390 (рис. 6).
Причем средняя загрузка одного работающего судна сократилась с 91 % в 2013 г. до 73 % в 2015 – 2016 гг. (верхняя диаграмма на рис. 7). А как показывает предыдущая практика, при загрузке менее 80 % судно работает в убыток. Обращает на себя внимание тот факт, что в 2005 – 2008 гг. суда работали со 100 %-ной загрузкой, которая теперь не ожидается даже за пределами 2020 г.
Однако количество работающих судов и процент их загрузки еще не полностью отражают реальное экономическое положение морской сейсморазведки на мировом рынке. Более определенно об этом можно судить по тому, как изменяется средняя суточная ставка для судна. Из графика на рис. 7 видно, что среднее по характеристикам 10 – 12-косовое судно в 2008 г. можно было «продать» со ставкой 330 тыс. долл. в сутки, в то время как в 2016 г. – лишь за 134 тыс. USD. Данная величина не покрывает затрат, но компании идут на это, обнуляя даже амортизационные отчисления, чтобы минимизировать свои убытки. Для справки: суточная ставка для судна 2D за тот же период упала не так катастрофически: с 90 тыс. USD в 2007 г. до 55 тыс. в 2016-м. Однако сегмент сейсморазведочных работ 2D в мире все более сходит на «нет», поэтому мы не уделяем этому вопросу должного внимания в данном анализе. Изменение негативной тенденции аналитики ABG ожидают в 2017 г., предполагая 5 %-ный рост суточных ставок, но и они не позволят морским сейсмическим компаниям получать прибыль. Это значит, что серия банкротсв и слияний может продолжиться и в 2017 г.
В складывающейся неблагоприятной ситуации сейсморазведочные компании вынуждены предпринимать все меры не только к сокращению расходов, но и к повышению производительности работ. Из рис. 8 видно, что средняя суточная производительность с 2011 г. почти удвоилась, достигнув 70 км² в сутки. Притом уже есть примеры, когда в сутки производится до 200 км² съемки 3D, в неделю – более 1000 км², а в месяц более 4000 км². Из рис. 8 также видно, что находящиеся в работе суда могут ежегодно выполнять до 600 тыс. км² 3D даже при 60 %-ной загрузке. Однако таких потребностей в мире в ближайшие годы не предвидится, хотя несколько лет назад это были нормальные среднегодовые объемы.

В такой ситуации, когда контрактные работы по заказам нефтегазодобытчиков свелись к историческому минимуму, сейсмические компании стремятся больше выполнять мультиклиентских (спекулятивных) работ, чтобы продать потом материалы нескольким покупателям. Так, в минимальном по активности 2016 г., в среднем, лишь 10 судов находились на контрактных работах, а 15 – на мультиклиентских (рис. 9). Однако для этого нужны немалые собственные средства, которые на текущий момент мало у кого есть. Эксперты Pareto ожидают, что через некоторое время при относительной стабилизации ситуации соотношение судов на контактах и спекулятивных съемках будет 20 к 15.

Поскольку сейсморазведка обычно предшествует бурению, то был создан определенный сейсморазведочный задел, который еще не реализован в большинстве компаний. Поэтому сейсморазведочная активность снизилась в относительных объемах еще больше, чем поисково–разведочное

бурение.

Финансовое состояние основных конкурирующих морских сейсморазведочных компаний

Понятно, что сегодня финансовое состояние всех без исключения морских геофизических компаний является сложным, а некоторых – критическим. Косвенно об этом свидетельствуют их курсы акций, большинство из которых упали значительно сильнее, чем цена нефти.
Интересна курсовая динамика акций геофизических компаний. Так, за один год, с апреля 2015-го по апрель 2016 г., цена нефти марки Brent упала на 31 %. За этот же период акции основных мировых лидеров морской геофизики упали заметно больше: PGS – на 45 %, Polarcus – на 72 %, CGG – на 77 %, EMGS – на 89 %. В этом списке отсутствует известная компания Western Geco, поскольку не котирует свои акции на рынке, а является дочерней компанией Shlumberger. Но и она сократила количество своих судов с 16 до 5. Лучше других пока держится PGS, несмотря на то что недавно получила суперсовременные сейсморазведочные 24-косники, о которых мы упоминали выше. Но она сумела реструктурировать платежи по расчетам за последние новые суда, и ее флот на сегодня является наиболее многочисленным и современным. Осталось дождаться хотя бы небольшого подъема рынка.
В предшествующий период компания FUGRO продала свой морской геофизический бизнес в компанию CGG, компания Dolfin фактически обанкротилась, а компания Polarcus уже несколько месяцев не платит по долгам и лихорадочно ищет способ избежать банкротства.
Китайские компании BGP и COSL входят в государственный холдинг и свои акции на биржах не котируют. С 2015 г. они стали основными субподрядчиками на российском шельфе. Если и далее у нас будет продолжаться такая же политика, то свои морские технологии в России так и не появятся. Нынешние попытки импортозамещения по программе Минпромторга в своем нынешнем виде этой проблемы не решат.
Первый квартал 2016 г. по общему признанию был наихудшим в истории морской сейсморазведки, о чем красноречиво свидетельствует график на рис. 10.
Мы ничего не сказали о российских морских геофизических компаниях, поскольку, по сути, они не имеют своих технологий, а в большинстве выигранных у «Роснефти» и Газпрома тендеров выступают лишь посредниками между заказчиком и упомянутыми выше иностранными субподрядчиками, выполняющими по факту работы 3D. Исключение составляет 2D-сейсморазведка, которую они могут делать и делают, но опять же на импортной технике, часть из которой находится под санкциями.

Динамика объемов морских сейсморазведочных работ в мире и ожидаемый спрос

Каковы же прогнозы в отношении морской сейсморазведки в мире и в России? Если проанализировать мировой объем контрактных продаж услуг морской сейсморазведки, то выяснится, что сейчас суммарная выручка в 7 раз меньше, чем была в 2007 г., и находится на уровне 2003 – 2005 гг. И это при том, что доллар тогда и сейчас различается как минимум вдвое. Если экстраполировать эту тенденцию далее 2017 г., ничего хорошего мы там не видим.
Да… После довольно пессимистической картины на мировом рынке морской сейсморазведки, которую мы проанализировали, хотелось бы немного оптимизма. И консультанты из DNB-market нам его дают, правда, не так много, как хотелось бы. По этим прогнозам в 2018 г. выручка от морской сейсморазведки составит 3,9 млрд долл. против 3,1 в 2016 г. (рис. 11). Это тоже очень мало, но все же тенденция должна измениться. Будем надеяться на лучшее.

Заказчики и подрядчики сейсморазведочных работ на российском шельфе

На сегодня российские морские геофизические компании не обладают современными технологиями 3D-сейсморазведки, во всяком случае, в соответствии с теми требованиями, которые выставляли в тендерной документации в 2013 – 2014 гг. два главных заказчика: «Роснефть» и Газпром. Наши подрядчики способны лишь выполнить 2D-сейсморазведку своими силами, которая в современных условиях имеет подчиненное значение. Это означает, что работы 3D, соответствующие предъявляемым тендерным требованиям, могут выполнить лишь иностранные подрядчики [1]. А между тем сложившиеся правила тендерных процедур устроены так, что «иностранцы» не могут напрямую работать с Газпромом или «Роснефтью». Причина в том, что 2 – 3 года назад в этих двух компаниях появилось требование о наличии у подрядчика лицензии на работу с материалами, составляющими государственную тайну. Естественно, что иностранные компании такую лицензию в России получить не могут. Впрочем, она им и 

burneft.ru

Опыт проведения сейсморазведочных работ в сложных сейсмогеологических условиях на примере одного из блоков в складчатом поясе загрос (Ирак)

10.04.2018

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2018 - № 1(7). – С. 10-15

УДК 550.834

Д.А. Литвиченко, А.А. Наумов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Р.А. Федорчук
ПАО «Газпром нефть»

Электронный адрес: [email protected]

Ключевые слова: наземная сейсморазведка, лучевое моделирование, зона Френеля

На примере одного из блоков в складчатом поясе Загрос (Ирак) описаны особенности проведения сейсморазведочных работ в складчатых областях. Рекомендовано выполнять подбор параметров системы сейсмических наблюдений с привлечением технологии лучевого моделирования в соответствии с поставленными геологическими задачами и сейсмогеологическими условиями исследуемой площади. Рассмотрены результаты применения технологий суммирования по первой зоне Френеля в сложных сейсмогеологических условиях площади исследования.

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2018, no. 1(7), pp. 10-15

D.A. Litvichenko, A.A. Naumov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
R.A. Fedorchuk
Gazprom Neft PJSC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: [email protected]

Keywords: land seismic, ray tracing, Fresnel zone

The results of seismic survey and data processing of folded zone Zagros considered as pattern of acquiring data in high folded structure area. It is recommend to perform seismic survey using the 3D technique instead of conventional 2D in difficult seismic and geological conditions such as Zagros folded zones. Ray tracing modeling technology should be used in order to select parameters of seismic acquisition system that will allow to choose optimal parameters for the geological problems solution in specific geological conditions. Advantages of applying summation technology for the first Fresnel zone showed in a comparison with traditional approaches.

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-1-10-15

Сейсморазведочные работы (СРР) 2D методом общей глубинной точки (МОГТ) на текущем этапе развития отрасли, как правило, проводятся на ранее не исследованных сейсмическими методами территориях с целью изучения геологического строения и создания структурно-тектонической модели. Кроме того, работы МОГТ 2D выполняются в регионах со сложным пересеченным рельефом, в горных районах, где возможности проведения сейсморазведки 3D ограничены технико-экономическими причинами.

В данной статье, основываясь на результатах обработки сейсмических данных, зарегистрированных по технологии МОГТ 2D, на примере одного из блоков в складчатом поясе Загрос (Ирак) предложены подходы к организации полевых работ и обработке сейсмических данных, отличные от традиционных, применяемых в настоящее время в производственных масштабах.

В 2015 г. проведены СРР по сети ортогональных профилей с шагом около 1,5 км между профилями. Азимут сети профилей выбран таким образом, чтобы часть их располагалась ортогонально относительно горных структур. На момент проведения работ были приняты параметры, обеспечивающие регистрацию данных с номинальной кратностью 80 единиц в бине 25 м с максимальным удалением 4000 м. Выбор типа сейсмической съемки и ее параметров основан в первую очередь на обусловленных поверхностными условиями технико-экономических ограничениях проведения работ. Следует отметить, что в связи с расположением площади работ в новом для компании регионе, в данном проекте параметры системы сейсмических наблюдений выбраны без предварительной проработки дизайна сейсмической съемки с учетом глубинно-скоростного строения геологической среды.

Рис.1. Высокоразрешенный космоснимок южной части площади исследования

Участок работ расположен в сложной структурно-тектонической зоне. Горные хребты Сартак и Бамму (рис. 1), разделяющие площадь участка на две части, являются видимой частью сдвигового разлома. Перепад рельефа в пределах контура СРР составил 1316 м, азимуты падения пластов в западной и восточной частях блока различны. В западной части исследуемой площади направление падения пластов ортогонально субмеридиональному простиранию хребта, в восточной части блока складки простираются согласно региональному тренду, приблизительно под углом 45° к хребту.

Для контроля качества получаемого в поле материала в процессе проведения СРР выполнена экспресс-обработка сейсмических данных. Различие экспресс-обработки и традиционной заключается в задачах и сроках: в первом случае речь идет исключительно о решении кинематической задачи (обработка без сохранения исходной зависимости амплитуд от удаления и времени).

На этапе экспресс-обработки информативность сейсмических разрезов в горной (центральной) части площади была крайне низкой, отражающие горизонты (ОГ) в восточной части площади работ часточно или полностью не прослеживались (рис. 2, а). Оперативный контроль параметров съемки на соответствие проекту не выявил существенных нарушений. Отмечено наличие отклонений фактического положения пунктов возбуждения от проектного (до 200 м и более), что обусловлено стремлением сократить время полевых работ путем увеличения доли воздействий вибросейсмическим источником. Данное обстоятельство не могло послужить причиной потери когерентности ввиду имеющейся корректной записи координат фактических положений точек возбуждения на площади, кроме того, допущенные отклонения пунктов геофизического наблюдения от проектной схемы существуют и в западной части блока, где получена когерентная волновая картина. Холмистая местность и наличие эксклюзивных зон являются определяющим фактором движения вибросейсмического источника по смещенной траектории. В свою очередь горные участки были отработаны с применением заглубляемого взрывного источника, что позволило минимизировать отклонения.

Рис. 2. Сопоставление временных разрезов, построенных по результатам экспресс-обработки и интерпретации данных (а) и применения технологии суммирования по 1-й зоне Френеля до миграции (б)

Анализ записи волнового поля показал, что сейсмический материал характеризуется высокой интенсивностью поверхностных волн-помех, запись осложнена интенсивным фоном боковых отражений, пришедших не с линии профиля.

На этапе камеральных работ было принято решение о необходимости проведения тестовой/экспертной обработки сейсмических данных группой ведущих сервисных компаний с целью поиска технологии, способной повысить качество результирующего сейсмического изображения. Данный проект был направлен на выявление лучших практик обработки сейсмического материала во всем спектре представленных на рынке программных решений с целью получения максимально когерентного, разрешенного и сфокусированного сейсмического изображения геологической среды. Сопоставительный анализ примененных графов обработки показал, что стандартный подход к расчету статических и кинематических поправок работает одинаково хорошо во всей совокупности программных решений, имеющихся на рынке. Различались только технико-методические подходы коллективов специалистов к расчету короткои среднепериодных статических поправок и детальности прослеживания скоростей суммирования. Однако в данных сейсмогеологических условиях полученные различия в когерентности и прослеживаемости результирующего изображения были незначительны. Например, использование плавающей линии приведения с локально постоянным уровнем в пределах подборки общей глубинной площадки позволило сформировать эталонную модель на большей пространственной базе за счет минимизации искажения гиперболичности годографов, что незначительно повысило информативность результирующего изображения геологической среды.

Помимо тестирования стандартных подходов к обработке сейсмических данных 2D выполнено тестирование ряда нетрадиционных алгоритмов повышения когерентности сейсмического материала. В настоящее время на рынке представлено несколько реализаций технологии улучшения качества прослеживаемости опорных и второстепенных ОГ во временной области. Следует отметить, что данная технология не получила широкого распространения и остается маловостребованной. В ее основе лежит суммирование в пределах 1-й зоны Френеля [1, 2], при этом используется не одна симметричная выборка общей глубинной точки, а совокупность таких выборок. С кинематической точки зрения это означает, что «в одну точку» на плоскости временного разреза суммируются разные линейные годографы, в совокупности определяющие поле времен.

Преимущества рассматриваемой технологии заключаются в следующем:

формирование сейсмограммы выполняется по принципу общности 1-й зоны Френеля, что обеспечивает увеличение соотношения сигнал/помеха за счет значительного роста статистического эффекта накапливания;
алгоритм расчета кинематических поправок позволяет исключить неравномерное растяжение формы сигналов, что характерно при вводе кинематических поправок при суммировании. Это обеспечивает сохранение исходной разрешенности сейсмической записи на суммарных трассах [3].

Применение технологии суммирования по зонам Френеля в отдельных случаях позволяет более надежно проследить ОГ и выделить тектонические нарушения (рис. 2, б). Кроме того, необходимо отметить, что результирующее суммарное сейсмическое изображение характеризуется наличием достаточно сложной волновой картины, что обусловлено существенным фоном боковых отражений вследствие двумерности системы сейсмического исследования и сложной геолого-тектонической обстановкой. Таким образом, даже существенное улучшение фокусировки в сложных сейсмогеологических условиях не приводит к построению качественного изображения, так как в 2D пространстве профиля нельзя учесть трехмерность реальной среды.

Рис. 3. Сейсмическое изображение в месте пересечения двух ортогональных 2D профилей

В процессе обработки материалов сейсморазведки, полученных на площади исследования, было отмечено яркое проявление несогласованности структурного плана на уровне целевых ОГ на ортогональных профилях, что обусловлено естественным ограничением технологии сейсморазведочных работ МОГТ 2D при исследовании геологической среды с ОГ, имеющими значительный угол наклона (рис. 3).

На рис. 3 отмечается существенная невязка в t0 (двойное время пробега отраженной волны от поверхности наблюдения до отражающего горизонта) по всему интервалу разреза, которая обусловлена в первую очередь ограниченностью 2D сейсмического метода исследования, используемого при изучении геологической среды с ОГ, имеющим значительный угол наклона.

Кроме того, выбор неоптимального азимута 2D профилей по отношению к азимуту наклона ОГ неизбежно приводит к искажению отображения геологической среды в регистрируемом волновом поле. Данное ограничение вносит существенную неопределенность на этапе построения структурных карт, увеличивая погрешность определения глубин, пространственного положения геологических объектов (в том числе нарушений) и размеров структур [4].

В рамках данного исследования выполнена модель-базированная оценка освещенности целевого интервала в рамках толстослоистой глубинно-скоростной модели геологического строения рассматриваемой площади (рис. 4). Проведено лучевое трассирование от поверхности наблюдения до ОГ (целевого объекта исследования). Трассировка лучей выполнена для случая регистрации поля отраженных волн системой из двух ортогональных профилей, ориентированных в продольном и поперечном направлениях простирания ОГ от единичного пункта возбуждения на каждом из профилей. Полученная картина иллюстрирует трехмерную природу регистрируемого волнового поля продольных волн, что в случае регистрации двумерной системой наблюдения приведет к существенным невязкам в месте пересечения профилей. Это указывает на необходимость использования трехмерной системы сейсмических наблюдений.

Рис. 4. Лучевая схема регистрации продольных волн от единичного пункта возбуждения системой из двух профилей 2D, ориентированных в ортогональном и поперечном направлениях по отношению к азимуту падения ОГ (стрелками показано отклонение точек отражения от вертикальной проекции 2D профиля на ОГ)

По результатам проведенных исследований и анализа материалов, полученных в ходе полевых работ, разработаны следующие рекомендации.

В сложных сейсмогеологических условиях (складчатых зонах) с целью корректного восстановления трехмерного изображения геологической среды целесообразно использование на этапе полевых работ трехмерных систем сейсмического наблюдения МОГТ 3D.
Определение параметров сейсмической съемки необходимо выполнять с учетом глубинно-скоростных особенностей исследуемой геологической среды. Следует учитывать, что выбор оптимальных значений максимального удаления и азимута сейсмической съемки зависит от углов наклона и азимута падения ОГ, что непосредственно влияет на корректность восстановления изображения участков геологической среды. Плотность расположения пунктов системы наблюдения, а следовательно, и кратность необходимо выбирать с учетом оценки эффективной кратности (объем сейсмической информации) вдоль целевых ОГ, что является критерием для успешного применения технологий построения глубинно-скоростной модели (ГСМ) среды на этапе обработки сейсмического материала. Оценку данных параметров сейсмической съемки целесообразно выполнять с привлечением технологии лучевого моделирования, что позволит учесть влияние указанных сейсмогеологических особенностей при выборе параметров и обеспечит регистрацию необходимого объема сейсмического материала для решения поставленных геологических задач [5, 6].
Эффективное использование технологии лучевого моделирования возможно при наличии априорной информации о строении исследуемого участка либо после проведения опытно-методических работ (ОМР) в формате отработки профиля 2D для определения углов залегания основных ОГ, а также определения глубин целевого интервала исследования. Более того, данные, полученные в процессе ОМР, могут и должны быть использованы для оценки скоростных характеристик поверхностных волнпомех, на основании чего следует подбирать оптимальный шаг между пунктами геофизического наблюдения, обеспечивающий минимизацию/устранение алиасингэффекта при отображении волн-помех линейного типа.
По итогам оценки качества материала, выполняемой в ходе экспресс-обработки, следует корректировать методику выполнения полевых работ. Это должно быть предусмотрено при контрактованииы полевого этапа СРР.
Отклонения от проектных параметров системы сейсмических наблюдений, в частности смещения пунктов геофизического наблюдения, обусловленные поверхностными условиями участка проведения работ, допустимы при условии точного позиционирования, что должно быть предусмотрено на этапе проектирования по высокоразрешенным космоснимкам.
В сложных сейсмогеологических условиях технология суммирования по зонам Френеля может быть использована с целью фокусировки отраженного сигнала, а также увеличения соотношения сигнал/шум на этапе построения ГСМ перед глубинной миграцией.

При проведении сейсморазведочных работ в районах со сложным структурно-тектоническим строением геологической среды и большими углами наклонов ОГ системы сейсмических наблюдений 2D могут быть использованы только в рамках ОМР, являющихся подготовительным этапом перед планированием 3D сейсмической съемки в новых для компании регионах. Использование сети наблюдения 3D существенным образом облегчает задачу разделения волновых полей трехмерной геологической среды и их корректного учета на этапе миграции, что повышает когерентность и фокусировку результирующего сейсмического изображения. На этапе проектирования системы наблюдений необходимо привлечение технологии лучевого моделирования, что в свою очередь, позволит подобрать и математически обосновать оптимальные параметры сейсмической съемки в сейсмогеологических условиях площади исследования. Эффективность использования технологии лучевого моделирования зависит от объема априорной информации о строении исследуемого участка. Применение данной технологии позволяет подобрать несколько различных по стоимости вариантов сейсмической съемки в зависимости от поставленной геологической задачи. Только после определения оптимальных параметров сейсмической съемки, обеспечивающих решение геологических задач, следует планировать бюджет СРР.

Berkovitch A., Gelchinsky B., Keydar S. Basic formulae for multifocusing stack//56th Mtg. Eur. Assoc. Expl. Geophys., Expanded Abstracts, 1994. — 140.
Common reflectingsurface stack: Image and attributes/R. Jager, J. Mann, G. Heocht, P.Hubral //Geophysics. — 2001. — v. 66. — С. 97–109.
Цимбалюк Ю.А., Матигоров А.А., Беркович А. Мультифокусинг — новая технология обработки данных сейсморазведки//Нефтегазовая вертикаль, специальный выпуск. — С. 26–31.
Опыт проведения сейсморазведочных работ в условиях развития складчатости / Р. А. Федорчук, В. А. Шашель, А. А. Наумов, Д. А. Литвиченко // Нефтяное хозяйство. 2017. № 12. С. 17–19.
Литвиченко Д. А. Результаты лучевого моделирования — основа выбора оптимальных параметров системы сейсмических наблюдений // Технологии сейсморазведки. 2016. № 4. С.77–83.
Литвиченко Д.А., Сорокин А.С., Назыров Д. Д. Применение технологии лучевого моделирования при проектировании системы сейсмических наблюдений 3D в сейсмогеологических условиях Западной Сибири // Тезисы 18-йнаучно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель-2016», Геленджик, 12—15 сентября 2016 г. — http://earthdoc.org/publication/publicationdetails/?publication=86768.;

Berkovitch A., Gelchinsky B., Keydar S., Basic formulae for multifocusing stack, Proceedings 56th Mtg. Eur. Assoc. Expl. Geophys., Expanded Abstracts, 1994, p. 140.
Jager R., Mann J., Heocht G., Hubral P., Common reflectingsurface stack: Image and attributes, Geophysics, 2001, v. 66, pp. 97–109.
Tsimbalyuk Yu. A., Matigorov A.A., Berkovich A., Multifocusing a new technology for processing seismic data (In Russ.), Neftegazovaya vertikal', 2010, spetsial’nyy vypusk, pp. 26–31
Kerusov A.I., Parasyna v. S., Organization of large-scale land seismic acquizition 3D Q-LANDSPARSE-VIVID (Gadames Basin, Libya) (In Russ.), Tekhnologii seysmorazvedki, 2011, no. 4, pp. 103–117.
Litvichenko D.A., Ray modeling results the basis of acquisition system optimal parameters selection (In Russ.), Tekhnologii seysmorazvedki, 2016, no. 4, pp. 77–83.
Litvichenko D.A., Sorokin A.S., Nazyrov D.D., Primenenie tekhnologii luchevogo modelirovaniya pri proektirovanii sistemy seysmicheskikh nablyudeniy 3D v seysmogeologicheskikh usloviyakh Zapadnoy Sibiri (Application of the raypath modeling technology in the design of the 3D seismic surveillance system in the seismogeological conditions of Western Siberia), Proceedings of 18th Scientific and Practical Conference on the Exploration and Development of Oil and Gas Fields «EAGE-Geomodel’ 2016», 12–15 September 2016, Gelendzhik, URL: http://earthdoc.org/publication/publicationdetails/?publication=86768.

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

Д.А. Литвиченко, А.А. Наумов, Р.А. Федорчук. Опыт проведения сейсморазведочных работ в сложных сейсмогеологических условиях на примере одного из блоков в складчатом поясе загрос (Ирак) // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2018 — № 1(7). — С. 10-15.

The reference to this article in English is:

D.A. Litvichenko, A.A. Naumov, R.A. Fedorchuk. Seismic surveys in complex seismogeological conditions: case study from high folded zone zagros (Iraq) (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2018, no. 1(7), pp. 10-15.

ntc.gazprom-neft.ru

8.2 Сейсморазведка. Сбор данных

Первым нефтяным месторождением, обнаруженным в 1928 г. с помощью сейсморазведки, оказалось месторождение Семиноул в Оклахоме. Тогда результаты сейсморазведки фиксировали в аналоговом виде на бумаге. Данные содержали много шумов и не были очень точными. Значительный прогресс в области нефтепоисковых работ в последние десятилетия привел к введению новых технологий для сбора данных сейсморазведки, а также к их компьютерной обработке.

(месторождение в Семиноуле)

Сейсмический метод основан на использовании звуковой энергии, проникающей в землю. Звуковой импульс проходит сквозь подземные слои пород, отражается от них и возвращается на поверхность, где фиксируется. В результате сейсморазведки определяют структуру залегания пород и местонахождение нефтяных и газовых ловушек. Для этого используют источник звука и детектор. Первый испускает акустический импульс на поверхности суши или океана, после чего звуковая энергия отражается от определенных слоев подземных пород. Как и у зеркала, наибольший коэффициент отражения наблюдается, когда угол падения луча на плоскость равен углу отражения (см. рис. 1). Отраженная энергия возвращается на поверхность и фиксируется детектором.

(рис. 1 Отражение сейсмических волн, когда угол падения - п равен углу отражения - о)

Детектор на поверхности ловит как сигнал, т. е. требуемую информацию о породах, так и шум, т. е. постороннюю поступающую энергию. Шум может возникать вследствие движений на поверхности, ветра, наземных и ветровых волн, а также подповерхностных отражений, не являющихся прямыми (первичными) отражениями от подземного слоя породы. Для получения точных данных необходимо высокое отношение поступающего сигнала к шуму. Первоначально можно провести шумовую разведку, относящуюся к группе малых сейсморазведок, для определения природы шума на территории и разработки плана оптимальной сейсморазведки для его снижения.

На суше наиболее распространенными источниками сейсмических сигналов являются взрывчатые вещества и «Вибро- сейс». Первоначально в качестве источника выступал динамит, но в настоящее время он практически не используется. Взрывчатку применяют при залегании на поверхности несцементированных отложений и на болотах. При ее использовании сейсмическую партию сопровождает малая буровая установка, смонтированная на автомобиле. Она пробуривает подпочвенный шпур обычно глубиной 60 - 100 фут. (18 - 30 м). На его дно устанавливают взрывчатое вещество. Детонирующий шнур размещают в желобе на глубине 1 фут. (30 см) или подвешивают в воздухе как источник сейсмического сигнала. Взрывчатые вещества - весьма дорогой источник сигналов. В настоящее время около 70% сейсморазведок на суше производятся с помощью «Вибросейса» - установки, разработанной компанией Conoco.

«Вибросейс» - это грузовой автомобиль с источником вибрации (см. рис. 2), оснащенный гидравлическими двигателями, закрепленными на платформе, а также опорной плитой, находящейся под двигателями. Грузовик с источником подъезжает к шпуру и опускает плиту до тех пор, пока большая часть его массы не окажется на плите. Гидромоторы используют массу автомобиля для сотрясения земли, обычно в течение 7 - 20 секунд (длительность свип-сигнала), при этом в землю направляется сигнал с определенным частотным интервалом, называемый свипированием (разверткой) излучения. «Вибросейс» является очень удобным средством для транспортировки и может использоваться в населенных районах.

(Рис. 2 Вибросейс)

Другие, менее популярные сейсмические источники включают в себя возбуждение сейсмических волн падающим грузом, использование газовой пушки, наземной пневмопушки и пушек, аналогичных обычному огнестрельному оружию.

Расположение сейсмического источника называется точкой возбуждения. Для снижения шумов, генерируемых источником, возможно одновременное использование нескольких связанных взрывов или вибрационных источников, установленных в сетке точек возбуждения. Частота сейсмической энергии обычно составляет от 8 до 120 Гц, или колебаний в секунду. Человеческое ухо способно воспринимать частоты от 20 до 20 тыс. Гц.

В открытом море наиболее распространенным сейсмическим источником является пневмопушка, представляющая собой металлический цилиндр несколько футов в длину. Ее буксируют кораблем на глубине 20 - 30 фут. (6 - 9 м). На судне имеются установки сжатия воздуха. Воздух под высоким давлением (в 2000 psi - 140 кг/кв. см) пропускается в пневмопушку через гибкую полую трубку. По команде компьютера отверстия на пневмопушке открываются, и формируется растущий воздушный пузырь, который служит источником сейсмических волн, неопасным для морской флоры и фауны.

Пневмопушки характеризуются по размеру воздушной камеры, например 200 куб. дюйм. (3000 куб. см). Обычно проводят одновременно взрыв в нескольких пневмопушках разного размера (сеть резонансных пушек) для погашения шума, что достигается соединением растущих воздушных пузырей сразу после первого залпа. В некоторых случаях пневмопушки используют и на болотах. Другие сейсмические источники для открытого моря - водная пушка и спаркер (электроискровой источник).

Сейсморазведку проводит подрядчик по сейсморазведке, который является владельцем оборудования. Он может осуществлять разведку в соответствии с контрактом с нефтеразведочной компанией либо проводить собственную разведку, однако не каждая разведочная компания станет затем платить за доступ к неэксклюзивной информации. В соответствии с другим вариантом, несколько компаний по разведке могут договориться о разделе цены и результатов сейсморазведки, организуя групповой взрыв.

Перед проведением сейсморазведки на частной земле в таких странах, как США и Канада, специальный человек должен получить разрешение на это исследование от владельцев прав на данную территорию. За бурение каждого шпура устанавливается отдельная плата, кроме того, договариваются о неустойках при повреждениях. Затем разведочная бригада прокладывает путь сквозь деревья и кустарники (при наличии таковых), точно определяет и маркирует точки возбуждения и местоположение сейсмоприемника, а все результаты заносит в журнал учета разведки. Члены разведочной бригады - установщики сейсмоприемников на профиле - прокладывают кабель, подготавливают и устанавливают сейсмоприемники.

Получать разрешение на разведку на море не обязательно. Пока экипаж судна осуществляет навигацию, сейсмическая партия устанавливает оборудование для разведки. Разведка в океане проводится посредством глобального позиционирования с помощью навигационных спутников.

Сейсмическая энергия проходит вниз сквозь подземные породы (см. рис. 3).

(Рис. 3 Сейсмический метод на суше и на море)

Каждый раз, когда звуковой импульс касается кровли пласта породы, часть его отражается на поверхность в виде эха. Остальная часть проходит все глубже и глубже, либо отражаясь от более глубоко залегающих пород, либо рассеиваясь. Возвращающееся эхо фиксируется детекторами вибрации, называемыми сейсмоприемниками, или геофонами. Они улавливают вертикальные движения земли и переводят их в электрический сигнал.

Геофон оснащен большим крепежным шипом, так что его можно расположить на поверхности земли (см. рис. 4).

(Рис. 4 Примерные конструкции геофона)

Обычно устанавливаются от одного до 12 геофонов, образующих группу, которая производит запись по единому каналу. Такое использование нескольких геофонов позволяет снизить шум. При этом геофоны можно установить как по прямой линии, так и по нескольким параллельным линиям, в форме звезды, прямоугольника и т. д. Группы геофонов составляют более крупную геометрическую систему, так называемую расстановку. Большое число групп геофонов устанавливают, чтобы охватить максимально возможную площадь подповерхностных структур при каждом взрыве. Снятие показаний по 96 каналам означает, что на каждый пункт взрыва использовано 96 групп геофонов. Обычное число - от 48 до 96 групп, расположенных на расстоянии 55 - 110 фут. (17 - 34 м) друг от друга. Все геофоны соединены свинцовым кабелем с самоходной регистрирующей станцией. Данные также можно передавать и в цифровом виде с помощью радиотелеметрической системы, применяющей для связи радиосигналы. На самоходной регистрирующей станции (в шутку именуемой в США собачьей будкой) имеется специальный высокочувствительный магнитофон, который может записывать данные в цифровом виде на магнитной ленте, а также проверять их качество в процессе записи.

Стандартная расстановка включает длинный, в несколько километров, основной кабель. Более короткие кабели, расположенные через определенные интервалы, соединяют группы геофонов, помещенных на одинаковом от кабеля расстоянии. Такой способ, когда геофоны расположены на прямой, называется линейной расстановкой. Источник помещают либо с краю прямой линии (расположение вдоль линии наблюдения), либо в центре. На суше, как правило, используют второй вариант.

Для перемещения геофонов используют метод общей глубинной точки. После каждого сейсмического взрыва часть кабеля отделяют от одного конца линейной расстановки и присоединяют к другому. С каждым разом пункт взрыва перемещается на одинаковое расстояние в заданном направлении.

В море источник буксируют судном, двигающимся со скоростью около пяти узлов (5 морских мили в час). Испускаемая сейсмическая энергия достаточно силь» на для проникновения сквозь морское дно. Отраженные сигналы регистрируются детекторами вибрации, называемыми гидрофонами. Их размещают в длинной пластиковой трубка (сейсмоприемной косе), которая также перемещается судном, От гидрофонов через сейсмоприемную косу тянется кабель к регистрирующей аппаратуре, расположенной на судне.

Сейсмоприемную косу заполняют прозрачной жидкостью, например керосином, с таким расчетом, чтобы она плавала в воде. Коса может быть вытянута на 5 миль (8 км) в виде прямой линии за кормой судна, на ней устанавливают несколько сотен гидрофонов группами от 25 до 40 штук, расположенными на равных расстояниях друг от друга. На участке кабеля могут помещаться две, три или четыре группы гидрофонов. Несколько участков соединяют между собой, образуя сейсмоприемную косу с 96 - 240 группами. Для погружения сейсмоприемной косы на глубину 20 - 50 фут. (6 - 16 м) используют устройства, называемые регуляторами глубины. На конце косы находится осветительный и позиционирующий буй.

Морскую сейсморазведку обычно проводят, используя расстановку вдоль линии наблюдения. Для того чтобы охватить большую территорию, устанавливают 12 параллельных сейсмоприемных кос и четыре группы источников (см. рис. 5).

(Рис. 5 Морская сейсморазведка)

Существует вариант придонной сейсморазведки; в этом случае гидрофонная сейсмоприемная коса находится на морском дне. Суда с источниками двигаются параллельно кабелю или кабелям, расположенным на дне. Эту технологию применяют на территориях с затрудненным продвижением, например в местах расположения нефтедобывающих платформ, на мелководье и территориях с ограограниченным доступом.

Для повышения отношения сигнала к шуму посредством усиления действительных отражений и ослабления случайного шума используют метод суммирования общей глубинной точки или общей средней точки. Метод предполагает запись отражений от каждой подземной точки при различных расстояниях от источника до детектора (удаления), а также комбинирования (суммирования) отражений (трасс). Число регистраций каждой точки называется кратностью перекрытия, оно фиксирует число трасс, накладывающихся друг на друга и образующих многослойное отражение. Кратность перекрытия, равная 48 (либо сумма 4800%), показывает, что от одной подземной точки получено 48 отражений при раз-ных удалениях с образованием одного многослойного отражения (трассы).

Сейсморазведка на суше, особенно на пересеченной местности - наиболее дорогостоящая операция. Гораздо дешевле ее проводить на море, причем качество получается выше.

Литература:

1. Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008г. – 752 стр.

2. http://www.nuestromar.org

Подготовил: Легковский А.А.

Статья создана исключительно в информационно-познавательных целях и может быть удалена по просьбе автора или правообладателя входящих в нее материалов.

Благодарим за внимание!

xn--h1adghn.xn--p1ai

Контроль в четырех измерения - Разведка и разработка

В условиях, когда легкая добыча нефти закончилась, а дебит новых месторождений, открываемых на материке, сравнительно невелик, особую актуальность приобретают современные методы освоения шельфовых месторождений. В России, к сожалению, есть пока единственный пример использования сейсмики 4D на одном из месторождений сахалинского шельфа, в то время как мировой опыт уже насчитывает десятки успешных примеров. В ближайшие годы ожидается расширение таких работ в России в связи с интенсификацией освоения шельфа. Какие сегодня существуют технологии проведения сейсмических исследований 4D на морских месторождениях?

В настоящее время в мире все чаще используется сейсмический мониторинг месторождений в процессе их эксплуатации (4D). Например, к 2009 году 4D сейсмика была выполнена более, чем на 50 морских месторождениях, а за прошедшие 4 года это число выросло еще почти в полтора раза. Лидером по количеству месторождений, где такие работы были проведены, по-видимому, является British Petroleum. В последние годы активность добывающих компаний в использовании сейсмического мониторинга стала быстро расти, но в России такие исследования пока известны лишь на Астохском месторождении шельфа Сахалина, где они выполнены компанией PGS по заказу «Сахалинcкой Энергии».

Сейсмический мониторинг сводится к тому, что на месторождении периодически проводится сейсмическая съемка 3D, по результатам которой пытаются проследить за движением водонефтяного контакта и степенью обводненности и выработанности различных частей залежи.

Что такое 4D сигнал?

Сигнал 4D может представлять собой любое изменение сейсмической записи по сравнению с предыдущей сейсмической съемкой 3D. Эффект основан на том, что замещение нефти водой меняет отражающие способности толщи, что сказывается прежде всего на амплитудах отраженных волн. А при длительных перерывах между съемками могут отмечаться и небольшие сдвиги во временах отражения, обусловленные изменением скоростей в продуктивной толще при смене типа флюида. Однако такие сдвиги редко превышают один-два дискрета сейсмической записи. В то же время форма сигнала может меняется настолько, что это бывает заметно во временной и спектральной области. Понятно, что трудно подобрать теоретическое описание 4D сигнала в каждом конкретном случае, поэтому все практические результаты в этой области чаще всего основываются на выявлении эмпирических закономерностей.

В областях заводнения залежи увеличивается амплитуда отражения при неизменности временных характеристик. В области повышения пластового давления при закачке жидкости немного уменьшается амплитуда, и наблюдаются задержки времени регистрации. И, наоборот, в области интенсивного отбора продукции при относительно пониженном пластовом давлении отмечаются положительные сдвиги во времени регистрации с незначительным ростом амплитуды. При обратной закачке газа в пласт происходит заметное изменение амплитуды в отрицательную сторону. Существуют, бесспорно, пороги чувствительности параметров к изменению свойств в резервуаре с течением разработки (серые штриховые линии на рисунке 1) В принципе, похожие эффекты наблюдаются и на других месторождениях. Возможно использование AVO-инверсии (угловых сумм) для выделения эффектов в залежи, а также других распространенных инструментов количественной сейсмической интерпретации.

Кроме регистрации возбуждаемых сейсмических сигналов (активная сейсморазведка) в последние годы все больше используется пассивная сейсмика, основанная на регистрации микросейсмических колебаний. Считается, что при накапливании большой статистики можно зарегистрировать изменения в резервуаре, связанные с добычей и течением флюидов в процессе разработки месторождения. Однако, данные технологии мы оставляем за пределами рассмотрения в данной статье.

Морская съемка 4D в виде повторяющихся во времени сейсмических работ с плавающими косами

Первое, что напрашивается, это повторить сейсморазведку 3D через несколько лет после начала эксплуатации месторождения и посмотреть на произошедшие изменения в волновом поле. И это нередко делают, тем более, что современные сейсморазведочные суда типа Ramform Titan (PGS) c 24 косами длиной до 12 км каждая способны работать с высочайшей производительностью - до 4 тысяч квадратных километров 3D в месяц. При этом, однако, есть одна важная особенность. А именно, для 4D надо повторить такую же сейсморазведку, какая и была выполнена на данном участке до того, т.е. с теми же амплитудно-частотными характеристиками источника и регистрирующего тракта. А сделать это спустя много лет не так уж и просто. По крайней мере, это обычно под силу лишь тому же самому подрядчику, который делал предыдущую съемку и сохранил данные по всем ее параметрам, поскольку заказчик, интересующийся геологическими результатами съемки 3D, не обладает компетенцией в технических вопросах сейсморазведки и таких деталей не запрашивает и не хранит.

За рубежом время от времени данные работы проводятся на некоторых месторождениях, но в России есть лишь единственный пример такого рода работ. Их выполнила компания PGS по заказу «Сахалин Энеджи» на Пильтун-Астохском месторождении с интервалом в 13 лет: в 1997 и 2010 году. На рис. 2 приведен один из примеров сопоставления результатов. Отчетливо видно, что при вычитании волновых полей двух съемок остаются 2 зоны с наиболее выраженными изменениями. Это связано с закачкой воды в пласт через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления при вытеснении нефти водой. Специалисты «Сахалин Энеджи» провели глубокие исследования полученных результатов и их сопоставление с промысловыми данными по эксплуатационным скважинам. Это позволило закартировать зоны распространения воды, учесть полученные данные в фильтрационной модели месторождения и определить места для бурения дополнительных нагнетательных скважин. В целом данный проект признан весьма успешным и работа над его усовершенствованием продолжается.

Использование систем с донной регистрацией для сейсмического мониторинга 4D

Выше была продемонстрирован пример последовательного использования традиционной морской сейсморазведки с буксируемыми косами. Однако при такой технологии зачастую проблематично в точности повторить сейсмическую съемку с одинаковыми условиями возбуждения и приема. Это делает затруднительным корректное сопоставление полученных данных и выделение на фоне помех очень слабых эффектов, связанных с разработкой залежи. Поэтому более целесообразно для целей мониторинга использовать донные системы регистрации. Это сразу на порядок снижает уровень шумов, и открывает дополнительные возможности многокомпонентной регистрации сейсмических сигналов датчиками смещения. В совокупности все это позволяет обнаруживать более слабые изменения в волновом поле, связанные с разработкой залежи, повышая порог чувствительности всей системы. Как результат, заметить такие эффекты можно не через много лет разработки, а даже и через довольно короткие периоды времени при условии, что разработка и заводнение залежи ведется довольно интенсивно.

Имеется много положительных примеров таких работ в мировой практике (месторождения Draugen, Gullfaks, Ekofisk, Halfdan и другие). Один из наиболее длительных проектов по времени наблюдений - месторождение Валхал в Северном море, разрабатываемое компанией BP. Его освоение начато в 1982 г. при величине оценочных запасов около 35 млн. т нефти. Первые 23 года происходило постоянное истощение добычи. В 2003 г. было принято решение начать сейсмические работы 4D. Было размещено на дне 125 км кабелей с 2304 группами 4-компонентных приборов и начались планомерные сейсмические съемки с частотой 1 раз в полгода. Особых изменений не отмечалось до тех пор, пока в 2006 году не была пробурена первая целевая нагнетательная скважина. С этого момента изменения волновой картины происходили очень динамично.

Главный принцип индикации изменений тот же: вычитание результатов первой съемки из каждой последующей (на рисунке 2 это 6-я, 8-я и 10-я съемки). При этом внедрение воды в пласт наблюдается относительно уверенно. Можно также отмечать места, куда вода проникает плохо, чтобы корректировать бурение нагнетательных и эксплуатационных скважин. Главные цели проекта 4D на месторождении были достигнуты, а именно:

Оптимизация программы бурения нагнетательных и добывающих скважин

Повышение темпов добычи

Сокращение расходов на бурение

И как косвенный результат тщательных многократных съемок: выявление дополнительных перспективных для добычи участков месторождения, что кратно повысило его запасы в целом по сравнению с оцененными первоначально.

Использование донных оптоволоконных систем для сейсмомониторинга 4D

Казалось бы, что предыдущие две модификации сейсмического 4D мониторинга покрывают все существующие потребности в работах такого рода. Однако периодическое повторение полноценной съемки 3D является довольно дорогим мероприятием и в донном варианте. Хотя в примере с месторождением Валхал приемные устройства на дне могут находиться почти постоянно. Проблемы в таких случаях с извлечением информации, долговечностью регистрирующих систем с электрическими соединениями в соленой воде под давлением и т.п.

В компании PGS разработана специальная система мониторинга на основе оптоволоконных технологий - OPTOSEIS™. Специальные многокомпонентные датчики размещаются на дне и могут оставаться там на весь период эксплуатации месторождения. Отсутствие каких-либо электрических соединений в подводной части делает систему абсолютно надежной и долговечной, а стабильные условия регистрации позволяют уловить слабые сигналы, связанные с изменениями в залежи. Сбор информации может осуществляться на эксплуатационной платформе. Для этого есть все необходимое компактное оборудование.

Периодичность съемки в данном случае любая, т.к. для ее проведения требуется лишь небольшое судно-источник, затраты на которое невелики. Кроме этого нет никаких ограничений для регистрации т.н. «пассивной сейсмики» и применения отечественных технологий типа Анчар и подобных.

Элементом системы является 4-компонентный сейсмоприемник, содержащий 3 датчика смещения - акселерометра и один приемник давления. Таких датчиков, соединенных оптоволоконными кабелями, на месторождении может быть несколько тысяч.

Данные приемные устройства сертифицированы компанией DNV на срок службы до 20 лет при глубине воды до 3000 м. Их амплитудно-частотные характеристики заметно превосходят традиционные. Имеется первый положительный опыт производственного применения оптоволоконной системы на месторождении Джубарте, расположенном на восточном шельфе Бразилии при глубине воды 1700 м. До этого опытная эксплуатация системы проводились в Северном море.

Говоря о сопоставлении различных вариантов проведения сейсмического мониторинга 4D, следует отметить, что сравнивать их целесообразно за весь период эксплуатации месторождения. Тогда при кажущейся дороговизне начальной инсталяции оптоволоконной донной системы OPTOSEIS™ окажется, что уже после 3-4 съемок суммарные затраты будут заметно ниже. И это при том, что качество, надежность и информативность таких работ в сравнении с аналогами заметно выше. Время для применения таких систем на месторождениях в России уже настало, и в перспективе это сэкономит немалые средства добывающим компаниям.

Положительный опыт использования сейсмомониторинга на подземном газовом хранилище Cere La Ronde говорит о хороших возможностях 4D сейсморазведки и на суше. А разрабатываемая PGS совместно с компанией SHELL оптоволоконная система с миллионом каналов предоставит для этого все необходимые технические возможности.

Резюмируя отметим:

Сейсмический мониторинг 4D добычи нефти и газа на морских месторождениях доказал свою эффективность и получает в мире широкое распространение.

Из возможных модификаций сейсморазведки 4D наиболее информативен вариант с установкой донных оптоволоконных систем с 4-компонентными датчиками на весь период разработки месторождения. Возможна установка подобных систем и на суше.

Постоянные системы мониторинга позволяют использовать наряду с активной сейсморазведкой весь арсенал методов пассивной сейсмики, основанной на изучении микросейсмических колебаний.

Несколько морских месторождений Российского шельфа (Приразломное и Варандей-море в Печорском море, Киринское на шельфе Сахалина, Корчагина и Филановского на Каспии) перспективны для применения постоянного сейсмического мониторинга 4D в процессе их эксплуатации.

Юрий Ампилов

neftegaz.ru

Оптимальная разведка — Журнал «Сибирская нефть» — №158 (февраль 2019)

Несейсмические методы геологоразведки известны давно. Их активно использовали еще в советское время для исследования новых нефтегазоносных провинций, однако затем они на долгие годы отошли на второй план. Сегодня «Газпром нефть» снова находит им применение на малоисследованных участках, повышая эффективность геолого-разведочных работ

Не сейсмикой единой

В последние годы «Газпром нефть» активно наращивает ресурсную базу. Это естественный путь, ведь зрелые месторождения истощаются, добыча на крупных проектах со временем также начнет снижаться, готовить основу для будущего развития необходимо уже сегодня. В результате у компании появляется все больше новых малоизученных участков. Часто это огромные территории, о которых известно очень немного.

Район может быть перспективным с точки зрения нефтегазоносности, но как понять, где начинать поиски? «Сейчас мы приобретаем участки площадью в среднем 500 кв. км. А есть и по 2000, и по 10 000 кв. км, как, например, Воргенский участок Отдаленной группы месторождений. Чтобы определить те несколько процентов площадей, на которых расположены скопления углеводородов, можно покрыть всю территорию 3D-сейсморазведкой, но, во-первых, это будет очень дорого, во-вторых, на такие работы потребуются многие годы, а то и десятилетия», — рассказывает начальник управления по геологии «Газпромнефть-Гео» Ильдар Сафаров.

Появилась необходимость в более дешевых и быстрых инструментах, которые на ранних этапах геолого-разведочных работ при ограниченном количестве информации позволяли бы принимать инвестиционные решения или отказываться от одних участков в пользу других — более перспективных. И здесь на помощь пришли несейсмические методы, хорошо известные геологам, однако не очень востребованные в России в последние два-три десятка лет.

Преимущество несейсмических методов — относительная дешевизна проведения полевых работ. Стоимость большинства из них не превышает 10% от стоимости сейсморазведки при аналогичных масштабах и объемах съемки. Эти методы гораздо менее информативны, чем сейсмика, однако ценность получаемой информации в определенных случаях может оказаться заметно выше. «Применение таких методов на ранних этапах геологоразведки позволяет принять инвестиционное решение раньше, с меньшим количеством затрат и оптимизировать весь процесс геолого-разведочных работ», — отмечает ведущий специалист группы методического сопровождения проектов геологоразведки Научно-Технического Центра «Газпром нефти» Глеб Григорьев.

Соотношение стоимости различных несейсмических исследований и сейсморазведки для одной и той же площади

В 2017 году в «Газпром нефти» был запущен проект по развитию несейсмических методов. В его периметре — 5 направлений: гравиразведка, магниторазведка, электроразведка, площадная геохимическая съемка и геоморфологический анализ (аэрокосмогеологические исследования рельефа). Основная цель проекта — определить границы применимости несейсмических методов в различных геологических условиях. В результате планируется создать методики и стандарты, которые позволят их применять наиболее эффективно.

На все случаи жизни

Методы разведочной геофизики и геохимии, которые — в противоположность наиболее востребованной сегодня сейсморазведке — называют несейсмическими, известны давно. В советское время их активно применяли для поиска крупных структур, перспективных с точки зрения добычи полезных ископаемых. К вопросу подходили основательно. Так, например, значительная часть территории СССР была покрыта гравимагнитометрической съемкой масштаба 1:200 000. В некоторых регионах широко применялась электроразведка. Этим отчасти объясняется последующее снижение спроса на новые исследования: полученных в те годы данных хватило надолго. Но ситуация изменилась. Старые съемки не соответствуют потребностям сегодняшнего дня: все крупные месторождения уже найдены, а для поиска более мелких или сложных многопластовых объектов этих данных уже недостаточно. С другой стороны, за прошедшее время методы были усовершенствованы, точность приборов повысилась на порядки. Появилась возможность использовать беспилотники для проведения магнитометрической съемки.

Самые простые в реализации и недорогие методы — гравиразведка и магниторазведка. Их обычно используют на ранних этапах геолого-разведочных работ. Эти методы позволяют быстро получить основную информацию о тектонических структурах и региональных геологических особенностях. Сейчас такие исследования обычно проводят с использованием воздушного судна, параллельно применяя оба метода, что позволяет покрыть за сезон более 20 тыс. кв. км.

Электроразведка, напротив, менее актуальна на ранних этапах исследований, но полезна для получения дополнительной информации по тем или иным пластам, когда по участку уже есть данные сейсмических исследований. Так, например, этот метод хорошо прогнозирует наличие воды, а значит, показывает, где бурить не надо. У «Газпром нефти» есть опыт использования электроразведки для определения водонасыщенной части залежи на Игнялинском участке (Чонская группа месторождений). Также этот метод планируют применять для поиска новых перспективных зон разработки на уже находящемся в эксплуатации Восточно-Мессояхском месторождении.

Малоглубинная электроразведка позволяет точнее интерпретировать данные сейсмики, так как она может дать информацию о структуре верхней части разреза. «Находящиеся в этой зоне слабосцементированные или многолетнемерзлые породы вносят свою погрешность в результаты сейсмических исследований, ведь обычно их толщину принимают как постоянную, хотя в реальности она может сильно меняться», — поясняет Ильдар Сафаров.

Хотя электроразведка наиболее затратный из всех несейсмических методов, в практике крупнейших мировых нефтяных компаний на него приходится достаточно большая доля (около 10% от всех геолого-разведочных работ по площади применения).

Преимущество площадной геохимической съемки — способность прямо указать на наличие под землей тех или иных углеводородных соединений. Понять, что эти соединения действительно поднялись из глубины и связаны с месторождением, помогает химический анализ их состава. Впрочем, очевидно, что проведение таких исследований вблизи от действующих промыслов может быть сопряжено с риском ошибок и искажений: даже микроскопические количества углеводородов, попавших в пробы не естественными путями, способны спутать картину.

Геохимический метод не только показывает наличие определенных углеводородов, но помогает установить примерный контур залежи, тип ловушек (по форме распределения концентраций на карте), глубину их расположения (по составу флюида). Впрочем, гораздо легче делать выводы, когда данные геохимических исследований объединяются с данными сейсмики. Геохимическая съемка помогает снизить геологические риски и в конечном счете повысить успешность поисково-разведочного бурения.

В 2018 «Газпром нефть» протестировала собственный набор технологий проведения площадной геохимической съемки (первый подобный опыт в России). Он был успешно испытан на Воргенском лицензионном участке Отдаленной группы месторождений с использованием 950 точек для размещения сорбента на площади в 3500 кв. км. По ее итогам были определены границы перспективных структур. Результаты работ показали хорошую сходимость с данными структурного анализа и результатами испытаний старого фонда скважин. В 2019 году работы будут продолжены с большим числом конструкций на площади в 7000 кв. км.

Комплексный подход

Разные методы геологоразведки можно сравнить с органами чувств: чем больше чувств мы задействуем, тем лучше ориентируемся в окружающей реальности. Так и здесь — применение нескольких методов геологоразведки позволяет анализировать объект с точки зрения различных свойств. Важно не только выбрать правильный метод под конкретные геологические условия, но и найти оптимальное сочетание разных методов, которое позволит получить максимум полезной информации при минимуме затрат. Одни методы дополняют друг друга, помогают переинтерпретировать старые данные, сокращают множество возможных решений так называемой обратной задачи — восстановления расположения геологических объектов по наблюдаемым аномалиям.

Правильное комплексирование методов позволяет существенно повысить эффективность геолого-разведочных работ. «Обратная задача всегда решается с какой-то мерой приближения. Чем выше точность наблюдений, тем лучше результат. Однако добиваться максимальной точности не нужно, да это и невозможно. Необходимо найти такую комбинацию исследований, которая окажется наиболее эффективной для получения решения с приемлемым уровнем неопределенности», — говорит руководитель направления по геологии «Газпромнефть-Гео» Александр Филичев.

До определенного времени не было необходимой вычислительной базы для совместной машинной интерпретации данных разных исследований. Сегодня геологам в этой работе все больше помогают компьютеры. Уникальные программные продукты для этих задач разработаны и в «Газпром нефти».

Алексей Вашкевич,
руководитель дирекции геолого-разведочных работ
и развития ресурсной базы
«Газпром нефти»:

Сегодня «Газпром нефть» разрабатывает участки на огромных территориях с крайне низкой плотностью бурения, а значительная доля ресурсной базы по новым проектам ГРР попадает в категорию трудноизвлекаемых. На самых ранних стадиях геолого-разведочных работ нам необходимо искать решения для повышения результативности и экономии средств. Но иногда новое — это хорошо забытое старое. Модернизация проверенных годами несейсмических методов позволит нам в более короткие сроки обеспечить экономическую эффективность геолого-разведочных работ на наших новых, неизученных активах.

Комплексирование разных методов исследований позволит более эффективно управлять портфелем проектов геологоразведки, отмечает Ильдар Сафаров: «Мы считаем, что работу нужно вести по всем проектам портфеля одновременно. По каждому проекту должен происходить прирост информации — это позволит более эффективно управлять портфелем и расставлять приоритеты. Однако обеспечить это одной лишь дорогой сейсморазведкой не получится».

Переориентация на более широкий спектр методов также позволит оптимизировать работу сейсмических партий, считают специалисты. Сегодня спрос на услуги сейсморазведки высок, что обуславливает рост цен и снижение доступности этого метода. «Газпром нефть» в текущем сезоне уже увеличила объемы применения несейсмических методов в 2–3 раза. Однако в сравнении с мировыми лидерами эти показатели по-прежнему недостаточны, есть куда стремиться. Один из факторов, сдерживающих рост, — неразвитость рынка сервисных услуг: низкий спрос на несейсмические методы в последние 30 лет привел к тому, что крупных компаний в этом секторе в России сегодня не много.

Способы и масштабы проведения несейсмической съемки

На повестке дня и вопросы импортозамещения. Мировые лидеры в производстве оборудования в этой области — США и Канада. «Газпром нефть» вносит свой вклад в развитие российских технологий. Так, в 2018 году были проведены испытания отечественного комплекса электроразведки на одном из шельфовых участков компании, а также испытания беспилотного носителя для проведения магниторазведки. Наибольший прогресс достигнут в области программного обеспечения для анализа и комплексирования данных, где у «Газпром нефти» есть собственные разработки: программный продукт «Тензор» — первый в мире инструмент для планирования оптимального комплекса работ несейсмическими методами, учитывающий физическую обоснованность выделения целевого объекта и экономическую эффективность проведения работ.

В ближайшей перспективе в «Газпром нефти» планируют применить несейсмические методы геологоразведки на новых проектах компании. Так, на Южном Ямале во втором квартале 2019 года начнутся работы по высокоточной гравимагниторазведке с использованием воздушного судна. А на Гыданском полуострове параллельно с гравимагниторазведкой и сейсморазведкой планируется проводить работы по геохимической съемке.

Глоссарий

Несейсмические методы геологоразведки

Гравиразведка используется для изучения гравитационного поля Земли и базируется на том факте, что ускорение свободного падения — величина непостоянная. На полюсах она немного выше, а ближе к экватору ниже среднего значения 9,8 м/с². Кроме того, на величину ускорения влияет плотность слагающих земную кору пород. Это явление используют для поиска месторождений полезных ископаемых. Так, заметное снижение ускорения свободного падения может свидетельствовать о газовой залежи, чья плотность меньше окружающих твердых пород и жидкости.

Магниторазведка изучает магнитные свойства разреза — магнитную восприимчивость и намагниченность. Их анализ позволяет выявлять зоны, бурение которых чревато осложнениями: твердые тела, сформированные из поднявшегося с большой глубины и впоследствии кристаллизовавшегося магматического расплава, или тектонические разломы.

Электроразведка основана на измерении параметров искусственно созданных и естественных электромагнитных полей в горных породах. Один из широко применяемых методов — зондирование становлением поля в ближней зоне (метод ЗСБ). Он позволяет получить информацию о таком свойстве различных горизонтов геологического разреза, как удельное электрическое сопротивление. По его величине можно судить о составе залегающих пород, в том числе определять и флюидонасыщенные коллекторы.

Площадная геохимическая съемка — единственный метод прямого поиска нефти. Он основан на способности углеводородов мигрировать, просачиваться из ловушек к поверхности земли. При геохимической съемке в грунт на глубину до 3 м помещается сорбент, который накапливает углеводороды. Затем проводят анализ собранных проб, который по составу углеводородов в почве позволяет сделать вывод об их наличии глубоко под землей.

www.gazprom-neft.ru

Межскважинное сейсмическое просвечивание - опыт, методология, аппаратура

Статья опубликована в общероссийском ежеквартальном научно-техническом журнале

ПРИБОРЫ и СИСТЕМЫ РАЗВЕДОЧНОЙ ГЕОФИЗИКИ 3(57)/2016

Межскважинное сейсмическое просвечивание - опыт, методология, аппаратура

А. Н. Ошкин¹, Н. А. Рагозин², В. И. Игнатьев³, Р. Ю. Ермаков¹

¹Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова

²АО «Институт “Оргэнергострой”»

³ООО «ГЕОДЕВАЙС»

В статье рассматривается современное положение дел в вопросе межскважинного сейсмического просвечивания (МСП). Описываются применяемая аппаратура, методики полевых работ, приводится полевой материал, как ориентир для дальнейших операций с ним. Статья будет интересна в первую очередь тем, кто ищет новые возможности решения инженерно-геологических и геологоразведочных задач. Целью статьи является популяризация метода МСП, незаслуженно редко применяемого при изысканиях.

Инженерные изыскания, рудная геофизика, инженерная сейсморазведка, скважинная геофизика, межскважинное сейсмическое просвечивание, МСП.

ВВЕДЕНИЕ

Метод межскважинного сейсмического просвечивания (МСП) разработан и применяется на практике с середины прошлого века [Сейсмическая…, 1990]. Его суть заключается в возбуждении упругой волны в одной скважине, регистрации в другой и дальнейшем анализе её характеристик.

В отличие от наземных методов сейсморазведки, МСП обладает рядом преимуществ, главное из которых – приближение источников и приемников к объекту исследования, и отвязка от неоднородного и поглощающего приповерхностного слоя. В отличие от каротажных работ, область исследования околоскважинного пространства в методе МСП несравненно больше, и может достигать сотен метров.

Существует 4 основные методики проведения МСП:

- однолучевое параллельное просвечивание на продольнх волнах

- многолучевое параллельное просвечивание

- томографическое просвечивание на продольных волнах

- многоволновое томографическое просвечивание

Существуют и более расширенные варианты метода, когда в наблюдениях в том числе участвует дневная поверхность, или же исследования проводятся в шахтах и штольнях в произвольной плоскости (рис.1).

Рис.1. Виды МСП: А – параллельное просвечивание; B – томографическое просвечивание; С – томографическое просвечивание с добавлением данных источников и приемников расположенных на поверхности.

На практике чаще всего реализуют наблюдения с возбуждением и регистрацией только продольных (P) волн. Это связано с относительно простотой аппаратурно-методической реализацией наблюдений, высокой скоростью производства работ и достаточно быстрой обработкой получаемых данных. Стандартным подходом к обработке получаемых данных является томографическая инверсия времен прихода первых вступлений [Ефимова, 2006; Сейсмическая …, 1990; Болгаров 2009; Тихоцкий и др., 2011], которая позволяет восстановить распределение скорости (V) упругой волны и, при многоазимутальном покрытии исследуемой среды, параметр анизотропии (Vx/Vz) в межскважинном пространстве. В последнее время становится популярной инверсия не только времен, но и амплитуд первых вступлений, которые в сумме позволяют получить распределение декремента затухания (Q) в исследуемой среде. Восстановление распределения скорости продольной волны (Vp) обычно позволяет с достаточной достоверностью говорить о геометрии геологических объектов и их свойствах, однако переход к прогнозу прочностных и деформационных характеристик возможен только при наличии информации о распределении скоростей продольных и поперечных (S) волн.Зарубежные изыскатели не всегда прибегают к полнолучевому МСП и зачастую ограничиваются прозвучиванием на параллельных лучах. Однако стоит отметить, что за пределами России значительно выше внимание к многоволновым наблюдениям, что судя по всему обусловлено большей доступностью скважинных источников поперечных волн, которые давно являются стандартным оборудованием для межскважинного просвечивания, более развитому рынку геофизических услуг, меньшей зависимости заказчиков от жесткого регулирования и регламентирования видов и объемов необходимых к выполнению работ. Стоит отметить, что зарубежные изыскатели в основном руководствуются регулярно дополняемым стандартом ASTM D 4428/D 4428M в котором, в том числе, описаны все основные требования к конструкции скважин, производству и обработке данных многоволновых наблюдений. Безусловно, наличие адекватного современным техническим возможностям общепринятого стандарта, который на момент публикации статьи имеет ревизию от 2014 года, весьма благоприятно сказывается на развитии метода МСП в целом и его многоволновой модификации. Тем не менее, в последнее время на российском рынке ситуация претерпевает изменения, и компании, профессионально занимающиеся МСП, постепенно оснащаются современным оборудованием, включающим комплекты излучателей поперечных волн и скважинные 3С регистрирующие системы.

Говоря о применимости метода нельзя не отметить, что МСП не имеет конкурентов при исследованиях в зонах плотной застройки и гористой местности, когда доступ к поверхности затруднен или невозможен. Благодаря действительно высокой разрешающей способности во всём диапазоне глубин исследуемого объекта МСП позволяет эффективно решать такие задачи, как выявление зон «непроливов» и зон разуплотнения стены в грунте, выполнять контроль качества инъекционных работ, определять состояние ледопородного ограждения, обнаруживать карстовые проявления на больших глубинах и, при реализации многоволновых наблюдений, детально изучать физико-механические свойства исследуемого объекта. Важной особенностью метода является отсутствие каких-либо требований к типу модели среды, а следовательно, МСП с успехом может применяться как на горизонтально-слоистом разрезе, так и на разрезах с геологическими телами произвольной формы. Все это определяет МСП, как эффективный метод городской геофизики, геофизики на особо ответственных объектах, как один из методов рудной геофизики.

КРАТКИЙ ОБЗОР РЫНКА СОВРЕМЕННЫХ АППАРАТУРНЫХ И ПРОГРАММНЫХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА МСП

Среди зарубежных производителей серийно выпускающих аппаратуру для МСП и малоглубинного ВСП стоит отметить «Geotomographie» (Германия), «SOLGEO» (Италия), «Geostuff» (США), «PASI» (Италия) и «Geometrics» (США). Несмотря на небольшой список производителей, далеко не все предлагают полный комплекс оборудования. Например «Geostuff» предлагает примитивные одноточечные аналоговые 3С зонды, «Geospace Technologies» и «Sercel» предлагают телеметрические 3С одноточечные и многоточечные системы регистриации, «PASI» рекламирует 3С зонды и малоэффективные механические скважинные молоты, позволяющие генерировать SV волну, а «Geometrics» и вовсе поставляет только скважинные гидрофонные косы. От своих конкурентов выгодно отличается компания «Geotomographie», которая производит полный комплекс разнообразного оборудования, начиная от накопителей энергии с излучателями P и SH волн, до разнообразных, в том числе многоточечных, 3С зондов и гидрофонных кос.

Из отечественных производителей необходимо выделить компании «ГЕОСИГНАЛ» (г.Москва), «СибГеофизПрибор» (г.Новосибирск) и «ГЕОДЕВАЙС» (г.Санкт-Петербург). Первые 2 производителя предлагают высококачественные сейсмостанции и телеметрические одноточечные скважинные 3С зонды ТЕЛСС-ВСП и SGD-SLM GNOME соответственно. Компания «ГЕОДЕВАЙС» выпускает компактные накопители энергии Jack с линейкой сейсморазведочных излучателей Pulse, SVat и SHock для генерации соответственно P, SV и SH волн в скважинах, многоточечные 3С зонды и гидрофонные косы.

Наиболее известные и популярные программные реализации томографической инверсии: ZondST2d и ZondST3d («Zond Software», г. Санкт-Петербург), FirsTomo и XTomo-LM (X-geo», г. Санкт-Петербург), TOMOXpro (Geo Tomo, США) и Reflexw (Sandmeier geophysical research, Германия).

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ПРОВЕДЕНИЮ МСП

Качество данных МСП напрямую зависит от конструкции используемых в работе скважин, поскольку в основном именно конструкцией и определяется качество акустического и механического контакта излучателя и приемника с исследуемой средой. Если скважины располагаются в плотных коренных породах или бетонных массивах сооружений, обсадку скважин необходимо производить при выполнении двух условий: проведение работ планируется с использованием спаркера и/или гидрофонных кос; наблюдается сильная утечка воды в трещиноватых интервалах пород. Обсадку следует выполнять только полиэтиленовыми трубами, в которых скорости распространения упругих волн близки к скоростям вмещающих пород. Применение стальной обсадки ведет к появлению определенных сложностей в обработке сейсмических записей, обусловленных искажающим влиянием колонны труб, по которым с высокой скоростью распространяются акустические волны. Особенно существенны эти искажения в случае, если сигнал от излучателя подходит к приемнику под значительным углом. Важно понимать, что искажения, связанные с высокоскоростными трубными волнами возникают в скважинах, используемых для размещения как излучателей, так и приемников. В некоторых случаях для выполнения межскважинного просвечивания необходимо производить цементирование затрубного пространства. Основные требования и технологии подготовки скважин к выполнению МСП подробно описаны в стандарте ASTM D 4428/D 4428M.

ОДНОЛУЧЕВОЕ ПАРАЛЛЕЛЬНОЕ ПРОСВЕЧИВАНИЕ

По стандарту ASTM D 4428/D 4428M параллельное просвечивание выполняется в скважинах разнесенных друг от друга на дистанцию от 3 до 6 метров. Подразумевается, что на столь малом расстоянии возможным отклонением лучевых траекторий от кратчайшего расстояния между источником и приемником можно пренебречь. Тем не менее, такой дистанции достаточно для «разбега» во времени первых вступлений P и S волн, и пикировки фаз с относительно малым вкладом погрешности пикирования. Результатом параллельного просвечивания является вертикальное распределение скоростей Vp и/или Vs в межскважинном пространстве.

Аппаратурное обеспечение параллельного просвечивания на P волнах является относительно простым, поскольку геофизической группе достаточно иметь высокочастотную сейсмостанцию, легкую кабельную линию с одним согласованным с сейсморегистрирующим каналом гидрофоным модулем, регистрирующим изменение давление в точке измерения (H-компонента), и комплект электроискрового источника, состоящего из накопителя энергии, высоковольтной кабельной линии с закрепленным на конце электроискровым излучателем – спаркером (рис.2). Задачей блока накопителя энергии является формирование короткого (первые микросекунды) высоковольтного (обычно 2.5-6 кВ) электрического импульса значительной энергии (обычно 0.5-2 кДж), обеспечивающего формирование ионизированных парогазовых полостей высокого давления [Владов М.Л., и др., Новые…] на электродной группе спаркера, как правило, помещенной в контейнер с солёной водой, низкое сопротивление которой обеспечивает исключительно стабильный электрический разряд, и, как следствие, стабильную сигнатуру источника (рис.3). При взрывном расширении парогазовой полости давление в ней резко падает, что приводит к резкому падению температуры, конденсации пара, и последующему схлопыванию полости, которое не приводит к паразитным пульсациям.

Рис.2. Накопитель энергии Jack-1200 с подключенным пультом дистанционного управления JackPad и скважинный спаркер Pulse (производитель ООО «ГЕОДЕВАЙС»)

Рис.3. Сменная электродная группа спаркера Pulse, подключенная к герметичному кабельному высоковольтному разъему (контейнер с соленой водой снят)

Для параллельного просвечивания на S волнах используют скважинные прижимные электродинамические излучатели, позволяющие создавать разнополярные импульсы смещения в вертикальном направлении, тем самым возбуждая волны SV+ и SV− поляризации. Преимуществами использования SV-источника являются возможность регистрации сигнала компактным одноточечным прижимным геофонным зондом (рис.4), отсутствие необходимости ориентации оборудования в скважинах и простое выделение вступлений поперечных волн на вертикальной (Z) компоненте регистрации без применения поляризационного анализа (рис.5).

Рис.4. Оборудование для параллельного МСП (производитель «SOLGEO»):

А – высоковольтная кабельная линия с комплектом скважинных излучателей P и SV волн «SPARKER» и «GEOS-H» соответственно; B – комплект сменных скважинных приемников с кабельной линией: прижимной трехкомпонентный геофонный зонд
ATG-14 и гидрофонный модуль.

Рис.5. Данные параллельного МСП (дистанция 4 метра): A – сводная сейсмограмма (Z-компонента) просвечивания на S волнах – обращение фаз первых вступлений получено при генерации SV+ и SV- поляризации сигнала; B – сводная сейсмограмма (H-компонента) просвечивания на P волнах; C и D – вертикальное распределение скорости S и P волн соответственно в межскважинном пространстве. Данные предоставлены компанией «SOLGEO».

ТОМОГРАФИЧЕСКОЕ ПРОСВЕЧИВАНИЕ НА ПРОДОЛЬНЫХ ВОЛНАХ

Томографическое просвечивание подразумевает «плотное» и многоазимутальное покрытие исследуемой среды сейсмическими лучами. При выполнении данного вида работ в водонаполненных скважинах используют спаркеры и многоканальные сейсмические косы с количеством приемных гидрофонных модулей до 24 штук и шагом между модулями в 1 или 2 метра (рис.6). Использование приемной установки из одного или нескольких гидрофонных модулей возможно, но малоцелесообразно в виду значительного роста времени выполнения работ.

Рис.6. Скважинная гидрофонная 24-х канальная сейсмическая коса на катушке со скользящими контактами и батарейным блоком обеспечивающим питание предварительных усилителей (производитель ООО «ГЕОДЕВАЙС»)

Использование спаркера и гидрофонной приемной установки достаточно выгодно по ряду причин:

- сферической диаграммы направленности излучателя и приемника;

- дешевизны скважинных снарядов, нивелирующей риск их потери при завалах ствола скважины;

- высокой частоты сигнала (сотни герц – 1-2 килогерца), обеспечивающей высокую разрешающую способность;

- высокой скорости полевой съемки;

- стабильного акустического контакта, позволяющего работать с кинематическими и динамическими характеристиками волнового поля.

Крайне редко в данном виде работ применяют источники другого типа, такие как погружные скважинные сейсмические ружья, использующие для генерации сигнала взрыв монтажного патрона, и малогабаритные малообъемные пневмопушки [Ragozin…, 2011]. Относительно редкое использование пневмоисточников обусловлено не только меньшим удобством и относительно низкой скоростью их работы по сравнению со спаркерами, но и наличием паразитных пульсаций в сигнатуре источника.

Поскольку наблюдения при производстве МСП проводятся ниже приповерхностного неоднородного слоя и на достаточно высоких частотах, негативное влияние шумов, обычно имеющих несколько меньший частотный диапазон, ограничено. При правильной постановке работ и грамотном подходе к получению данных, качество сейсмических записей в большинстве случаев является хорошим, с высоким значением соотношения сигнал/помеха. Типичный пример данных, полученный на дистанции между скважинами в 25 метров в условиях песчано-глинистого разреза имеет соотношение сигнал шум в диапазоне 70-100 (рис.8). Амплитудно-частотный анализ записи показывает, что полезный сигнал (первые проходящие и отраженные P-волны) находится в полосе частот 250 – 1100 Гц, а основная энергия шумовой составляющей лежит в диапазоне 0-200 Гц. Пикирование первых вступлений по таким данным для их последующей томографической обработки обычно не вызывает каких-либо затруднений.

Рис.7. Пример полевых данных МСП на P волнах полученных с использованием спаркера и гидрофонной приемной установки: вверху – сейсмограммы ОПВ, для двух положений ПВ; внизу – амплитудные спектры сигнала и шума, зарегистрированного до момента прихода волны.

Сейсмическая томографическая инверсия – метод восстановления характеристик по множеству пересекающих среду сейсмических лучей. Построение томографического изображения среды выполняется путем итерационного изменения модели начального приближения таким образом, чтобы минимизировались невязки между наблюденными и рассчитанными по восстанавливаемой модели данными. Основные алгоритмы выполнения томографической инверсии описаны в [Ефимова, 2006; Сейсмическая …, 1990; Болгаров… 2009; Тихоцкий и др., 2011]. Для получения качественного результата томографической инверсии необходимо построить корректную начальную модель с распределением скорости приближенно соответствующей скоростям в исследуемой среде и задать правильную дискретизацию модели. Последующая тонкая настройка параметров регуляризации томографической инверсии позволяет восстановить корректное распределение скорости распространение упругих волн (рис.8), анизотропии скорости, декремента затухания и параметра чувствительности.

Рис.8. Рабочее окно программы ZondST2d. Слева показано совпадение наблюденных и расчётных годографов, справа восстановленная скоростная модель с трассированием сейсмических лучей. В правой части известнякового основания выделяется карстовая полость, в левой части падение скорости вероятно связано с зоной разуплотнения.

МНОГОВОЛНОВОЕ ТОМОГРАФИЧЕСКОЕ ПРОСВЕЧИВАНИЕ

Описанная выше методика выполнения томографического МСП на P волнах обладает двумя принципиальными недостатками:

- возбуждение сигнала спаркером, скважинными пневмопушками или сейсмическими ружьями возможно только в водонаполненных скважинах;

- отсутствие поперечных (S) волн на получаемых сейсмических записях.

Данные проблемы успешно решаются с помощью применения излучателей продольных волн и поперечных волн SH поляризации, фиксируемых в скважине с помощью специальных прижимных устройств, и регистрации данных трехкомпонентными (3С) прижимными сейсмическими модулями, количество которых при производстве томографического МСП обычно составляет до 8 штук. Использование описанных выше SV излучателей в данном случае малоэффективно, поскольку максимум диаграммы направленности источников такого типа расположен в плоскости перпендикулярной оси скважины и амплитуды SV волны быстро уменьшаются с ростом угла возвышения.

Необходимо сказать, что еще в работе [Пузырев, 1967] была показана способность помещенных в скважину источников типа «центр расширения» возбуждать кроме P волн и S волны SV поляризации, имеющие максимум в диаграмме направленности под углами 45° к оси скважины. В некоторых случаях оказывается, что из-за неоднородностей среды эти волны могут прослеживаться в значительно большем диапазоне углов (рис.9). Однако использование связки из всенаправленного спаркера и 3С прижимных регистрирующих модулей лишь частично закрывает вопрос с регистрацией поперечных SV волн и, как показала практика авторов, надежных результатов удается достичь далеко не всегда. Часто SV волны возбужденные таким образом теряются в шуме, что не позволяет с уверенностью выделять их в общей волновой картине (рис.10).

Рис.9. Пример исходных полевых данных при работах с 3C приемником и спаркером. Вверху – две сейсмограммы ОПВ, для двух положений ПВ. Внизу – спектры P- и S-волн. Для возбуждения сигнала использовался накопитель «Jack» в комплекте с излучателем «Pulse». Регистрация данных велась прижимным телеметрическим 3С зондом «ТЕЛСС-ВСП»

Рис.10. Пример отрицательного результата при работах с 3C прижимным приемником и всенаправленным спаркером. Аппаратура, система наблюдений и геологические условия те же, что и на рис.9.

Наиболее известными излучателями S волн SH поляризации являются «BIS-SH» (производитель «Geotomographie») и «SHock» (производитель «ГЕОДЕВАЙС», рис. 11). Данные источники генерируют SH-волну за счёт удара бойком в одну из стенок скважины. Прижим бойка обеспечивается с помощью надуваемой камеры, в которую через пневмоэлектрическую линию подается сжатый воздух с поверхности. Асимметричность удара достигается за счёт демпфирования сейсмического импульса тем же пневматическим прижимным устройством, выполняющим роль «глушителя» и существенным образом снижающим силу воздействия излучателя на противоположную стенку скважины. Создание возбуждений SH+ и SH− поляризации производится путем разворота излучателя в скважине с помощью вращения на дневной поверхности достаточно жесткой на скручивание пневмоэлектрической линии и выполнения серий ударов в противоположных друг-другу и одновременно перпендикулярных просвечиваемой плоскости направлениях.

В отличие от SH источников, приемные 3С зонды обычно являются неориентируемыми, поскольку большинство из них опускаются в скважину на гибком и легко скручиваемом кабеле. Для преобразования «неориентированных» X′Y′Z′ 3С записей (рис. 12) в ориентированные XYZ, где ось X горизонтальна и направлена на скважину с источником, Y горизонтальна и перпендикулярна X, а Z вертикальна и взаимно перпендикулярна X и Y, в заданном временном окне выполняется расчёт углов ориентации и производится ориентировка 3С записей. Окно расчёта должно включать вступления волны, по которой производится ориентировка, и включает ту часть записи, поляризация которой близка к линейной. Углы рассчитываются по матрице ковариации с определением собственных значений и векторов данной матрицы. Выполнение ориентировки сейсмических 3С записей от источника S волн SH поляризации позволяет собрать максимум энергии SH волны на Y компоненте (рис.13), а вычитание сейсмограмм от направленных в противоположные стороны возбуждений позволяет дополнительно увеличить соотношение сигнал/шум (рис.14).

Рис.12. Пример исходных полевых данных, полученных АО «Институт «Оргэнергострой» на площадке проектируемого размещения АЭС «Пакш-2» (Венгрия) при производстве работ с 3C приемником и источником поперечных волн Shock. Слева вверху сейсмограмма ОПВ, для X компоненты, справа – Y. Произведено наложение ударов SH+ и SH-. Внизу спектры P и S волн. Расстояние между скважинами составляет около 25 м.

Рис.13. Иллюстрация процесса ориентировки сейсмической записи в плоскости XY в программе RadExPro Plus. Слева – визуализация «траектории движения зонда», справа – сейсмические записи неориентированных (X′ и Y′) и ориентированных (X и Y) компонент записи.

Рис.14. Пример данных приведенных на рис. 12 после ориентировки 3С записей и вычитания «правых» и «левых» ударов. Хорошо видно, что соотношение сигнал/шум SH волны резко возросло и уверенное выделение вступлений поперечной волны не представляет проблемы.

Данные представленные на рисунках 12-14 получены в условиях геологического разреза, который до глубины 26 м представлен песчано-гравийными отложениями четвертичного возраста: в кровле – пылеватые пески, в подошве – пески гравелистые и гравийно галечные. Ниже залегают отложения формации Pannonia – очень плотные пылеватые пески с прослоями более крупнозернистых песков и глин. На рисунке 15 на фоне геологического разреза схематично показана конструкция скважин, использованных при проведении работ. На рисунках 12 и 14 хорошо видно, что поперечные волны регистрируются в интервале глубин 26-70 метров, т.е. в диапазоне цементации затрубного пространства, в то же время продольные Р-волны, хорошо видны во всем диапазоне глубин.

При подготовке скважин к производству многоволнового МСП необходимо обеспечить хороший механический контакт обсадной трубы с окружающей её горной породой. Самым надежным способом обеспечения такого контакта является цементация затрубного пространства, процесс выполнения которой достаточно подробно описан в стандарте ASTM D 4428/D 4428M. В редких случаях обсадная труба постепенно «обжимается» окружающими породами и регистрация S волн становится возможной без цементации – пример таких данных показан на рисунке 9, где разрез был представлен переслаиванием песков и глин. В случае «подвисания», т.е. отсутствие надежного механического контакта обсадной трубы с окружающими породами, возможность выполнения работ на S-волнах полностью исключается.

Рис. 15. Пример конструкции скважин, использованных при проведении работ на площадке проектируемого размещения АЭС «Пакш-2» (пример данных представлен на рисунке 12). Нижняя часть скважины зацементирована, верхняя после удаления обсадной колонны засыпана песком.

Опыт авторов и приведенные в статье примеры данных, полученных при реализации многоволнового сейсмотомографического межскважинного просвечивания, показывают возможность успешного проведения работ и получения качественных данных на расстояниях до 25-35 метров между скважинами в условиях низкоскоростного разреза. Обработка таких материалов позволяет выполнить томографическую инверсию, получить распределение скоростей продольных и поперечных волн в исследуемой среде, рассчитать распределение динамических модулей упругости между скважинами, изучить и уточнить механические, петрофизические и геологические характеристики исследуемой среды, такие как предел прочности на сжатие, модуль деформации, трещиноватость, пористость, анизотропия и т.д.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Как показано в статье, метод МСП позволяет получить детальное распределение скоростей продольных (P) и поперечных (S) волн в межскважинном пространстве на всю глубину исследований. Данные такой детальности и достоверности невозможно получить используя другие методики, особенно если исследуемая среда находится под фундаментами действующих сооружений, а также в других случаях, когда проведение работ с поверхности невозможно либо сильно затруднено. От распределения скоростей P и S волн можно легко перейти к пространственному распределению таких параметров как модуль сдвига, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, напрямую используемых при проектировании сооружений. МСП не имеет альтернатив в поисках карстовых пустот на больших глубинах, зон трещиноватости и других аномалий, связанных с изменением физико-механических свойств массива горных пород, приводящих к появлению локальных аномалий скорости продольных или поперечных волн.

Периодическое выполнение МСП на одном и том же объекте с успехом может решать задачи мониторинга состояния массива горных пород. Особый интерес представляет задача оценки степени изменения свойств грунтов в основании зданий и сооружений в период эксплуатации, относительно их свойств до начала строительства. К таким объектам относятся в первую очередь сооружения энергетического комплекса (АЭС, ГЭС), высотного строительства и другие объекты повышенной ответственности и опасности.

МСП помогает в изучении вопроса улучшения сейсмических свойств грунтов путём создания свайного поля на площадках сложенных дисперсными и водонасыщенными грунтами. Проведение МСП до и после строительства свайного основания позволяет получить количественную оценку изменения сейсмических свойств, что особо актуально при строительстве на сейсмически активных территориях. Метод также может применяться с целью выполнения неразрушающего контроля таких этапов строительства, как создание стены в грунте, формирование ледопородного ограждения, выполнения инъекционных работ.

На рынке геофизических услуг, основными заказчиками МСП являются организации занимающиеся проектированием и строительством объектов повышенной опасности и ответственности, такие как предприятия госкорпорации «Росатом», «Метрострой», «Мосметрострой», «МосИнжПроект» и другие.

Благодаря возможности изучения геологических тел произвольной формы, в том числе имеющих сложное внутреннее строение, метод также интересен компаниям занимающимся поиском и разведкой месторождений полезных ископаемых и анализом их состояния. У авторов статьи есть опыт выполнения межскважинного просвечивания на расстояниях более 100 м между скважинами на продольных (P) волнах.

Приведенные в статье материалы наглядно демонстрируют современный уровень технологий в вопросах излучения и регистрации продольных и поперечных волн в межскважинном пространстве. На сегодняшний день в России доступен полный аппаратурно-программный комплекс предназначенный для решения самых сложных задач методом МСП.

Коллектив авторов отмечает и позитивно оценивает перспективность развития российского рынка межскважинного сейсмического просвечивания.

Литература

1. Болгаров А.Г., Рослов Ю.В. Межскважинная сейсмическая томография для решения инженерно-геологических задач / Технологии сейсморазведки. 2009. №1. С. 105-111.

2. Ефимова Е.А. Сейсмическая томография. / Москва, Изд-во МГУ, 2005.

3. Пузырев Н. Н. Поперечные и обменные волны в сейсморазведке. / Москва, Недра, 1967. 288 с.

4. Сейсмическая томография / Под ред. Г. Нолета. М.: Мир, 1990. 416 с.

5. Тихоцкий С. А., Фокин И. В., Шур Д. Ю. Активная лучевая сейсмическая томография с использованием адаптивной параметризации среды системой вэйвлет-функций / Физика Земли. 2011. № 4. С. 67–86.

6. ASTM D4428 / D4428M – 14. Standard Test Methods for Crosshole Seismic Testing. https://www.astm.org/Standards/D4428.htm.

7. Ragozin N.A, Mindel I.G, Trifonov B.A. Experience of borehole seismic surveys by method of reversed vertical seismic profiling. Extended abstract. Near Surface 2011 - the 17th European Meeting of Environmental and Engineering Geophysics, 12 - 14 September 2011, Leicester, United Kingdom

8. Владов М.Л., Стручков В.А., Тихоцкий С.А., Фокин И.В., Шмурак Д.В. Новые лабораторные исследования электроискрового источника / конф. Сейсмические технологии 2016

geodevice.ru

Вертикальное сейсмическое профилирование - Разведка и разработка

Вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) - разновидность 2D сейсмики, при проведении которой источники сейсмических волн располагаются на поверхности, а приемники помещаются в пробуренную скважину.

ИА Neftegaz.RU. Вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) - разновидность 2D сейсмики, при проведении которой источники сейсмических волн располагаются на поверхности, а приемники помещаются в пробуренную скважину.

Этот метод 60х гг 20 века в СССР разработал известный ученый Е. Гальперин, именем которого названы ежегодные «Гальперинские чтения».

ВСП позволяет изучать геологическое строение и физические свойства околоскважинного пространства с использованием волн различных типов - продольных, поперечных, обменных, на основе анализа характеристик этих волн, скоростей их распространения, затухания, пространственной поляризации, характера анизотропии горных пород.

Перед проведением ВСП бурится или выбирается существующая скважина.

По бокам скважины, в одной плоскости с осью ствола, размещаются источники сейсмических волн (вибраторы или взрывчатые вещества), а в скважине располагаются высокочувствительные приемники сейсмических колебаний, связанные каротажным кабелем с наземной сейсмостанцией.

После процедуры вибрации или взрывов производится регистрация сейсмических волн.

Оборудование, используемое при ВСП, состоит из наземной сейсмостанции и блока скважинных приборов.

Пункты приема сигнала расположены в скважине и смещаются по вертикали, занимая различные положения по глубине.

Скважинные зонды существенно усложнены из-за того, что они должны выдерживать повышенную температуру и давление, существующие на глубинах порядка нескольких км.

Обработка данных с ближних пунктов происходит в следующем порядке:

- редакция и предварительная обработка;

- регулировка амплитуд и фильтрация;
- разделение волн и подавление помех;
- деконволюция по форме падающей волны;

- построение трассы коридорного суммирования.

При обработке данных с удаленных пунктов возбуждения дополнительно:

- подбор модели среды по разным типам волн;

- построение изображения околоскважинного пространства с помощью миграции или преобразования ВСП-ОГТ.

Преимущества:

- существенно устранено влияние на сейсмограмму поверхностных волн, так как сейсмоприемники обычно расположены ниже области их регистрации;

- первые вступления на сейсмограмме дают первое приближение истинной кинематической модели среды;

- возможность точной увязки данных ГИС с данными наземной сейсморазведки;

- сигнал от возбуждения наблюдается в среде, а не на поверхности, что позволяет оценить и учесть его форму, что раскрывает дальнейшее развитие метода совместно с наземной сейсморазведкой (2D/3D) в сторону совместных систем наблюдения 2D/3D+ВСП.

Недостатки:

- необходимость дорогостоящего бурения скважины;

- ограниченность изучаемого пространства околоскважинной областью;

- несимметричность системы наблюдения (приемники расположены в скважине, источники возбуждения - на поверхности), усложняющая анализ и обработку сейсмограмм.

neftegaz.ru

Вертикальное сейсмическое профилирование — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Принципиальная схема методики ВСП

Вертикальное сейсмическое профилирование — разновидность 2D-сейсморазведки, при проведении которой один из двух элементов (источник или приемник сейсмических волн) располагается на поверхности, а другой элемент помещается в пробуренную скважину.

Впервые идея расположить сейсмоприёмники в пробуренной скважине была высказана Фессенденом в 1918 году. Основоположником и создателем технологии этого метода в том виде, в каком он используется сегодня, является советский учёный Е. И. Гальперин^[1], разрабатывавший эту тематику в СССР, начиная с начала 60-х годов XX века.

Принципиальная схема скважинного зонда для проведения ВСП

Перед проведением ВСП должна быть пробурена или выбрана из существующих подходящая скважина. Затем по бокам этой скважины, в какой-то одной плоскости, к которой принадлежит ось ствола скважины, размещаются источники сейсмических волн (вибраторы или взрывчатые вещества), а в скважине располагаются высокочувствительные приёмники сейсмических колебаний, связанные каротажным кабелем с наземной сейсмостанцией. Затем происходит серия взрывов и регистрация сейсмических волн.

Оборудование, используемое при проведении вертикального сейсмического профилирования, состоит из двух основных компонентов: наземной сейсмостанции и блока скважинных приборов. Принципиально оно ничем не отличается от обычного оборудования для проведения наземной 2D-сейсморазведки, кроме одной детали: скважинные зонды существенно усложнены из-за того, что они должны выдерживать повышенную температуру и давление, существующие на глубинах порядка нескольких километров. Мировым лидером в производстве оборудования ВСП в настоящий момент является фирма Sercel.

Последовательность обработки данных[править | править код]

Граф обработки данных ВСП с ближнего пункта возбуждения (квазивертикальное распространение волн) выглядит примерно следующим образом:

редакция и предварительная обработка;
регулировка амплитуд и фильтрация;
разделение волн и подавление помех;
деконволюция по форме падающей волны;
построение трассы коридорного суммирования.

При обработке данных ВСП с удаленных пунктов возбуждения граф обработки включает:

подбор модели среды по разным типам волн;
построение изображения околоскважинного пространства с помощью миграции или преобразования ВСП-ОГТ.

По сравнению с наземной сейсморазведкой (2D/3D), этот метод обладает следующими преимуществами:

практически полностью устранено влияние на сейсмограмму поверхностных волн, так как сейсмоприемники обычно расположены ниже области их регистрации;
первые вступления на сейсмограмме дают первое приближение истинной кинематической модели среды;
возможность точной увязки данных ГИС с данными наземной сейсморазведки;
сигнал от возбуждения наблюдается в среде, а не на поверхности, что позволяет оценить и учесть его форму, что раскрывает дальнейшее развитие метода совместно с наземной сейсморазведкой (2D/3D) в сторону совместных систем наблюдения 2D/3D+ВСП.

К недостаткам метода следует отнести:

необходимость дорогостоящего бурения скважины;
ограниченность изучаемого пространства околоскважинной областью;
несимметричность системы наблюдения (приемники расположены в скважине, источники возбуждения — на поверхности), усложняющая анализ и обработку сейсмограмм.

ru.wikipedia.org

Роснефть использует 3D сейсморазведку для повышения успешности эксплуатационного бурения

Специалисты ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» (входит в Корпоративный научно-проектный комплекс «Роснефти») выполнили пилотный проект по переобработке и переинтерпретации данных 3D сейсморазведки, полученных на этапе разведки Ванкорского месторождения в 2003-2005 гг. Использование обновлённых сейсмических данных позволило снизить геологические риски при бурении, а также повысить точность прогноза эффективной длины горизонтальных скважин с 80% до 95%, что способствует росту их пусковых дебитов и накопленной добычи нефти.

Реализация проекта стала возможной благодаря разработке и внедрению в Компании новых технологий обработки и интерпретации сейсмической информации, а также увеличению объёма скважинных данных полученных на месторождении.

Развитие технологического потенциала – один из ключевых элементов стратегии «Роснефть-2022». Компания уделяет особое внимание инновационной деятельности и использованию прорывных технологических подходов, определяя технологическое лидерство как ключевой фактор конкурентоспособности на нефтяном рынке.

Положительные результаты пилотного проекта на Ванкорском месторождении позволили специалистам «РН-КрасноярскНИПИнефть» перейти к повсеместному использованию данных 3D сейсморазведки на этапе разработки месторождений. В настоящее время такие работы выполняются на Юрубчено-Тохомском и Куюмбинском месторождениях.

Справка:

ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» - комплексный региональный научно-исследовательский и проектный институт, сопровождающий деятельность ключевых Обществ «Роснефти» в Восточной Сибири (Красноярский край, Иркутская область, Республика Саха, Якутия).

Ключевые направления Института: планирование и проектирование геологоразведочных работ, оценка запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата, планирование и проектирование разработки месторождений, обработка и интерпретация сейсмических данных.

На базе института создан корпоративный центр хранения сейсмической информации, содержащий данные сейсмики по всем лицензионным участкам Компании. Численность персонала ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» составляет более 400 человек.

nangs.org

«Зеленая» разведка — Журнал «Сибирская нефть» — №111 (май 2014)

Использование передовых технологий при проведении геологоразведки — необходимое условие для приращения ресурсной базы в условиях истощения традиционных запасов углеводородов. Это касается и сейсморазведки. В «Газпром нефти» нашли решение, которое позволяет за счет применения инновационных подходов повысить не только эффективность, но и экологичность сейсмических исследований

Гонка за количеством

Все полевое оборудование, использующееся в сейсморазведке, можно разделить на источники сейсмосигнала и системы приема/регистрации данных. То, в каком направлении здесь идет основное развитие, хорошо иллюстрирует состояние рынка сейсморазведочного оборудования. Как в России, так и на большинстве иностранных рынков лидирующие позиции по объемам продаж удерживают системы регистрации данных. В то время как наиболее востребованные источники сигнала принципиально практически не изменились за последнее десятилетие, регистрация и передача данных претерпела серьезную трансформацию. Достаточно сказать, что при среднем сроке службы систем регистрации данных 10 лет, цикл обновления технологии у основных производителей составляет примерно 6–7 лет.

Драйвером развития систем регистрации стали все расширяющиеся возможности в сфере передачи и обработки больших объемов информации. Именно благодаря этому в сейсморазведке появилось понятие 3D-съемки (широкоазимутальной), подразумевающее одновременное распределение приемников сейсмических волн на плоскости, а не на одной линии, как делается при менее информативной узкоазимутальной (2D) сейсмосъемке. Такая «сетка» из приемников сигнала обеспечивает получение гораздо большего количества информации о строении и физических свойствах изучаемых земных глубин, но и требует использования в разы большего количества датчиков и каналов для передачи информации.

Под каналами передачи данных подразумевается один или несколько датчиков, расположенных в определенной конфигурации. В большинстве случаев передача информации, полученной в канале, к центральной сейсморегистрирующей станции (ЦСС) происходит по кабельной сети. Общая длина такой сети может составлять сотни километров. Между тем в настоящее время все более актуальными и популярными становятся беспроводные системы регистрации данных. Одна из таких систем была использована при проведении сейморазведочных работ на иракском блоке Shakal, изучением которого занимается «Газпром нефть».

Успешное использование бескабельных систем сейсморазведки в Ираке натолкнуло специалистов «Газпром нефти» на мысль, что их применение будет эффективным и в Сибири

ОБОРУДОВАНИЕ	ПАРТИЯ 2D	ПАРТИЯ 3D
Количество каналов на партию	400–2 000	3 000–5 000
Количество датчиков	4 800–24 000	60 000–84 000
Количество невзрывных источников сигнала	3–5	4–5

Источник: данные компаний, анализ «Делойта»

Shakal без проводов

Сейсморазведка на блоке Shakal могла бы стать рядовой, если бы подрядчик, следуя техническому заданию, не предложил использовать беспроводную радиотелеметрическую систему регистрации данных RT System 2. «Нам повезло с этим решением, — рассказывает начальник управления сейсморазведочных работ „Газпром нефти“ Георгий Волков. — В Курдистане очень сложный рельеф, пересеченная местность, горы, много населенных пунктов, дорог. Использовать обычные проводные системы в такой ситуации сложно, дорого и затратно по времени. Поэтому одним из требований тендера было наличие предложений, которые позволят решить эти проблемы. В результате была выбрана компания Asian Oilfield & Energy Services, предложившая использовать новейшее бескабельное оборудование, аналогов у которого в мире еще нет».

Применение новой технологии позволяет нефтяникам сократить масштабы вырубки, которые сейчас достаточно значительны

Решение в полной мере оправдало себя. Во время этих сейсморазведочных работ был поставлен своеобразный отраслевой рекорд: информация регистрировалась с более чем 6,2 тыс. датчиков одновременно. По данным компании Wireless Seismic, Inc., производителя используемого сейсморазведочного оборудования, одновременная трансляция данных с такого количества датчиков в режиме реального времени и при помощи беспроводной системы осуществлялась впервые в мире. За экспериментами с количеством датчиков не было забыто и главное — качество полученных данных. Предварительная обработка сейсмограмм подтвердила, что оно как минимум не уступает аналогам, полученным с использованием широко распространенных кабельных телеметрических систем.

Проведенные работы позволили выявить сразу несколько преимуществ новой системы регистрации данных. Одно из них — возможность работать в самых труднодоступных местах — натолкнуло специалистов «Газпром нефти» на мысль, что применение RT System 2 в Сибири позволит сделать сейсморазведочные работы не только эффективней, но и экологичней. Так появился проект «Зеленая сейсмика».

Технологии в сравнении

Сейсморазведочные работы в тайге российские нефтяные компании в подавляющем большинстве случаев проводят по отработанной схеме. В зимнее время в лесу прорубаются просеки, вдоль которых прокладывается кабель с сейсмоприемниками. Дополнительные просеки рубятся под «линии взрыва» — для взрывных или вибрационных источников сигнала. Учитывая, что крупные компании ежегодно исследуют территории в несколько тысяч квадратных километров, масштабы вырубок оказываются серьезными. Внедрение бескабельной телеметрической системы сбора данных может изменить ситуацию.

Понятно, что, как любая коммерческая компания, «Газпром нефть» заинтересована не только в экологичности применяемого оборудования, но и в рентабельности и эффективности. Чтобы понять, почему именно система RT System 2 оказалась оптимальной в поставленных условиях, стоит обратиться к технической стороне вопроса.

И проводные, и беспроводные системы сбора сейсмических данных имеют как свои очевидные преимущества, так и недостатки. Проводные системы позволяют отслеживать все процессы в режиме реального времени. Это означает, что и проблемы с отдельными датчиками, и внешние помехи можно оперативно зафиксировать и исключить их влияние на результат. Основной недостаток проводных систем — необходимость разматывать километры кабеля. Эта трудоемкая операция зачастую осложняется наличием естественных препятствий — леса, домов, инфраструктуры на уже разрабатываемых месторождениях.

Обойти подобные препятствия без лишних затрат позволяют беспроводные системы. Однако подавляющее большинство из предлагаемых сегодня на рынке бескабельных систем работают в автономном режиме. То есть данные накапливаются во внутренней памяти отдельно установленных блоков-каналов, а затем «считываются» либо на месте, либо после доставки в центр сбора данных оператором. В этом случае оценка качества каждой индивидуальной сейсмограммы невозможна в режиме онлайн, а значит, в случае поломки датчика или наличия шумов дорогостоящая работа может быть сделана впустую.

Алексей Каширский,
руководитель проектной группы, компания RPI:

За последние несколько лет добывающие компании столкнулись с рядом проблем — ухудшением ресурсной базы, отсутствием новых крупных месторождений, необходимостью разрабатывать «трудные» запасы. В связи с этим сейсморазведка приобретает очень важное значение для всего российского нефтесервисного рынка. На фоне возрастающего интереса российских компаний к этому сегменту на рынке происходит активная смена доминирующего метода исследований. Большая часть нефтяных компаний значительно сократила объемы малоинформативной 2D-сейсморазведки, наращивая активность 3D-исследований. Это обусловлено тем, что компании больше заинтересованы в проведении доразведки существующих месторождений высокоточными современными методами с целью поддержания снижающейся добычи.

Рынок сейсморазведки вообще отличается от других нефтесервисных рынков в первую очередь наукоемкостью. Это подразумевает значительные вложения в разработку и внедрение сложного оборудования, специального программного обеспечения, компьютерной техники. Серьезные инвестиции сегодня приходятся именно на сегмент обработки и анализа данных, развитие которого подразумевает и обновление сейсморазведочного оборудования. Одна из заметных тенденций — постепенное внедрение беспроводных систем регистрации данных наряду с традиционными кабельными телеметрическими системами.

Попытки создать беспроводные системы, совмещающие в себе достоинства кабельных и передающие данные в реальном времени, делались давно. Но каждый раз наталкивались на различные технические сложности, в первую очередь связанные с их огромной энергоемкостью. Эти недостатки удалось устранить разработчикам RT System 2, что делает ее на данный момент оптимальным решением.

Обычная сейсмика

Зеленая сейсмика

Инфографика: Рамблер Инфографика / Евгений В. Иванов

«Зеленая сейсмика» в Ноябрьске

Успех новой системы регистрации данных в курдском проекте еще не означал, что так же хорошо она покажет себя в суровых сибирских условиях — в лесу, при низких температурах. Тесты RT System 2 проводились на Западно-Чатылькинском лицензионном участке, принадлежащем «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазу». В рамках опытно-методических работ (ОМР) предполагалось убедиться в работоспособности системы, а также в ее преимуществах, заявленных производителем: быстрой расстановке оборудования, позволяющей сократить время работ до 20%, а количество персонала партии до 25%, уменьшении объемов рубки профилей, минимизирующим воздействие на окружающую среду. Полученные в результате ОМР данные прошли сравнение с полевым материалом, зарегистрированным стандартной кабельной телеметрической системой.

В RT System 2 удалось решить вопрос передачи данных в реальном времени без проводов

«Проведенные работы полностью оправдали наши надежды, — подводит итоги Георгий Волков. — Отсутствие кабелей, наличие энергоемких батарей и простота обслуживания полевых модулей позволили практически исключить работы, связанные с наладкой оборудования, повысив тем самым производительность труда. Также удалось установить, что целостность пакета данных сохраняется при передаче их по радиоканалу с модулей, расположенных по неподготовленным профилям, то есть прямо в лесу. Таким образом, используя эту систему, мы можем уменьшить вырубки на 40–60%. Помимо укрепления имиджа компании, заботящейся об окружающей среде, уменьшение количества работ, связанных с рубкой леса, позволит нам повысить промышленную безопасность, ведь по статистике именно эти работы несут основные риски».

www.gazprom-neft.ru

Российское геофизическое оборудование для шельфа - Геологоразведка

Значительное влияние на российских поставщиков геолого-геофизических услуг оказывает введение санкций на поставку оборудования для работ на шельфе.

Практически все оборудование для выполнения геолого-геофизических работ (сейсмические косы, донные станции, пневмоисточники, навигационное обеспечение) изготавливается зарубежными компаниями. Основные поставщики оборудования − компании из Франции, США, Великобритании − находятся под санкциями.

Например, компания Sercel (Франция) прекратила ремонт сейсмических кос и поставку комплектующих. Большинство заключенных ранее контрактов приостановлено. Ориентировочная доля сейсмических кос компании Sercel по отношению к косам других производителей для российских компаний составляет 70-80%. Суда ОАО «МАГЭ» на 95% оснащены косами компании Sercel.

Компания Hydroscience Technologies Inc (США) также полностью прекратила ремонт и поставку запчастей и комплектующих для своих сейсмических кос. В результате комплекс для высокоразрешающей сейсморазведки, приобретенный ОАО «МАГЭ» более чем за 1 млн $, невозможно использовать из-за выхода из строя некоторых составных частей.

Компанией BOLT (США) приостановлены все поставки комплектующих для пневмоисточников, включая кольца, прокладки, резинки. Суда ОАО «МАГЭ» на 75% оснащены пневмоисточниками компании BOLT.

Учитывая сложившуюся в последние годы ситуацию в геологоразведочной отрасли и, в частности, в сфере геологоразведочных исследований арктического шельфа РФ (санкционная политика ЕС, США и Канады), крайне актуальными стали проблемы разработки, испытаний, и серийного производства отечественных образцов специализированного оборудования, способного конкурировать с образцами зарубежных производителей, которые сейчас широко используются в отрасли.

Важную роль в решении проблемы импортозамещения в области геологоразведочного сервиса играет государственная поддержка. В рамках Государственной программы Министерства промышленности и торговли Российской Федерации ведущими российскими научно-техническими предприятиями: АО «Концерн «Океанприбор», «Си Технолоджи Инструмент», «ПУЛЬС», АО «Акустический институт имени Н.Н. Андреева» (АО «АКИН»), АО НПП «АМЭ», Институт океанологии имени П.П. Ширшова РАН − проводились разработки аппаратуры для морской сейсморазведки.

Заказ на проведение испытаний образцов отечественного сейсмического оборудования, изготовленного этими предприятиями по государственным контрактам, получила Морская арктическая геологоразведочная экспедиция.

Выбор ОАО «МАГЭ» в качестве экспертной организации, был обусловлен, прежде всего, научно-техническим, кадровым потенциалом и профессиональным опытом компании в проведении работ на шельфе [2]. Разносторонний опыт сотрудников МАГЭ позволяет помочь разработать конструкторскую и технологическую документацию, определить оптимальные эксплуатационные характеристики, составить программу натурных испытаний и, что самое важное, собственными силами организовать испытания опытных образцов специализированного оборудования для морских геологоразведочных работ в реальных условиях Арктического шельфа РФ.

Перед ОАО «МАГЭ» была поставлена задача проведения натурных испытаний следующих образцов геолого-геофизического оборудования отечественного производства:

геленаполненная буксируемая сейсмическая коса, регистрирующий комплекс и комплект пневмоисточников различных объёмов;
система позиционирования и управления глубиной буксировки сейсмокосы;
автономные донные четырехкомпонентные сейсмические регистраторы;
система акустического позиционирования донных станций.

Натурные испытания решено было провести в октябре–ноябре 2017 года в юго-восточной части Баренцева моря (Печорское море). Работы выполнялись с привлечением двух судов ОАО «МАГЭ» – НИС «Геолог Дмитрий Наливкин» и НИС «Аквамарин». Испытания проводились в достаточно суровых климатических и ледовых условиях. Температура воздуха достигала −5°С, забортной воды −2°С. Однако благодаря опыту, слаженности действий и профессионализму научного персонала ОАО «МАГЭ» натурные испытания были завершены в срок и в полном объеме.

Профиль для проведения испытания был выбран в районе Долгинского поднятия Печорского моря и проходил в непосредственной близости от действующей скважины, что позволило более точно и комплексно оценить качество, достоверность и геологическую значимость полученных данных.

Испытания геленаполненной буксируемой сейсмической косы, разработанной АО «Концерн «Океанприбор» и «Си Технолоджи Инструмент», устройств контроля и изменения глубины буксировки сейсмокосы («птиц»), комплекта пневматических источников «ПУЛЬС» были проведены с судна НИС «Геолог Дмитрий Наливкин».

Программа испытаний предусматривала отработку одного и того же опытного профиля с использованием серийных образцов регистрирующего оборудования – сейсмокосы Sercel Sentinel и пневмоисточников Bolt и с испытываемыми образцами – сейсмокосой МГК и пневмоисточниками Пульс. Затем предполагалось сравнить между собой полученные результаты.

Наряду с опытным образцом буксируемой сейсмокосы, был испытан также модуль для механической регулировки глубины буксировки сейсмокосы («птица»). Модуль предназначен для механического управления буксируемых сейсмокос посредством изменения угла гидродинамических элементов (крыльев) относительно корпуса изделия, на основании задания, получаемого через систему передачи данных по сейсмокосе и измерением собственной глубины, получаемой от встроенного датчика давления. Данный опытный образец призван составить конкуренцию широко используемым в настоящее время в отрасли зарубежным образцам – ION DigiBird.

По итогам проведенных испытаний сделан вывод о высоких перспективах импортозамещения при изготовлении сейсмокос и источников упругих колебаний, как в части эффективности, так и надежности. Открывается ниша применения полученных результатов в инженерной геологии.

Испытания 4-х компонентных автономных донных регистраторов «Краб», разработанных ООО «Моргеокомплекс» (400 штук), и системы гидроакустического позиционирования донных регистраторов (АО «АКИН», 16 маяков-ответчиков) проводились с привлечением специализированного судна ОАО «МАГЭ» ИС «Аквамарин».

Так же, как и при испытаниях оборудования для сейсморазведки с буксируемой косой, предполагалось на одном и том же профиле получить результаты посредством серийных образцов оборудования (Донные регистраторы Geospace OBX и система гидроакустического позиционирования Sonardyne Scout USBL) и сравнить результаты между собой.

При сравнении полевых сейсмических данных, полученных опытными образцами оборудования с данными, полученными серийными образцами, отмечена их высокая сходимость.

Испытания системы гидроакустического позиционирования АО «АКИН» выявили ряд недоработок в пользовательском интерфейсе оператора, которые были доведены до производителя. В остальном, результаты измерений также показали достаточно высокую степень сходимости с результатами измерений, полученными системой Sonardyne Scout USBL

Участие ОАО «МАГЭ» в работе по программе импортозамещения РФ продолжилось в полевом сезоне 2018 г.

В 2018 г., после усовершенствования программного обеспечения (ПО), система акустического позиционирования АО «АКИН» была запущена в производство. Первые 2600 маяков-ответчиков и набортное оборудование приобретены ОАО «МАГЭ» и успешно эксплуатируются на производственном объекте компании в Печорском море.

Кроме этого, в 2018 г. была проведена опытная эксплуатация геленаполненной буксируемой сейсмической косы, созданной АО «Концерн «Океанприбор». Коса эксплуатировалась ОАО «МАГЭ» в течение 3-х месяцев на различных производственных объектах в Баренцевом и Карском морях. Работы выполнялись на борту судна ОАО «МАГЭ» НИС «Профессор Куренцов». Основной вывод по этим испытаниям: оборудование не имеет скрытых незарегистрированных ранее дефектов, и вполне может быть использовано после некоторой модернизации.

Также в 2018 г. продолжена работа по испытаниям автономной секционной донной сейсмокосы (АСДС), разработанной АО «АКИН», в состав которой входит буй-регистратор, позволяющий дистанционно получать информацию о регистрируемом сигнале.

Предварительные испытания проведены на полигоне Южного отделения ФГБУН «ИО РАН» в Голубой бухте Черного моря, вблизи г. Геленджик под контролем специалистов ОАО «МАГЭ».

По итогам испытаний, проведенных в полевых сезонах 2017-2018 гг., можно отметить следующее:

В достаточно сжатые сроки впервые изготовлен и подготовлен к проведению предварительных (натурных) испытаний образец морского геофизического комплекса с геленаполненной буксируемой сейсмокосой, системой позиционирования и управления буксируемыми сейсмокосами и источниками упругих колебаний.

Изготовлены и готовы к запуску в серийное производство отечественные образцы автономных донных регистрирующих модулей и система гидроакустического позиционирования, способные успешно конкурировать с оборудованием зарубежных производителей.

Заложена основная промышленная база серийного изготовления отечественной продукции. Полученный опыт технологической подготовки производства и результаты натурных испытаний позволяют приступить к разработке унифицированного геофизического комплекса и бортовой аппаратуры, отладке ПО и изготовлению сейсмокос для морской 2D и 3D-технологии сейсморазведки и инженерной геологии.

Литература:

1. Казанин Г.С., Иванов Г.И., Заяц И.В., Казанин А.Г., Макаров Е.С., Шкарубо С.И., Павлов С.П., Нечхаев С.А. Инновационные технологии ОАО «МАГЭ» - потенциал для укрепления МСБ арктического шельфа России. ‒ Разведка и охрана недр, 2016, №9, с. 56‒64.

2. Инновационный вектор развития ОАО «МАГЭ»: сб. статей / Науч. ред. Г.С. Казанин, Г.И. Иванов – СПб, 2017. – 264 с.

magazine.neftegaz.ru

Бурение под сейсморазведку

Сейсморазведка. Время действий или упущенных возможностей? - Бурение и Нефть

Опыт проведения сейсморазведочных работ в сложных сейсмогеологических условиях на примере одного из блоков в складчатом поясе загрос (Ирак)

8.2 Сейсморазведка. Сбор данных

Контроль в четырех измерения - Разведка и разработка

Оптимальная разведка — Журнал «Сибирская нефть» — №158 (февраль 2019)

Не сейсмикой единой

Соотношение стоимости различных несейсмических исследований и сейсморазведки для одной и той же площади

На все случаи жизни

Комплексный подход

Способы и масштабы проведения несейсмической съемки

Глоссарий

Несейсмические методы геологоразведки

Межскважинное сейсмическое просвечивание - опыт, методология, аппаратура

Межскважинное сейсмическое просвечивание - опыт, методология, аппаратура

ВВЕДЕНИЕ

КРАТКИЙ ОБЗОР РЫНКА СОВРЕМЕННЫХ АППАРАТУРНЫХ И ПРОГРАММНЫХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА МСП

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ПРОВЕДЕНИЮ МСП

ОДНОЛУЧЕВОЕ ПАРАЛЛЕЛЬНОЕ ПРОСВЕЧИВАНИЕ

ТОМОГРАФИЧЕСКОЕ ПРОСВЕЧИВАНИЕ НА ПРОДОЛЬНЫХ ВОЛНАХ

МНОГОВОЛНОВОЕ ТОМОГРАФИЧЕСКОЕ ПРОСВЕЧИВАНИЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Вертикальное сейсмическое профилирование - Разведка и разработка

Вертикальное сейсмическое профилирование — Википедия

Последовательность обработки данных[править | править код]

Роснефть использует 3D сейсморазведку для повышения успешности эксплуатационного бурения

«Зеленая» разведка — Журнал «Сибирская нефть» — №111 (май 2014)

Гонка за количеством

Shakal без проводов

Технологии в сравнении

Обычная сейсмика

Зеленая сейсмика

«Зеленая сейсмика» в Ноябрьске

Российское геофизическое оборудование для шельфа - Геологоразведка

Смотрите также