Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Доклад - Структура пород шельфа баренцева моря - файл 1.doc


Доклад - Структура пород шельфа баренцева моря
скачать (11797 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc11797kb.16.11.2011 04:08скачать

содержание
Загрузка...

1.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...
Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования


«ПЕТРОЗАВОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

КОЛЬСКИЙ ФИЛИАЛ


ГОРНЫЙ ФАКУЛЬТЕТ


Кафедра физики горных процессов и геофизики


ДИПЛОМНАЯ РАБОТА


по направлению – 650600 Горное дело

специальность – 130401 Физические процессы горного или нефтегазового производства


Тема: Комплексные региональные геофизические работы с целью обоснования прогнозных ресурсов углеводородов северо-восточной части сектора Баренцева моря (прогиб Франц-Виктория)


Выполнил студент:

Павлишин С.В. ____________

подпись

Научный руководитель:

к.т.н. Бекетова Е.Б. ___________

подпись

Рецензент:

. ___________

подпись


Оценка публичной защиты работы:

_____________ __________________

оценка подпись председателя ГАК


Апатиты

2010

Содержание





Содержание 2

Введение 3

1. Геолого-геофизическая характеристика северо-восточной части Баренцева моря 4

1.1 Физико-географическая характеристика исследуемого района 4

1.2Геолого-геофизическая изученность 6

1.2.1Земля Франца-Иосифа 6

1.2.2Новая Земля 7

1.2.3Акватория Баренцева моря 7

1.3. Геологический очерк 9

1.3.1. Стратиграфия 9

1.3.2. Нефтегазоносность 10

2. Методика проведения работ и применяемое оборудование 22

2.1 Обзор и описание методологии комплекса геофизической разведки 22

2.2 Сейсморазведка МОВ ОГТ (2D) 23

2.3 Надводной гравиметрическая съемка 27

2.4 Дифференциальная гидромагнитометрия 28

3. Анализ нефтегазоностности 31

Заключение 40

Список литературы 41



Введение



Район работ практически полностью расположен в пределах Восточно-Баренцевской нефтегазоносной провинции (НГП), включает небольшую часть Западно-Баренцевской НГП, самостоятельной Адмиралтейско-Приновоземельской возможно нефтегазоносной области (ВНГО) и ВНГО Земли Франца-Иосифа, но до настоящего времени остается мало изученным участком российского сектора Баренцева моря. Так как после открытия в среднеюрских отложениях уникального по запасам углеводородов (УВ) Штокмановского газоконденсатного месторождения, комплекс триасовых отложений и связанные с ним месторождения не рассматривались в качестве основного поискового объекта. Основным объектом изучения нефтегазоносности Баренцева моря стали вышележащие юрские отложения.

Целью дипломной работы является обоснование прогнозных ресурсов углеводородов северо-восточной части Баренцева моря. Для выполнения поставленной цели были поставлены задачи:

1. Провести анализ геологического строения и возможной нефтегазоностности северо-восточной части сектора Баренцева моря (прогиб Франц-Виктория);

2. По полученным геолого – геофизическим данным построить скоростной разрез;

3. Выявить зональные и локальные объекты потенциального углеводородного накопления.

Научной основой выступает использование современных методик комплекса геофизических работ – морских геолого-геофизических исследований.

Информационной базой служат геофизические исследования акватории Баренцева моря, работы по геологическому картированию. Исходным материалом для формирования базы данных служит информация, доступная из опубликованных данных, производственных и тематических отчетов ОАО «МАГЭ».

Практическая значимость. Месторождения УВ открыты пока в центральной части Баренцева моря (Штокмановское и Ледовое газоконденсатные, Лудловское газовое). Выявление УВ скоплений в районе расположенном между архипелагом Новая Земля и архипелагом Земля Франца – Иосифа позволит дать более полное представление о строении пород слагающих шельф Баренцева моря и пересмотреть перспективы последующей разработки региона, повысит его экономическую значимость. Решение социально-экономических проблем региона посредством обеспечения занятости населения – один из основных факторов, позволяющих судить о социальной направленности и экономической эффективности проекта.

^

1.Геолого-геофизическая характеристика северо-восточной части Баренцева моря




    1. Физико-географическая характеристика исследуемого района


Исследуемый район расположен в северо-восточной части Баренцева моря между арх. Новая Земля и арх. Земля Франца-Иосифа (ЗФИ) (см. рис. 1.1). В административном отношении территория архипелагов относится к Ямало-Ненецкому автономному округу. Рельеф морского дна весьма расчлененный – глубины моря колеблются от 50 до 450 м.




Рисунок 1.1– Схема расположения профилей в районе работ


В северной части район ограничивает архипелаг Земля Франца-Иосифа. Основные черты рельефа определяет современное оледенение. Берега островов изрезаны сравнительно слабо и имеют различный характер: ледниковые, высокие скальные, низкие каменистые или песчано-глинистые. Ледники нередко образуют сплошные ледниковые обрывы высотой до 40 м. Водные потоки на свободных ото льда участках суши имеют, в основном, ледниковое питание. Это зандровые ручьи, водосборы которых ежегодно заново формируются на ледниковых покровах.

Район работ характеризуется продолжительным зимним периодом, коротким летом, малыми годовыми колебаниями температуры воздуха, большой относительной влажностью. Среднемесячная температура воздуха над акваторией в течение года колеблется от – 8,9°C в марте до 6,2°C в августе. Количество дней со штормовым ветром летом составляет 1 - 3 дня, зимой 8 - 10 дней. Соленость воды с глубиной возрастает и колеблется от 32 ‰ до 35 ‰.

Преобладающее направление ветров - северное и северо-восточное. Скорость ветра до 6 - 12 м/сек. Свободный от льда период - с июля по октябрь. Летом сильные ветры сравнительно редки, с июня по август повторяемость волнения свыше 5 баллов составляет 15 %. Наибольшее волнение наблюдается осенью (октябрь), когда среднее число дней со штормами достигает 7 дней в месяц.

Наиболее развиты постоянные и приливно-отливные течения. Вблизи западного берега Новой Земли проходит Новоземельское течение - ветвь теплого Нордкапского течения. Скорость поверхностных течений составляет 1,0 - 1,5 узла. Изменения уровня моря складываются в основном из сезонных сгонно-нагонных явлений и приливно-отливных колебаний, амплитуда которых вблизи побережья превышает 1 м.

Ледовитость района меняется от года к году, что связано с различной интенсивностью Нордкапского течения, характером атмосферной циркуляции, солнечной радиацией. Льды в районе работ преимущественно однолетние, местного происхождения. Толщина льда в апреле может достигать 120 см, при средней толщине 80 - 90 см. В проливах и прибрежной зоне архипелага ЗФИ отмечается большое количество айсбергов и их обломков. Размеры и формы айсбергов различные, высота не более 25 - 30 м. Таяние и разрушение льдов в проливах и в открытом море начинается в конце апреля – начале мая. В весенне-летний период однолетние льды тают и разрушаются довольно быстро, и значительные пространства акватории к концу июля – началу августа свободны ото льда.

Сообщение с архипелагом ЗФИ осуществляется, в основном, авиацией (вертолетом), летом – судами. Из полярных станций функционирует обсерватория на о. Хейса (арх. ЗФИ). На Северном острове Новой Земли есть взлетно-посадочная полоса для приема самолетов типа АН-2. Немногочисленными удобными местами укрытий для судов могут служить заливы о. Новая Земля и проливы ЗФИ. Расстояние от Мурманского порта до участка работ составляет 1250 км.


    1. ^

      Геолого-геофизическая изученность



В непосредственной близости от района работ, на островах арх. Земля Франца-Иосифа, трестом «Волгокамскгеология» пробурено несколько параметрических скважин (см. рис. 1.1). Данные о пробуренных скважинах отражены в таблице 1.1. Результаты обработки материалов бурения изложены в многочисленных публикациях и фондовых отчетах.


Таблица 1.1 – Характеристика скважин

Название скважины

Глубина, м

Время проведения бурения

Расположение скважины

Нагурская скважина

3204 м

1977

В западной части острова архипелага Земля Франца Иосифа - о. Земля Александры

Северная скважина

3523 м

1977 - 1979

Восточнее Нагурской на о. Грем-Белл

Скважина Хейса

3344 м




Северо-восточная часть о. Хейса


История изучения геологического строения островов Российской Арктики и шельфов Баренцева и Карского морей начинается в XIX веке. Первые исследования носили преимущественно геолого-географический характер. В 1920 - 1932 гг. изучение архипелагов ЗФИ и Новой Земли проводилось Северной промысловой экспедицией; с 1933 по 1940 годы – экспедициями Арктического института и Горно-геологического управления Главсевморпути. Начиная с 1947 года, проводятся геологосъемочные поисковые работы.

      1. ^

        Земля Франца-Иосифа



Исследование островов архипелага началось в 1873 году российскими и зарубежными исследователями и проводятся по настоящее время. По материалам исследований были составлены листы Государственной геологической карты СССР, объяснительная записка к ней, ряд статей и сводок, собран большой фактический материал по эффузивным и интрузивным породам, сводные карты аномального магнитного поля (ΔТ)а, гравитационного поля с редукцией в свободном воздухе, схема структурно-тектонического районирования, а также определение мощности ледового покрова на островах архипелага. На рисунке 1.2 представлена схема проведения сейсморазведочных работ в период 1953 – 2005 гг.



Рис. 1.2 - Схема сейсморазведочных работ (МОВ ОГТ, НСАП, МПВ)

и станций донного опробования
^


      1. Новая Земля


Первые сведения о геологическом строении Новой Земли были получены во второй половине XIX в. - начале XX в. группой российских и зарубежных исследователей. Более систематический характер геологические исследования приобрели в 20-е годы, с 1931 г. на Новой Земле началась планомерная геологическая съемка.

С 1947 по 1955 годы площадное и маршрутное геологическое картирование проводилось сотрудниками Института геологии Арктики. Результаты исследований освещены в ряде статей, сборников и монографии «Тектоника и металлогения ранних киммерид Новой Земли», а также в комплекте карт масштаба 1:500 000.

      1. ^

        Акватория Баренцева моря



Первые сведения о донных осадках шельфа Баренцева моря были получены в XIX веке экспедициями Ф. Литке, А.Э. Норденшельда, Ф. Нансена, Н.М. Книповича. Визуальное описание осадков у южных берегов архипелага ЗФИ выполнили австро-венгерская экспедиция Ю. Пайера и К. Вайпрехта (1873 г., дрейф «Тегетхоффа») и итальянская экспедиция герцога Абруцкого в 1899 г. на судне «Stella polare». В таблице 1.2 представлены данные об основных проводимых исследованиях.


Таблица 1.2 – Сведения изученности Акватории Баренцева моря

Время проведения работ

Выполняемые работы/полученные результаты

20-е - 50-е гг

Проведены маршрутные исследования, геолого-геоморфологическая съемка дна, изученна стратиграфии и литологии новейших отложений

1947 г

Собраны сведения о характере гравитационного поля на акваториях Баренцева и Карского морей

60-х - 70-х гг

Проведены авиадесантные и набортные гравиметрические работы (в комплексе с сейсмическими и гидромагнитными исследованиями на отдельных региональных профилях)

1975 – 1981гг

Собраны сведения о геологическом строении, тектонике, геомагнитных характеристиках земной коры

1983-85гг

Проведены набортные гравиметрические исследования (в комплексе с гидромагнитными наблюдениями) (см. рис. 1.2, рис. 1.3).

1978 - 1989 гг


Собраны данные для составления листов Государственной гравиметрической карты СССР и структурно-тектонического районирования акватории Баренцева моря в целом

1987г

Создан атлас геолого-геофизических карт Баренцево-Карского шельфа, карта потенциальных полей и их трансформант

1979 – 1985гг

Прослежены основные отражающие горизонты в осадочном чехле


Продолжение таблицы

1983 – 1992гг

Создана опорная сеть региональных профилей и выявлен ряд локальных поднятий на участках поисковых исследований

1992 - 93 гг


Получены модели глубинного строения литосферы Баренцевского шельфа.

1995 – 1998гг

Созданы модели глубинного геологического строения Баренцевоморской нефтегазоносной провинции

2000 – 2001гг

Проведены сейсмические (сейсмоакустика и зондирование МПВ) и геологические (пробоотбор донных отложений трубками и дночерпателями) исследования южнее ЗФИ


В целом можно сказать, что геолого-геофизическая изученность региона недостаточна для уверенной оценки его нефтегазоносного потенциала. Ниже приведены таблицы геолого-геофизической изученности.




Рис. 1.3 - Схема магнитометрических исследований

^

1.3. Геологический очерк

1.3.1. Стратиграфия



Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится на основании результатов геологических съемок, выполненных в разные годы на архипелагах Арктических островов (Земля Франца-Иосифа, Новая Земля) и экстраполяции геологических данных с островов в сопредельные шельфовые области. Кроме того, в доступном для изучения объеме, учитывались материалы глубокого бурения параметрических скважин на островах Земля Франца-Иосифа (скв. Нагурская-1 на Земле Александры, скв. Хейса-1 на о.Хейса и скв. Северная-1 на острове Греэм Белл), а также поискового и разведочного бурения на акватории Баренцева моря (скв. Адмиралтейская-1). В геологическом строении фундамента и разреза осадочного чехла северной части Баренцевоморского шельфа и обрамляющих островов принимают участие отложения верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и, частично, кайнозоя, выделенные в ранге серий, свит и толщ.

1.3.2. Нефтегазоносность



Район работ практически полностью расположен в пределах Восточно-Баренцевской нефтегазоносной провинции (НГП), а также включает небольшую часть Западно-Баренцевской НГП, самостоятельной Адмиралтейско-Приновоземельской возможно нефтегазоносной области (ВНГО) и ВНГО Земли Франца-Иосифа (см. рис. 1.4).

Восточно-Баренцевская НГП на изучаемой площади соответствует Восточно-Баренцевскому мегапрогибу. Границы мегапрогиба, являющиеся и границами провинции, контролируются разломно-флексурными зонами, отделяющими ее от поднятий Западно-Баренцевской НГП и Предновоземельской структурной области.

Восточно-Баренцевская НГП охватывает три, возможно, нефтегазоносные области (ВНГО): Северо-Баренцевскую, Альбановско-Горбовскую и Святой Анны. Западно-Баренцевская НГП в районе работ представлена Центрально-Баренцевской перспективной нефтегазоносной областью.

В пределах Северо-Баренцевской, Альбановско-Горбовской НГО и самостоятельной Адмиралтейско-Приновоземельской ВНГО выявлено несколько крупных и ряд более мелких локальных поднятий. К наиболее крупным положительным структурам относится Пахтусовская и Орловская.






Рисунок 1.4 - Схема перспектив нефтегазоносности северо-восточного сектора Баренцева моря (На основе Государственной геологической карты Российской Федерации: лист Т – 37-40, лист Т – 41-44)


Ближайшие к участку исследований скважины пробурены на ЗФИ, а именно Нагурская (Земля Александры), Хейса (о. Хейса), Северная (о. Грем-Бэлл). Кроме того, непосредственно на шельфе Баренцева моря пробурены скважины Адмиралтейская-1 (Адмиралтейско-Приновоземельская ВНГО) и Лунинская-1 (Северо-Баренцевская ВНГО). Промышленных залежей нефти и газа в них не обнаружено. Северная часть Баренцевоморского шельфа до настоящего времени остается недостаточно изученным районом с неясными перспективами нефтегазоносности.


Судить о возможности обнаружения скоплений углеводородов в осадочном чехле акватории позволяют косвенные признаки:

  1. литологические факторы, такие как наличие в разрезе осадочного чехла нефтегазопродуцирующих толщ, коллекторов и покрышек, мощность отдельных комплексов и всего осадочного чехла в целом;

  2. термобарический режим, который создает предпосылки для скорейшего созревания рассеянного органического вещества;

  3. наличие структурно-тектонических условий как для миграции флюидов (наличие разрывных нарушений и зон трещиноватости, которые могут служить путями вертикальной и латеральной миграции), так и для их аккумуляции (наличие в разрезе ловушек УВ).

Для предварительной оценки нефтегазогеологического потенциала северной части Баренцевоморского шельфа, логично воспользоваться результатами битуминологических и газо-биохимических исследований, выполненных на обрамляющих его архипелагах островов (Земля Франца-Иосифа и Новая Земля), где зафиксированы прямые признаки наличия УВ в разрезе осадочного чехла.

В Северной СФЗ Новой Земли скопления твердых битумов связаны, в основном, с карбонатными комплексами девонского и каменноугольного возраста. Осадочный чехол Новоземельской складчатой системы мощностью около 20 км формировался в период от позднего протерозоя до триаса в преимущественно морских, реже прибрежно-морских и континентальных условиях. В нижней части разреза осадочного чехла (до уфимского яруса перми) развиты темноцветные глинистые, кремнистые и глинисто-карбонатные толщи, сформированные в застойных обстановках с восстановительными условиями, благоприятными для захоронения рассеянного органического вещества (РОВ) сапропелевого типа. Содержание Сорг. в глинистых и глинисто-карбонатных породах ордовика и силура составляет от 0,1 до 3,91 %, девона и карбона – от 0,5до 7,65 %, перми – от 0,39 до 2,69 %. Наиболее высокие содержания Сорг. (2,01 - 13,11 %) характерны для углеродисто-глинисто-кремнистых пород клоковской свиты верхнего девона и черняковской серии нижнего карбона.

Верхняя часть разреза осадочного чехла представлена терригенными образованиями поздней перми – раннего триаса, которые накапливались в глубоководных морских, мелководных, паралических и континентальных обстановках, для которых характерно формирование смешанного РОВ (сапропелево-гумусовый). При этом в верхней части разреза преобладает гумусовый тип ОВ. Содержание Сорг. в породах составляет от 0,028 до 5,57 и даже до 51,58 %. Максимальные величины характерны для углистых аргиллитов. Таким образом, нижняя часть разреза осадочного чехла может рассматриваться как преимущественно нефтепроизводящая, а верхняя – как газопроизводящая.

К северу от залива Русская Гавань в девонских, каменноугольных и пермских толщах катагенетические процессы проявлены слабо, судя по отражательной способности витринита. В этой части разреза степень зрелости РОВ соответствует стадиям МК5-2 – ОС – Ж мезокатагенеза, что подтверждается относительно повышенным выходом битумоида А (0,01 - 0,02%). Если судить в целом, процессы нефтегазообразования в осадочных толщах Новой Земли находятся на стадии завершения главных фаз нефте- и газообразования.

Еще в 50-х годах прошлого века на островах ЗФИ в магматических породах Н.Л. Лупановой описаны так называемые шлиры. Последующими исследованиями было установлено, что все эти проявления графитоподобных веществ относятся к твердыми битумам. В середине 90-х годов геохимико-битуминологические исследования на архипелаге были продолжены специалистами ВНИГРИ и ПМГРЭ. Изучались осадочные, вулканогенно-осадочные и магматические породы.

В разрезе осадочного чехла архипелага Земля Франца-Иосифа выделены, возможно, нефтегазоматеринские отложения среднего триаса (низы анизийского и средняя часть ладинского ярусов) и средней-поздней юры. В среднетриасовой части разреза преобладают темно-серые и черные битуминозные аргиллиты, с сапропелевым типов ОВ преобразованным до градаций МК1 - МК2 мезокатагенеза, и, таким образом способны генерировать УВ. Содержание Сорг. в породе составляет около 0,9 %. В песчаниках и алевролитах, обладающих пористостью, зафиксированы битумы. По составу эти битумы относятся к окисленным мальтам и асфальтам (содержание масел 38,1 - 47,6 %).

Материнские породы средней – верхней юры относятся к нортбруковской толще, представленной темными битуминозными аргиллитами и глинами морского генезиса и по составу сходны с верхнеюрской свитой Agardfjellet восточного Шпицбергена, где ОВ сапропелевого типа достигло градаций МК1 мезокатагенеза. Возможно, породы аналогичны битуминозным аргиллитам баженовской свиты верхней юры (титон), распространенными на всей акватории Баренцева моря, и не только. Содержание Сорг. в глинах нортбруковской толщи составляет 5 – 7 %, а выход первично-миграционных мальт и асфальтов – не менее 0,07 %. Подробное описание битумопроявлений в отложениях триаса на арх. Земля Франца Иосифа приводится ниже.

В качестве нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) в разрезе непосредственно Баренцевоморского шельфа выделяются известняки верхнего девона (доманикового типа), аргиллиты нижнего карбона (визейский ярус), карбонатно-глинистые отложения нижней и верхней перми, глины и аргиллиты среднего и верхнего триаса, битуминозные верхнеюрские глины и глинистые горизонты мелового возраста. При этом, распределение по разрезу РОВ контролируется палеофациальными условиями. Так, в глубоких впадинах и прогибах, существовавших в позднем девоне, раннем карбоне, ранней перми, поздней юре и раннем мелу, концентрируется ОВ сапропелевого типа, тогда как гумусовое ОВ содержится в верхнепермских и триасовых отложениях, сформировавшихся в прибрежно-морских условиях.

Восточно-Баренцевский мегапрогиб характеризуется значительной мощностью осадочного чехла (до 15 км). В результате выполненных в разные годы на шельфе Баренцева моря поисково-разведочных работ на нефть и газ, в осадочном чехле акватории выделяются ордовикско-доверхнедевонский, верхнедевонско-нижнепермский, верхнепермский, триасовый, юрско-неокомский и меловой нефтегазоносные (НГК) и перспективные нефтегазоносные комплексы (ПНГК).

Ордовикско – доверхнеднедевонский НГК изучен только сейсмическими методами. На большей части акватории отложения расположены на недоступных для бурения глубинах (более 7000 м). Глубины залегания кровли комплекса изменяются от 4000 м в ВНГО Земли Франца-Иосифа и самой приподнятой части Адмиралтейского поднятия до 15 км в Восточно-Баренцевском мегапрогибе. Мощность отложений изменяется от 500 м до 3000 м. Предполагается, что в составе комплекса преобладают карбонатные отложения.

В Северной СФЗ Новой Земли в районе залива Иностранцева (м. Балашова) в этом комплексе отложений фиксируются проявления жидких углеводородов – вязких смолистых мальт, которое приурочено к пачке тонкого переслаивания алевролитов и серовато-коричневых известняков раннего девона. Проявление локализовано в зоне тектонического нарушения, где вмещающие породы смяты в мелкие складки. В ядре одной из этих складок залегает прослой известняков мощностью 15 - 20 см с маслянистыми пятнами и потеками вязкого смолистого битума. Содержание Сорг. в известняках составляет 0,57%, выход битумоида А (ХБА) – 0,11 %. По данным лабораторных исследований ВНИГРИ, битум представляет собой вязкую мальту и содержит: масел – 48,5%, смол бензольных и спирто-бензольных – 19,6 % и 16,5 % соответственно, асфальтеновых кислот – 3,3 %, асфальтенов – 12,1 %. В составе преобладают метаново-нафтеновые УВ, присутствуют ароматические соединения (в основном бензольные и пиреновые).

В пределах района работ ожидается обнаружение как структурных, возможно, тектонически экранированных ловушек, так и комбинированных литолого-стратиграфических ловушек, связанных с рифовыми массивами, латеральными фациальными изменениями, а так же с выклиниванием пластов-коллекторов на склонах сводовых поднятий (Земля Франца-Иосифа и Адмиралтейский мегавал). Тип коллекторов поровый, трещинный и смешанный. Покрышками могут служить горизонты непроницаемых пород в составе комплекса.

Верхнедевонско – нижнепермский НГК сложен преимущественно карбонатными отложениями, среди которых, по данным сейсморазведки МОВ ОГТ, предполагается широкое развитие рифовых массивов. Глубина залегания кровли комплекса изменяется от 3000 м в районе ВНГО Земли Франца-Иосифа и приподнятой части Адмиралтейского поднятия до 11 км в Восточно-Баренцевском мегапрогибе. Максимальных величин (2000 -2500 м) мощности отложений комплекса достигают в Восточно-Баренцевском мегапрогибе, сокращаясь в его бортовых частях и в районе ВНГО Земли Франца Иосифа и Адмиралтейско-Приновоземельской ВНГО до 750 - 1000 м.

Предполагается распространение литолого-стратиграфических ловушек, связанных с рифовыми постройками, а так же выклиниванием отдельных пластов коллекторов на склонах поднятий, не исключается обнаружение ловушек структурного типа. Тип коллекторов порово-трещинный. В качестве покрышек могут рассматриваться глинистые горизонты нижней-верхней перми.

Верхнепермский НГК залегает на глубинах от 2000 м до 8000 м. Мощности НГК изменяются от 500 до 3000 м. Максимальные мощности НГК по данным сейсморазведки наблюдаются в Восточно-Баренцевском мегапрогибе.

На глубинах, доступных для бурения, отложения верхнепермского НГК залегают в ВНГО Земли Франца Иосифа, Адмиралтейско-Приновоземельской ВНГО и в северной части Альбановско-Горбовской ВНГО. Емкостные свойства пород-коллекторов в данном интервале высокие, в особенности туфогенно-осадочных пород, однако по результатам бурения скважины Адмиралтейская-1 в отложениях комплекса промышленных залежей УВ не обнаружено.

В Восточно-Баренцевской НГП в этой части разреза осадочного чехла (по аналогии с Адмиралтейским валом, где породы вскрыты глубоким бурением) предполагается развитие терригенных отложений. Ожидается наличие ловушек структурного типа, возможно, тектонически экранированных, а также ловушек литологического типа, связанных с фациальными неоднородностями разреза или выклиниванием отдельных пластов-коллекторов. Тип коллектора – поровый или порово-трещинный. Коллекторами могут служить песчаники и алевролиты верхней перми, покрышками – глинистые отложения верхней перми-нижнего триаса [7, 8].

Триасовый НГК доступен для бурения на всей рассматриваемой территории. Кровля комплекса залегает на глубинах от 1000 до 3000 м. Лишь в Северо-Баренцевской НГО подошва триасовых отложений располагается глубже 7000 м. Мощности НГК изменяются от менее 500 м в районе поднятий ВНГО Земли Франца Иосифа, Адмиралтейско-Приновоземельской ВНГО до 6500 м в Восточно-Баренцевской НГП.

Триасовые отложения изучены по материалам глубокого бурения в российском (24 скважины) и норвежском (около 50 скважин) секторах Баренцева моря. Породы имеют значительные мощности и широкое распространение. Разрез сложен преимуществено песчаниками, алевролитами и глинистыми породами. Комплекс характеризуется наличием высоко- и среднеемких коллекторов. В разрезе присутствуют как локальные, так и региональные глинистые покрышки. Песчаные породы в триасовом НГК составляют 17 - 20 % от общей мощности разреза, что создает благоприятные условия для экранирования залежей. Дополнительным фактором, улучшающим условия сохранности залежей УВ в осадочном чехле Восточно-Баренцевского мегапрогиба, и способствующим формированию ловушек может считаться внедрение в осадочный чехол магматических образований.

В триасовой части разреза зафиксированы многочисленные проявления жидких и газообразных УВ на архипелаге Земля Франца Иосифа. Сам факт этих проявлений свидетельствует о насыщении углеводородами разреза осадочного чехла.

В 1978 году Д.В. Сергеевым были установлены выделения битумов в песчаниках верхнего триаса в скважине Северной на о. Греэм-Белл (интервал 1150,2 - 1162,4 м). В 1980 году Е.Г. Бро в песчаниках карнийского возраста из скв. Хейса (интервал 1429,7 - 1432,6 м) был обнаружен бурый налет, который после отмывки его хлороформом люминисцировал голубовато-серым цветом. В этой же скважине при описании керна с глубины 2991,9 - 3001,7 м Э.Н. Преображенской (1989 г.) был зафиксирован запах керосина. Также на архипелаге были установлены поверхностные проявления горючего газа в естественных обнажениях. На пляже о. Хейса отмечены газовые воронки, в пробах из которых содержится от 2,7 до 2,9% метана. Периодические выделения газа наблюдались в прибрежной части на о. Земля Георга (бухта Соммервиль) в небольшом озерке на абсолютных отметках около 37 м.

Кроме того, в процессе бурения трех параметрических скважин на арх. Земля Франца Иосифа были получены газопроявления. При разгазировании бурового раствора в скв. Нагурская определен метан, этан и углекислый газ, а также гелий, в количестве 0,188 см3/литр. Из обсаженной скважины на о. Хейса газ был получен пластоиспытателем из следующих интервалов: 3005 - 3014, 2802 - 2814 и 2574 - 2578 м, в составе газа преобладает метан 988 – 91 %) и этан. В скважине Северной газ получен в шести испытанных интервалах: 1930 - 1943, 1949 - 1990, 2015 - 2032, 2535,5 - 2749, 2872 - 2964 и 3148 - 3224 м (рис. скважины). В пробе из последнего интервала (индский ярус среднего триаса) метан составил 80 % (по объему).

Среди осадочных пород наибольший поисковый интерес вызвали песчаники верхнего триаса, с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. Именно в них, в непосредственной близости к дайкам долеритов, которые пронизаны гидротермальными жилами с нефтепроявлениями, отмечено битумонасыщение (о-ва – Земля Вильчека, Альджер, Ньюкомба, Ла-Ронсьер, Хейса, Греэм Белл, и др.). Песчаники полевошпат-кварцевые, с порово-базальным цементом, частично выщелоченным и замещенным битумом от окисленных мальт и асфальтов до асфальтитов. Битумонасыщенность увеличивается по мере приближения к гидротермальным жилам долеритовых даек.

На островах Альджер, Ньюкомба и Чамп были отобраны образцы туфов, которые обладают заметной пористостью и трещиноватостью. Отдельные поры и трещины выполнены коричневыми и черными битумами, среди которых преобладают асфальты и асфальтиты. В перекрывающих песчаники и туфы магматических породах, на большинстве исследованных островов, обнаружены битумы от мальт-асфальтитов до керитов и низших антраксолитов. Кроме того, установлено, что поступление этих веществ в породы происходило в несколько этапов. Подавляющая часть образцов отобрана из силлов и даек и относится к долеритам, которые имеют шлирово-каверново-поровую и трещиноватую структуру. Наибольшей битумонасыщенностью характеризуются образцы брекчированных пород, взятые вблизи разрывных нарушений и в самих гидротермально-измененных дайках. Битумы выполняют поры, каверны и трещины, преобладают черные битумы типа асфальтитов, керитов и антраксолитов. В юго-западной части о. Земля Вильчека в поле выхода долеритов и долерито-базальтов на протяжении 4,5-5 км фиксируются активные проявления газированных окисленных нефтей и мальт.

Кроме исследований на дневной поверхности, в разные годы было выполнено частичное донное опробование акватории, которое позволило провести газо-микробиальный и битумологический анализ. В проливе Кембридж зафиксированы следующие концентрации УВ-газов: метан – 1,414 см3/кг, этан – 0,0381 см3/кг, этилен – 0,00058 см3/кг, пропан и пропилен в сумме – 0,0252 см3/кг. В трех пробах выделены изо-бутан до 0,05 см3/кг и н-бутан до 0,1234 см3/кг. Углеводород-окисляющие организмы обнаружены во всех пробах. Битуминологическими исследованиями донных осадков установлено постепенное повышение выхода битумоидов (ХБА) сверху – вниз к более глубоким интервалам. В том же направлении увеличивается содержание Сорг. Наиболее высокое содержание Сорг. и ХБА установлено к востоку от ЗФИ, где оно равно 1,5 % и 0,06 %, соответственно.

В 1994 году было проведено геохимическое опробование плейстоцен-голоценовых отложений в желобе Святой Анны. Содержание ХБА в осадках составило от 0,01 до 0,07 % и Сорг. до 1,68 %. По результатам группового и хроматографического анализов, ХБА соответствуют сильно осмольненным асфальтам и асфальтитам метановонафтенового состава (содержание масел 14,5 - 33,9 %, в которых 64,2 % метанонафтенового ряда; асфальтенов 19,4 - 21,1 %). В маслах некоторых ХБА преобладают ароматические УВ (61,2 – 63 %). По результатам исследований в районе зафиксировано повышенное содержание гелия, что, вероятно, свидетельствует о наличие здесь крупных глубинных тектонических нарушений.

По данным А.Н. Тарахновского, пористость пород-коллекторов на Земле Франца-Иосифа составляет в среднем от 1 - 2 % до 17 - 18 %, для песчаников среднего триаса – 5% при проницаемости до 7,2 мД, для базальтов и туфов (К1) пористость 2-6% при проницаемости до 0,5 мД. По измерениям в керне, верхнетриасовые песчаники имеют пористость 5 – 15 %, редко 20 %, проницаемость обычно до 0,1 мД, иногда до 10 мД и более, что, вероятно, обусловлено трещиноватостью пород.

В норвежском секторе в триасовом НГК открыто 3 месторождения – 7226/11-1, Голиаф и 7228/7-1. Возраст продуктивных отложений ладин-карний. Пористость коллекторов составляет 15 - 20 %, мощность 10 - 150 м. В российском секторе открыто 2 месторождения – Мурманское и Северо-Кильдинское. Продуктивными являются ладинские и верхнеоленекские отложения. Пористость коллекторов составляет до 20 %.

В пределах Восточно-Баренцевской НГП пористость индских коллекторов составляет 5 %, а в Западно-Баренцевской НГП триасовые отложения могут содержать коллекторы с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (Кп до 20 %).

В триасовой части разреза предполагается обнаружение, в основном, структурных тектонически экранированных ловушек. В данной части разреза экранами могут служить как разрывные нарушения, так и интрузивные тела (дайки, штоки и силлы). Коллекторами в этой части разреза могут служить как песчано-алевритовые породы, так и туфогенно-вулканогенные породы, слагающие эти силлы, дайки и штоки (по аналогии с арх. Земля Франца-Иосифа). Тип коллектора вероятнее всего – порово-трещинный.

Юрско – неокомский (барремский) НГК. Распространение комплекса определяется амплитудой верхнемелового-кайнозойского подъема, уничтожившего отложения на значительной части Западно-Баренцевской НГП, ВНГО Земли Франца-Иосифа и Адмиралтейско-Приновоземельской ВНГО. Мощность юрских отложений увеличивается в сторону Восточно-Баренцевского мегапрогиба, где достигает 1000 м. Отложения представлены преимущественно песчаниками, алевролитами и глинистыми породами. Комплекс характеризуется наличием высоко- и среднеемких коллекторов, в разрезе присутствуют «надежные» флюидоупоры.

В норвежском секторе Баренцева моря (впадина Хаммерфест) открыто 14 месторождений УВ. Залежи норвежского сектора преимущественно газовые, приурочены к пластам песчаников ранне-среднеюрского возраста (геттанг-байос). Пористость песчаников изменяется от 10 до 25 %. Лучшими коллекторами в разрезе являются песчаники прибрежно-морского генезиса формации Stø (верхний плинсбах-байос).

В пределах Штокмановско-Лунинской НГО к юрско-барремскому НГК приурочены газоконденсатные месторождения: уникальное Штокмановское и крупное Ледовое; крупное газовое Лудловское. Продуктивные пласты-коллекторы сосредоточены в стратиграфическом диапазоне от аалена до келловея. Суммарная мощность продуктивной толщи песчаников составляет около 600 м. Глубина залегания продуктивных отложений составляет 1400 - 2500 м.

Среднеюрская толща по составу отложений делится на две части – келловейскую и аален-батскую. Келловейская часть представлена глинами с отдельными, иногда довольно мощными, прослоями песчаников и алевролитов и содержит пласт Ю0 мощностью до 75м, продуктивный на Штокмановской и Лудловской площадях. Пласт Ю0 сложен песчаниками кварцевыми, в основном, среднезернистыми, в различной степени сортированными, с глинистым, редко карбонатным цементом. Пористость продуктивных песчаников составляет 17 - 24 %. Аален-батская толща представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и глинистых пород и содержит пласты Ю1, Ю2, Ю3, продуктивные на Штокмановском и Ледовом месторождениях. Нижнеюрские отложения, изученные в Штокмановско-Лунинской НГО, представляют собой мощную песчаную толщу с редкими и маломощными прослоями аргиллитов.

Севернее Штокмановско-Лунинской НГО, в Северо-Баренцевской и в Альбановско-Горбовской НГО, ожидаются более мористые обстановки осадконакопления и общая глинизация юрского разреза. Таким образом, предполагается более древний возраст, возможно, продуктивных отложений, чем на Штокмановско-Лунинском пороге.

Перспективность НГК уменьшается в районе поднятия ЗФИ и Адмиралтейского мегавала, где по сейсмическим данным установлено эрозионное срезание глинистой верхнеюрской покрышки, а в сводовых частях поднятий – полное отсутствие отложений юры-неокома.

В отложениях комплекса предполагается обнаружение ловушек сводового типа, возможно, тектонически экранированных (юрская часть разреза). Поскольку неокомские отложения характеризуются клиниформным строением, здесь предполагается развитие, в основном, литолого-стратиграфических ловушек, связанных с выклиниванием, латеральным замещением или эрозионным срезом пластов коллекторов. Предполагаемый тип коллектора – порово-трещинный, коллекторами могут служить песчано-алевритовые породы юрского и неокомского возраста, покрышками – глинистые пачки юры-неокома.

Меловой ПНГК включает апт-альбские и верхнемеловые отложения, которые характеризуется неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и глин. Отложения мелового перспективно нефтегазоносного комплекса (ПНГК) имеют широкое распространение на большей части Баренцевского региона. Максимальные мощности ПНГК (до 1200 м) зафиксированы в Восточно-Баренцевской НГП.

Меловой перспективный НГК является толщей, лишенной надежных региональных покрышек на всем шельфе Баренцева моря, что и определяет отсутствие в нем промышленных залежей УВ. Существенное отрицательное влияние на сохранность залежей в этом комплексе оказал подъем и эрозия практически всей позднемеловой – кайнозойской части разреза.

На рассматриваемой площади перспективы нефтегазоносности меловой части разреза оцениваются как невысокие, однако полностью не исключаются, т.к. сохраняется возможность существования локальных покрышек. Возможно развитие ловушек структурного и литологического типов. Коллекторами могут быть песчаники и алевролиты, покрышками – глинистые отложения мелового возраста.

Таким образом, в пределах Восточно-Баренцевской НГП наиболее перпективными является триасовый и юрско-неокомский НГК. К последнему приурочено 75 % от общей величины начальных суммарных ресурсов (НСР). В составе ресурсов преобладают газовые (91 %). ВНГО поднятия Земли Франца-Иосифа характеризуется наличием большого количества разрывных нарушений, что может играть как положительную, так и отрицательную роль. В составе ресурсов прогнозируется большая доля свободного газа, чем нефти. Наиболее перспективным является триасовый НГК. К нему приурочено 33 % от общей величины НСР.На большей части Адмиралтейско-Приновоземельской ВНГО отсутствуют меловые, юрские и верхнетриасовые отложения. Большая часть прогнозных ресурсов (70 %) приурочена к ордовик-доверхнедевонскому и верхнедевонско-нижнепермскому НГК. В составе ресурсов преобладают газовые (90 %).


^

2. Методика проведения работ и применяемое оборудование

2.1 Обзор и описание методологии комплекса геофизической разведки



Геофизические методы разведки, исследование строения земной коры физическими методами с целью поисков и разведки полезных ископаемых; разведочная геофизика — составная часть геофизики.

Геофизические методы разведки основаны на изучении физических полей (гравитационного, магнитного, электрического, упругих колебаний, термических, ядерных излучений). Измерения параметров этих полей ведутся на поверхности Земли (суши и моря), в воздухе и под землёй (в скважинах и шахтах). Получаемая информация используется для определения местонахождения геологических структур, рудных тел и т.п. и их основных характеристик. Это позволяет выбрать наиболее правильное направление дорогостоящих буровых и горных работ и тем самым повысить их эффективность.

 Геофизические методы разведки используют как естественные, так и искусственно создаваемые физические поля. Разрешающая способность, т. е. способность специфически выделять искомые особенности среды, как правило, значительно выше для методов искусственного поля. Средства для исследования методами естественных полей относительно дёшевы, транспортабельны и дают однородные, легко сравнимые результаты для обширных территорий. В связи с этим на рекогносцировочной стадии применяются преимущественно геофизических методов разведки естественного поля. Различные физические поля дают специфическую, одностороннюю характеристику геологических объектов, поэтому в большинстве случаев применяют комплекс геофизических методов разведки. В зависимости от природы физических полей, используемых в геофизических методах разведки, различают: гравиметрическую разведку, основанную на изучении поля силы тяжести Земли; магнитную разведку, изучающую естественное магнитное поле Земли; электрическую разведку, использующую искусственные постоянные или переменные электромагнитные поля, реже — измерение естественных земных полей; сейсморазведку, изучающую поле упругих колебаний, вызванных взрывом заряда взрывчатого вещества (тротила, пороха и т.п.) или механическими ударами и распространяющихся в земной коре; геотермическую разведку, основанную на измерении температуры в скважинах и использующую различие теплопроводности горных пород, вследствие чего близ поверхности Земли изменяется величина теплового потока, идущего из недр. Новое направление геофизических методов разведки — ядерная геофизика, исследующая естественное радиоактивное излучение, чаще всего гамма-излучение, горных пород и руд и их взаимодействие с элементарными частицами (нейтронами, протонами, электронами) и излучениями, источниками которых служат радиоактивные изотопы или специальные ускорители.

 
^

2.2 Сейсморазведка МОВ ОГТ (2D)




Сейсморазведочные работы МОВ ОГТ на восточном борту Северо-Баренцевской впадины выполнены на НИС «Профессоор Куренцов» в два этапа, это связано со сложной ледовой обстановкой в районе работ. Схема научно-исследовательского оборудования необходимго для геофизических исследований представлена на рисунке 2.1



Рисунок 2.1 – Схема судна с забортовым оборудованием


На первом этапе работ была использована отечественная аппаратура и оборудование, изготовленного в г. Геленджик ООО «СИ Технолоджи-инструментс». В таблицах 2.1 – 2.3 приведены основные технические характеристики применявшейся аппаратуры и оборудования.


Таблица 2.1– Характеристика регистрирующей аппаратуры

Тип

XZone™ Bottom Fish

Количество каналов

480 каналов

Длина записи

8 сек.

Число вспомогательных каналов

3

Частота дискретизации

2 ms.

Формат записи

^ SEG-D (8058 – IEEE)

Накопители

QUANTUM DLT 8000

Система контроля качества (тип)

XZone™ Bottom Fish (Процессор)

Pentium IV 3200MHz /512 Mb)


Таблица 2.2 - Характеристика косы

Тип косы

XZone™ Bottom Fish (цифровая)

Фактическая длина косы

6000 м.

Групповой интервал

6.25; 12.5 м.

Длина активных секции

75 м.

Количество каналов в секции

6

Количество гидрофонов в группе

16

Вынос 1-го канала от кормы

200 м

Вынос 1-го канала от центра ПИ

150 м

Глубина буксировки косы

8-9 м

Тип гидрофонов

G-Н-2

Диаметр косы

55 мм.

Чувствительность косы

300мкв/Паскаль

Система позиционирования

линия и катушка связи 26-28 кГц

Макс. рабочая глубина

80 м.

Макс. нерабочая глубина

150 м.

Тип заполнителя

Isopar M

Объём заполнителя в одной секции

117 л.

Рабочая нагрузка

3500 кгс

Разрывная нагрузка

8000 кгс

Контроллер стабилизаторов глубины

DigiCOURSE

Заглубители косы (типа)

Digicourse 5010 и 5011;



Таблица 2.3 – Характеристика системы возбуждения упругих колебаний

Тип источников

BOLT 1500/1900 LL-X,

Количество источников в одной линии

10

Используемые объёмы источников

60; 100; 130; 180; 200 и 300 cu.in.

Максимальный рабочий объём

3400 cu.in.

Рабочее давление на выстреле

2000 psi.

Рабочее заглубление линии

6 м.

Система буксировки

Норвежский буй А6

Длина буксировки

50 м.

Количество суб-конфигураций в одной линии

4 кластера, 2 одиночки

Конфигурация

Линейный резонансный источник

Управление источниками

HydraPulse 150 (X/R

Контроль качества

MiniPulse 150R v2.c Issue 5

Компрессоры

ЕК-30-А-1 (4 единицы)

ЕК-30-А-2 (2 единицы)

Объём компрессоров

3400 cu.in.

Давление

2000 psi



До начала работы на проектных профилях были проведены опытно-методические работы (ОМР) в объеме 5 отр/смен для решения следующих задач:

- настройки и задания пьезокосы;

- выбора глубины погружения и объема линий пневмоисточников;

- отладки и настройки в азимутальном и вертикальном направлениях с помощью компасных заглубителей косы и программы DigiCOURSE.

Второй этап полевых работ проводился с использованием новейшего оборудования фирмы Sersel. Основные технические характеристики применявшегося оборудования приведены в таблицах 2.4 – 2.6.

В процессе работ выполнена набортная обработка сейсмических данных, включающая в себя контроль качества и получение промежуточных суммотрасс, а также копирование данных на магнитные носители. На всех секвенциях выводились контрольные сейсмограммы в количестве одна сейсмограмма на каждые 200 точек сейсмических наблюдений.

До начала работы на проектных профилях также были проведены опытно-методические работы.

Таблица 2.4 – Характеристика регистрирующей аппаратуры

Тип

Seal v.5.1

Количество каналов

480 каналов

Длина записи

8 сек.

Число вспомогательных каналов

15

Частота дискретизации

2 ms.

Формат записи

SEG-D 8058 (rev.1)

Накопители

^ QUANTUM DLT 8000

Система контроля качества (тип)

eSQC-Pro v.2.2



Таблица 2.5 – Характеристика косы

Тип сейсмической косы

Sersel Seal 24bit digital (Fluid-filled streamer)

Фактическая длина активной

части косы(с учётом LAUM)

6002.38 м.

Групповой интервал

12.5 м.

Длина активных секции

150 м.

Количество активных секций

40

Количество каналов в косе

480

Количество каналов в секции

12

Количество гидрофонов в группе

16

Чувствительность гидрофонов

17.4 мкВ/мкБар

Вынос 1-го канала от кормы

150 м

Вынос 1-го канала от центра ПИ

120 м

Глубина буксировки косы

7-9 м

Тип гидрофонов

SLH-20

Диаметр косы

50 мм.

Оплётка

Полиуретан, толщина стенки 3.3 мм.

Система позиционирования

Линия и катушка связи

Рабочая температура

-10ºС до +40ºС

Температура хранения

-35ºС до +60ºС

Макс. рабочая глубина

<30 м.

Макс. нерабочая глубина

>250 м.

Тип заполнителя

ISOPAR M


Продолжение таблицы 2.5

Вес заполненной секции на воздухе

320 кg.

Вес пустой секции на воздухе

172 кg.

Рабочее натяжение

до 3000 daN

Предельное натяжение

>10000 daN

Контроллер позиционирования глубины

DigiCOURSE

Заглубители косы (типа)

Digicourse 5010 и 5011;


Таблица 2.6 – Характеристика системы возбуждения упругих колебаний

Тип источников

BOLT 1500/1900 LL-X

Количество источников в одной линии

10

Используемые объёмы источников

60; 100; 130; 180; 200 и 300 cu.in.

Погрешность срабатывания ПИ

±1.5 ms.

Максимальный рабочий объём

3400 cu.in.

Рабочее давление на выстреле

2000 psi.

Рабочее заглубление линии

7 м.

Интервал возбуждения

25 м.

Система буксировки

Норвежский буй А6

Вынос центра ПИ от кормы

30 м.

Конфигурация одной линии

4 кластера, 2 одиночки

Конфигурация

Линейный резонансный источник

Управление источниками

BigShot v.2.29G,214c

Контроль качества

BigShot v.2.29G (MS-DOS)

Компрессоры

ЕК-30-А-1 (4 единицы)

ЕК-30-А-2 (2 единицы)

Объём компрессоров

3400 cu.in.

Давление

2000 psi.



^







2.3 Надводной гравиметрическая съемка



Измерения производились двухсистемным, гиростабилизированным гравиметром «Чекан-АМ».





Рисунок 2.2 – Общий вид гравиметра гиростабилизированного без кожуха


Аппаратура размещалась в гирокомпасном отделении, вблизи метацентра судна с целью уменьшения влияния возмущающих ускорений.

Комплект аппаратуры «Чекан-АМ» подготовлен к морским работам в ФГУП «ЦНИИ «Электроприбор».

В соответствии с проектом съемка выполнена в северной части Баренцева моря по сети профилей 25 х 50 км . Для увязки сети и контроля качества пройдены контрольные профили. Объем наблюдений 7000 пог. км.

Съемка производились в комплексе с сейсморазведкой МОВ ОГТ, гидромагнитными наблюдениями и эхолотированием дна на средней скорости 4,5 – 5,5 узлов. Гравиметрическая съемка обеспечена опорными наблюдениями у причала в порту Киркенес. Измерения выполнены в одном звене продолжительностью 36 суток.

Регистрация наблюдений осуществлялась в цифровой форме. Дискретность опроса гравиметра 1 Гц. Первичная обработка измерений производилась программным модулем SeaGrav. Зарегистрированная информация выводилась на мониторе для контроля в реальном масштабе времени.

^

2.4 Дифференциальная гидромагнитометрия



Наблюдения выполнены в комплексе с сейсморазведкой МОВ ОГТ и надводными гравиметрическими наблюдениями с целью изучения аномального магнитного поля и обеспечения данными магнитометрии глубинных геолого-геофизических построений. Наблюдения проводились с использованием градиентометром SeaSpy на площади 7000 пог. км.

SeaSPY - высокочувствительный измеритель магнитного поля, помещенный в герметичный морской корпус, предназначенный для буксировки за судном. Стандартная система SeaSPY состоит из следующих компонентов:

  • Гондола, содержащая магнитометрический датчик и управляющую электронику.

  • Прочный морской буксировочный кабель, содержащий единственную скрученную пару проводов.

  • Палубный соединительный кабель, который является водонепроницаемым, но не предназначен для использования в воде.

  • Модуль интерфейса связи.

  • Стандартный интерфейсный RS232 кабель, по которому осуществляется связь с системой и который подключается к стандартному RS232 порту ПК.

  • Универсальный (100-240В 50/60Гц) адаптер электропитания, который позволяет запитать систему от линии в любой точке мира.

  • Кабель с зажимами для батареи, который позволяют прямое использование 24V источника постоянного тока.

  • Программное обеспечение SeaLINK для Windows 95/98/NT.

Измерительная дифференциальная система состояла в следующем:

  • измерительные преобразователи (датчики) буксировались на удалении 170-180 м - первый канал, 190 м – второй канал от кормы судна;

  • база дифференциальной установки составляла 10 - 20 м;

  • заглубление датчиков - 1 м;

  • удаление навигационной антенны от кормы НИС «Профессор Куренцов» – 43м.

Цикл измерений магнитного поля на профилях соответствовал проекту и составлял 10 с.

Регистрация результатов измерений осуществлялась в цифровом виде на персональный компьютер с интервалом, соответствующим циклу измерений.



Рисунок 2.3 – Схема работы оборудования для проведения гидромагнитных исследований


Для определения идентичности каналов дифференциальной установки, в процессе проведения полевых работ проводилось измерение магнитного поля с «нулевой» базой. Среднеквадратическая погрешность измерений с «нулевой» базой составила +0,035 нТл, при допустимой +0,5 нТл.

По результатам оценки качества материалов гидромагнитных наблюдений среднеквадратическая погрешность (СКП) измерений магнитного поля по 1-му каналу составила + 65,4 нТл (n=99). После вычисления магнитного поля по градиенту и уравнивания по секущим и рядовым профилям (программа «Region») среднеквадратическая погрешность составила + 4,2 нТл (n=99), при проектной + 10 нТл.


^

3. Анализ нефтегазоностности



Полевой сейсмический материал представлен временными и глубинными разрезами по всем профилям. Оценка нефтегазоностности проводилась по профилям №№ 05, 26. Начальным этапом оценки возможной нефтегазоностности является исследование структуры массива.

Залежь обычно располагается под слабопроницаемыми породами, слагающими покрышку (флюидоупор). Каждая залежь нефти находится в ловушке, задержавшей мигрировавшие нефти и газ и сохранявшей их в течение длительного времени. Можно выделить 3 основных типа ловушек: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые (см.рис.3.1). Первые 2 типа связаны с первичным выклиниванием (стратиграфическое несогласие, тектоническое экранирование) коллекторов и поэтому именуются ловушками выклинивания. Незамкнутые ловушки являются гидравлическими — в них газ и нефть удерживаются в сводовой части антиклинального перегиба слоёв (весьма распространённый тип залежей нефти) или выступа подземного рельефа (например, захороненного рифа).



Рисунок 3.1 – Типы нефтяных залежей

1 – пластовые сводовые нефтяные и газонефтяные залежи; 2 – массивная сводовая газонефтяная залежь; 3 – нефтяная залежь в выступе палеорельефа, первичного (напр., рифа) или вторичного (эрозионного); 4 – нефтяная залежь, экранированная стратиграфическим несогласием; 5 – нефтяная залежь в ловушке первичного (фациального, литологического) выклинивания коллектора; 6 – тектонически экранированная залежь нефти; а – нефть; б – газ; в – вода.




Визуальный анализ глубинных разрезов профилей (структуры массива) показал, что для профиля №05 можно отметить наличие ловушки рифового типа (см. рис.3.2а), для профиля №26 отмечается наличие аномалии рифового типа, а структура залежи подобна массивной сводовой газонефтяной ловушке (см.рис. 3.2б).

Для более детального изучения данных участков исследуем сечения временных и глубинных разрезов.

а) б)

Рисунок 3.2 – Глубинный разрез а)профиль№05, б)профиль№2


Для каждого профиля построим два сечения (см.рис. 3.3, 3.4, 3.8, 3.9), одно – проходит непосредственно через предполагаемую аномальную область, второе - находится рядом с данной областью.

Используя информацию, полученную из анализа глубинных и временных разрезов – мощность пластов и время проходжения волны, расчитаем пластовую скорость (см.табл.3.1-3.4).




Рисунок 3.3– Временной разрез МОВ ОГТ по профилю №05



Рисунок 3.4– Геолого-геофизический разрез по профилю №05


Таблица 3.1

Мощность слоя, м

Время, с

Скорость, м/с

300

0,36

833,3333

200

0,12

1666,667

200

0,15

1333,333

1900

1,12

1696,429

600

0,32

1875

2600

1,11

2342,342

400

0,12

3333,333

200

0,2

1000

1400

0,5

2800

1500

0,6

2500

900

0,3

3000

2500

0,9

2777,778





Рисунок 3.5 – Вертикальный годограф профиля № 05 (разрез № 1)


Таблица 3.2

Мощность слоя, м

Время, с

Скорость, м/с

400

0,38

1052,632

100

0,13

769,2308

200

0,14

1428,571

1800

1,05

1714,286

700

0,37

1891,892

2700

1,13

2389,381

300

0,13

2307,692

500

0,22

2272,727

1000

0,36

2777,778

1600

0,74

2162,162

1500

0,45

3333,333

3100

1,32

2348,485




Рисунок 3.6 – Вертикальный годограф профиля № 05 (разрез № 2)




Рисунок 3.7 – Вертикальный годограф профиля № 05




Рисунок 3.8 – Временной разрез МОВ ОГТ




Рисунок 3.9 – Геолого-геофизический разрез


Таблица 3.3

Мощность слоя, м

Время, с

Скорость, м/с

200

0.26

769.2308

160

0.19

842.1053

240

0,15

1600

1800

1,02

1764,706

1150

0,53

2169,811

2300

1,08

2129,63

350

0,12

2916,667

900

0,4

2250

900

0,28

3214,286

1500

0,64

2343,75

700

0,13

5384,615

1550

0,1

15500





Рисунок 3.10 – Вертикальный профиль скорости № 26 (разрез № 1)

Таблица 3.4

Мощность слоя, м

Время, с

Скорость, м/с

200

0,25

800

300

0,22

1363,636

200

0,15

1333,333

1800

1,08

1666,667

700

0,42

1666,667

2600

1,08

2407,407

400

0,12

3333,333

500

0,33

1515,152

1100

0,31

3548,387

1400

0,61

2295,082

1200

0,23

5217,391

3600

0,88

4090,909




Рисунок 3.11 – Вертикальный профиль скорости № 26 (разрез № 2)




Рисунок 3.12 – Вертикальный профиль скорости 26


Наглядно проиллюстрировать полученные данные по пластовым скоростям возможно на вертикальном сейсмическом годографе. Предположение нахождения аномалии подтверждается распределением скоростей на вертикальном годографе. В области аномалии значение скоростей для сечения, проходящего через аномалию и сечения расположенного в непосредственной близости от неё отличны – наблюдается резкий скачек скорости. Для обоих профилей это снижение скорости, обусловленное прохождением волны через возможную углеводородную ловушку.


^

Заключение



Список литературы




Скачать файл (11797 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru