Experience of planning and support of 3D seismic exploration on the example of a deposit in the South Torgay basin

Full Text

В связи с истощением запасов углеводородов (далее – УВ) и падением уровня добычи по месторождению перед ТОО «СП «Казгермунай» (далее – КГМ) встала задача поиска потенциала прироста ресурсной базы для обеспечения рентабельной добычи и продления жизни месторождения. Было принято решение провести площадные трехмерные сейсмические исследования в модификации высокого разрешения, которые были направлены на решение геологических задач:

• определение распространения многослойных песчаных коллекторов;
• выявление литологически экранированных ловушек;
• выявление малоамплитудных тектонических нарушений и приуроченных к ним зон трещиноватости;
• уточнение зон распространения остаточных извлекаемых запасов для оптимизации системы разработки;
• поиск новых потенциальных проспектов;
• изучение строения палеозойских отложений.

Полевые работы

Для решения вышеперечисленных задач специалистами КГМ и ТОО «КМГ Инжиниринг» были рассмотрены различные варианты дизайна полевой системы наблюдений для выбора оптимальных параметров. Выбор параметров исходил из потребности изучения продуктивных горизонтов, расположенных на относительно небольших глубинах, но при этом получения оптимального качества изображения глубоко залегающих пород. Окончательные параметры полевой съемки, отвечающие всем геологическим требованиям, представлены в табл. 1 [1].

 

Таблица 1. Параметры полевой съемки

№ п/п	Наименование параметров	Фактические параметры съемки, 2001 г.	Начальные параметры съемки, 2019 г.	Окончательные параметры съемки, 2019 г.
1	Полная кратность	30	638	880
2	Размер бина, м*м	25 × 25	10 × 10	12,5 × 12,5
3	Максимальное удаление «взрыв – прием», м	2308	3183	5044
4	Соотношение полуосей шаблона (Aspect Ratio) = Xs:Xr	0,83	0,95	0,57 (глубина 5044 м) 1 (глубина < 2200 м)
5	Вибрационный источник	4 вибр.* × 2 свип/ПВ**, 8–96 Гц***	2 вибр. ×1 свип/ПВ, 1,5–110 Гц	2 вибр. × 1 свип/ПВ, 1,5-110 Гц

*вибр. – вибратор

**ПВ – пункт взрыва

 

В итоге выбран последний вариант (табл. 1) с бином 12,5 × 12,5 м, высокой кратностью (880) и большой глубиной исследования (до 5044 м). Также система является полноазимутальной до глубины 2200 м, что позволило детально изучить геологию продуктивных пластов. Использование большого количества техники и оборудования для выполнения сейсмических исследований в выбранной модификации не превысило плановый бюджет.

В результате достигнуто существенное улучшение следующих параметров полевой системы наблюдения:

1. Сейсмическая съемка проводилась с более широким азимутом наблюдений с целью увеличения разрешения в продольном и поперечном направлениях для сложных пространственных структур.
2. Получен более широкий диапазон частот, в результате чего существенно увеличено разрешение сейсмических данных, что позволит эффективнее решать вопросы изображения сложных пространственных структур, улучшая соотношение сигнал/помеха, и повысит вероятность прогноза по результатам инверсии сейсмических данных.
3. Путем уменьшения шага дискретности (сгущение) элементов системы достигнута более высокая плотность, что позволило значительно улучшить качество и точность изображения свойств структур по латерали, а также обнаружение линий тектонических нарушений и трещиноватости.

Ниже представлен наглядный пример влияния данных параметров на примере фотографий (рис. 1) [2].

 

Рисунок 1. Улучшение качества сейсмического материала на примере фотографий

 

Можно отметить улучшение качества геологического разреза и увеличение разрешающей способности (детальность до 16–20 м) сейсмического материала (рис. 2–5).

 

Рисунок 2. Сейсмический разрез PSTM*

a) сейсморазведка, 2001 г.; б) ВРС**, 2019 г. [3]

*PSTM – куб временной миграции до суммирования

**ВРС – высокоразрешающие сейсморазведочные работы

 

Рисунок 3. Сейсмический слайс на уровне 1500 мс

a) сейсморазведка, 2001 г.; б) ВРС, 2019 г. [3]

 

 

Рисунок 4. Сейсмический слайс атрибутного куба Exchrome

а) сейсморазведка, 2001 г.; б) ВРС, 2019 г. [3]

 

Рисунок 5. Амплитудно-частотный спектр

 

Использование низкочастотных вибраторов предоставило возможность расширить спектр частот в сторону низких и высоких частот (3–110 Гц), что позволит в дальнейшем выполнять более достоверную сейсмическую инверсию.

Фактически по проекту было отработано 83056 ПВ, средняя производительность сейсморазведочных работ составила 2002,96 ф.т./сут. Такая высокая производительность достигнута за счет применения новой методики возбуждения сейсмического сигнала «слип-свип» (рис. 6). Методика «слип-свип» – это перекрытие свипов разных групп вибраторов, что дает резкое увеличение производительности, высокую плотность виброточек, высокую кратность, высокую детализацию среды, большую маневренность (особенно в районах с развитой инфраструктурой) [4]. Параметры свипа (управляющий сигнал/колебание, создаваемый виброисточником) полевых работ представлены в табл. 2 [1].

 

Рисунок 6. Методика отстрела «слип-свип»

 

Таблица 2. Параметры свипа полевых работ 3D ВРС, 2019 г.

Параметр	Характеристика
Методика работ	Слип-свип
Количество вибраторов	2 шт./ПВ
Количество воздействий	1 свип/ПВ
Количество групп вибраторов	4 группы
Частотный диапазон СВИПа	3–110 Hz
Длина СВИПа	14 cек
Слип-тайм	T + 0 cек (14 сек)
Номинальное усилие вибраторов	65%
Конусность в начале и конце СВИПа, Taper	500 мсек
Тип СВИПа	Линейный
Расстановка вибраторов	Линейная, 2 вибратора, база 15 м

 

Применение методики отстрела «слип-свип» позволило уменьшить срок выполнения проекта более чем в 3 раза (с 165 календарных дней до 51 дня), что является достаточно хорошим результатом без потери качества.

Обработка сейсмических данных

Учитывая результаты обработки старых материалов КГМ (2005 г.), а также новые мировые тенденции в обработке данных, специалистами был составлен оптимальный граф обработки для решения геологических задач. Для этого были привлечены две ведущие компании в области обработки, использующие разные технологии, с целью получения качественного материала. На рис. 7 представлен амплитудно-частотный спектр, который хорошо демонстрирует разницу двух результирующих кубов PSTM, выполненными разными компаниями. Компании 1 удалось добиться лучших результатов в сохранении низких частот материала, тогда как компания 2 улучшила спектр в сторону высоких частот.

 

Рисунок 7. Амплитудно-частотный спектр двух кубов PSTM по результатам обработки полевой сейсмической съемки исследуемой территории

 

В ходе выполнения работ супервайзерами тщательно контролировались этапы статической поправки, подавления линейных помех, коррекции амплитуд, деконволюции, анализа скоростей, подавления кратных волн и случайных помех, миграции для улучшения качества материала. После окончания каждого этапа все выбранные параметры согласовывались с супервайзерами, и после получения одобрения работы переходили на следующий этап. Ниже представлены результаты работ двух независимых компаний (рис. 8–9).

 

Рисунок 8. Временной сейсмический разрез

а) компания 1; б) компания 2

 

Рисунок 9. Временной сейсмический слайс на уровне 1500 мс

а) компания 1; б) компания 2

 

Сравнение итогов обработки показало, что результаты, полученные первой компанией, имеют лучший диапазон частот и непрерывную синфазность по сравнению с результатами, достигнутыми второй компанией.

Заключение

В результате комплексного подхода к моделированию дизайна площадной системы наблюдений, проведению сейсмической съемки и обработки удалось получить качественный сейсмический материал. На основе полученного материала КГМ смог детализировать геологическое строение продуктивных горизонтов и глубокозалегающих отложений палеозоя.

Основываясь на результатах работ, можно отметить, что КГМ получил хороший прирост геологической информации по сейсмическим данным, а именно: уточнены геометрия литологических неоднородностей и граница фундамента, детализированы структурные нарушения и расширен частотный спектр для сейсмической инверсии. По результатам бурения и испытания во всех скважинах в 2021 г. был получен промышленный приток нефти, который был заложен на основе новых данных 3D ВРС.

На основе проведенных работ и полученного опыта рекомендуется в начале сейсморазведочных работ проводить анализ системы наблюдений полевых работ для выбора оптимального варианта решения геологических задач и выполнять тестирование обработки сейсмических данных разными компаниями на небольшом секторе в рамках пилотных проектов для определения компании-исполнителя. Также рекомендовано полное техническое сопровождение (супервайзинг) при выборе параметров на всех этапах процесса обработки. В процессе супервайзинга следует фокусироваться на этапах статической поправки, шумоподавления, подавления кратных волн, деконволюции и миграции.

About the authors

Abzal Z. Kenessary

KMG Engineering LLP

Email: a.kenessary@niikmg.kz

руководитель службы развития ресурсной базы разрабатываемых месторождений

Kazakhstan, Nur-Sultan

M. Koldey

JV Kazgermunai LLP

Email: mkoldey@kgm.kz

заместитель генерального директора по геологии

Kazakhstan, Kyzylorda

Zh. Islamberdiyev

JV Kazgermunai LLP

Author for correspondence.
Email: zislamberdiyev@kgm.kz

ведущий геолог отдела геологии

Kazakhstan, Kyzylorda

References

Supplementary files