Методика и техника проведения полевых сейсморазведочных работ

2.2. Методика и техника проведения полевых сейсморазведочных работ

   Предусматривается центральная симметричная система наблюдений, разработанная ведущими специалистами ОАО «Красноярскгаздобыча».

Выбор основных параметров полевой системы наблюдений МОВ ОГТ основан на оценке подавления системой волн-помех различного класса, соответствия параметров системы - решаемой геологической задаче и технико-экономическими возможностями и ограничениями.

К основным параметрам системы наблюдения ОГТ относят кратность (N) прослеживания, максимальное (Хmax) удаление регистрации, расстояние между пунктами приема.

Кратность системы наблюдения определяется исходя из требований, предъявляемых к степени подавления многократно отраженных и нерегулярных волн-помех, и считается достаточной при соблюдении следующего соотношения:

N = (5 - 8) Акр./Аодн. где N- требуемая кратность

 Известно, что в целевых интервалах разреза исследуемого региона соотношение Акр./Аодн. может изменяться от 3 до 10. Для подавления многократных волн-помех, превышающих по амплитуде полезный сигнал в 10 раз, достаточная кратность - 80.

В части подавления нерегулярных шумовых помех такая система ОГТ обеспечивает соотношение сигнал-помеха на суммарной трассе примерно в 9 раз (√80). С учетом использования импульсных источников, генерирующих повышенный фон помех, значительная кратность регистрации обеспечит подавление последних на суммотрассах. Кроме того, для уменьшения «шума» от поверхностных источников предусматривается вынос до ближайшего ПП в 150 м.

     Шаг ПП – 50 м. Максимальные удаления регистрации определяются областью прослеживания отраженных волн и глубины разведки целевых интервалов разреза (Н). Самые глубокие целевые пласты – на глубинах около 3500 м, что определяет из соотношения Хмах = 0.8 – 1 Н =2800-3500 м.

 С другой стороны, известно, что в условиях высокоскоростного разреза требуется увеличение базы приема на 20-30%. По 3 ближайших к ПВ каналов не отключаются, но, как зашумленные не учитываются в кратности и целесообразность их использования будет определяться на этапе обработки (рис.2.4). Активная база приема 8000м без выносов, с выносами 8300 м или Хмах -4150 м реализуется 167 активными каналами. Для кратности 80 шаг ПВ=50м. 

Рис. 2.4. Схема активной расстановки 2Д.

Полное время регистрации не менее 1.6Т, где Т – время регистрации наиболее глубокого целевого горизонта. Т=1.7 х 3 = 5.1 с принимаем 6 с.

Из опыта работ и с целью обеспечения надежного контакта с поверхностью предусматривается точечное на пикете группирование 6-ти последовательно соединенных сейсмоприемников GS-20DX.  

В осложненном рельефе и гидрографических условиях площади работ могут  возникнуть ситуации, когда нельзя установить источники в указанном проектом месте (крутые склоны, косогоры, наледи).

Для уменьшения числа пропусков ПВ и потери кратности (согласно п.3.9.14 “Технической инструкции по наземной сейсморазведке при проведении работ на нефть и газ” ОАО “Тюменнефтегеофизика” (г.Тюмень, 2002г.) взамен ПВ, попадающих в недоступные для технологического транспорта участки, будут отработаны с шагом 25 м дополнительные ПВ у ближайших границ эксклюзивной зоны.

Количество дополнительных и пропущенных ПВ должно, в целом, соответствовать. Допускается производить снос пунктов возбуждения от запроектированного местоположения до 30м строго перпендикулярно профилю. Новые пункты возбуждения должны быть обеспечены координатами и высотами, информация о них должна немедленно поступать на сейсмостанцию.

Допускается уменьшение кратности до 72 (90% от номинальной) в зонах, где невозможно замещение пропущенных ПВ.

Основные показатели сейсморазведочных работ приведены в таблице 5.

Объемы основных видов работ приводятся в таблице 6.

Таблица 5