Курсовая. Литологостратиграфическая характеристика горных пород площади
 Скачать 0.88 Mb.
|
4. Ожидаемые результаты геофизических работРабота предусматривала создание локальной системы координат, путем расчета корректирующих поправок для перехода от глобальной международной системы координат WGS-84 (World Geodetic Cystem, 1984), в которой функционируют приемники GPS, к системе координат эллипсоида Красовского (СК-42); съёмку объектов инфраструктуры на площади сейсморазведочных работ и отметку особо опасных участков площади для движения вибраторов. Перед началом полевых работ после уточнения и согласования контуров проектной съемки 2Д была подготовлена карта расположения линий пунктов геофизических наблюдений на основе топографической карты масштаба 1: 25 000. Затем на эту карту были вынесены контрольные геодезические точки из числа имеющихся пунктов ГГС. На этих точках были проведены замеры координат, на основании которых были рассчитаны поправки для перехода к системе координат Пулково-42 для данного участка. После чего были проведены контрольные замеры на пунктах государственной геодезической сети для определения точности наблюдений. Съёмка координат проводилась в дифференциальном режиме в рамках глобального сервиса Omnistar. Погрешность определения координат в плане (Мх,у) составила 0,66 м, по высоте Мh = 0.49 м. Вынос в натуру проектных профилей выполнялся бригадой инструментальной разбивки с использованием GPS приемников Trimble DSM-232 с точностью: - в плане ± 2,0 м, по высоте ± 1,5 м. Съемка проходила в дифференциальном режиме с использованием в реальном времени поправки со спутника Omnistar. Приём поправки проводился антенной приемника и не требовал никаких дополнительных устройств. Такая технология работы позволила отказаться от установки базовой станции. Точность выноса пунктов геофизических наблюдений в натуру осталась в пределах допустимых проектом норм. Ввиду того, что поправки, рассчитанные перед началом работ, были сразу загружены в контроллер, запись координат и высот ПГН велась в системе Пулково-42 в реальном времени, поэтому постобработка не требовалась, все работы с координатами сводились к извлечению их из контроллера. Маркировка рядовых пикетов профиля проводилась деревянными колышками высотой 60-80 см. Закрепление концов профилей, опорных точек, точек пересечения профилей –деревянными вешками высотой 150-300 см. Колышки и вешки устанавливались непосредственно под GPS антенной. Все вешки и пикеты подписывались перманентными маркерами стойкими к воздействию окружающей среды с указанием номера пикета и номера профиля на каждом десятом пикете. Установка сейсмодатчиков в ходе полевых работ проводилась непосредственно на пикеты. Вибраторы двигались по технологической колее вдоль линий ПГН. В связи с этим происходило смещение пункта возбуждения относительно координат в сторону на 0,5-2 метра. Топоотрядом проводилась оценка точности установки виброгруппы на вынесенный в натуру пикет. Для этого производились контрольные GPS измерения следа от плиты центрального вибратора (при трёх работающих вибраторах) на отработанных пикетах. Ввиду того, что шаг пикетов возбуждения составлял 25 м., и шаг пикетов приёма тоже 25 м, пропущенные ПВ не подстреливались. Однако в процессе проведения сейсморазведочных работ, в ряде случаев, центры групп вибраторов, по тем или иным причинам, смещались относительно вынесенных в натуру пикетов более чем на 2 метра. Их местоположение фиксировалось GPS системой, далее координаты таких точек вносились в общую базу топографических данных. Разбивка проводилась в соответствии с проектным положением профилей, все случаи отклонения от проекта согласованы с супервайзером и по окончанию работ был составлен протокол, в который были внесены все изменения и их причины. Обзорная схема разбитых и проектных профилей представлена в приложениях. На завершающем этапе топографо-геодезических работ, были переопределены координаты и альтитуды глубоких скважин на площади при помощи спутниковой системы GPS. В таблице 2.4 приводится перечень скважин глубокого бурения, координаты которых удалось замерить. Камеральная обработка полевых топографо-геодезических материалов производилась в два периода – предварительный и окончательный. В предварительный период камеральная обработка заключалась в вычислении координат и высот ПГН, составлении геодезических схем. В период окончательной камеральной обработки составлен каталог координат и высот пунктов, определяющих местоположение профилей. ЗаключениеПолевые сейсморазведочные работы МОГТ-2D проведены в пределах Семёновского месторождения ОАО «Самаранефтегаз» по детализационной сети из 15 профилей общей длиной 100 пог. км. 240-канальные сейсмические записи с шагом по ПП и ПВ 25 м обеспечивают кратность перекрытия в целевом интервале до 120. Качество сейсмограмм варьирует по площади в зависимости от условий местности и строения ВЧР. Результаты предварительной экспресс-обработки данных позволяют оценить полученный сейсмический материал достаточно информативным для детализации геологического строения Семёновского месторождения. По результатам анализа всех перспективных объектов участка работ рекомендуется бурение одной поисково-разведочной скважины с прохождением всех потенциально продуктивных горизонтов. Общие геологические задачи, которые предполагается решить в ходе бурения, можно сформулировать следующим образом: - пересечение максимального числа изученных сейсмических горизонтов с целью уточнения положения литолого-стратиграфических границ; - проведение стандартного и расширенного комплекса ГИС, в том числе методов ВСП, АК, ГГК/П для получения надёжной скоростной модели разреза; - отбор кернового материала из интервалов пластов, продуктивных на месторождении Семеновского лицензионного участка для изучения ФЕС и литологии; Скважина Reс_1 приурочена к восточному куполу Западно-Семеновского поднятия. В его пределах по кровле бобриковского, радаевского и пашийского продуктивных горизонтов выделяется структурная ловушка, наблюдается хорошая сопоставимость структурных планов по этим горизонтам. Продуктивность данного купола не подтверждена бурением, скважина рекомендуется по аналогии с условиями образования залежей нефти, выявленных в пределах продуктивных пластов соседних куполов. Основными целевыми пластами при бурении скважины Rec_1 являются пласты С-I, С-Ia (бобриковский горизонт визейского яруса), C-IIв, С-IIн, С-III (радаевский горизонт визейского яруса), Д-I, Д-II (пашийский горизонт франского яруса), продуктивность которых установлена на ближайших куполах Семеновского месторождения, а также на близлежащих месторождениях Кинель-Черакасского нефтеносного района. На временном разрезе 050902, проходящем через рекомендуемую скважину, видно, что данный участок имеет хорошие структурные предпосылки для формирования залежей УВ: скважина располагается в своде небольшой купольной структуры, уверенно прослеживаемой на разрезе и в структурных планах соответствующих отражающих горизонтов. В пределах изучаемой части территории Семеновского лицензионного участка рекомендуется провести детальные сейсмические исследования в модификации 2Д для более точного определения контуров замыкания группы поднятий. В юго-восточной части изучаемой площади по отложениям пашийского горизонта выделяется обособленный южный купол в пределах Семеновского поднятия, не вскрытый бурением. По продуктивному горизонту Д-I данный купол, объединенный с основной залежью единым уровнем ВНК, является нефтенасыщенным, добыча нефти ведется по категории С1. По продуктивному горизонту Д-II малоамплитудным прогибом купол отделяется от основной залежи. К сожалению, сводовая часть поднятия не покрыта сейсмикой 2Д и не вскрыта бурением. Для достоверного оконтуривания поднятия необходимо провести дополнительные сейсмические работы 2Д в районе данного купола. На настоящий момент, по результатам выполненных работ при вскрытии данного объекта прирост начальных геологических запасов нефти по категории С2 составит 121 тыс. т. Список литературы1. Коноваленко С.С. Палеогеоморфология юго-востока Русской плиты (ОренбургскаяОбласть) от Рифея до Турне, часть 1, ИД «ВК», 2001 г. 2. Мкртчян О.М. «Закономерности размещения структурных форм на востоке Русской плиты», Наука., М., 1980 г. 3. Хачатрян Р.О. «Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-Камской антеклизы», М., Изд.Наука, 1979 г. П  риложение 1Приложение 2  Приложение 3  |