USD 62.8129

-0.02

EUR 70.6771

-0.18

BRENT 65.06

+0.12

AИ-92 42.24

0

AИ-95 45.74

0

AИ-98 51.34

0

ДТ 46.17

+0.01

248

Освоение субарктических недр

Арктические и субарктирческие недра характеризуются высоким содержанием топливно-энергетических и минеральных ресурсов. По оценкам специалистов МГУ им. М.В. Ломоносова площадь перспективной на нефть и газ акватории российского сектора Арктики составляет не менее 5 млн. км2, а в натуральном выражении извлекаемые начальные суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) арктического шельфа России составляют более 100 млрд. т нефтяного эквивалента. Какие технологии сегодня используют для поиска углеводородных шельфовых запасов?

Шельфовая зона арктических морей характеризуется наличием большого количества различных геологических опасностей, таких как разрывные нарушения, оползневые тела, подводные каналы и палеоврезы, многолетнемерзлые породы, приповерхностный газ, покмарки (рисунок 1).



Рисунок 1. Francesco L. Chiocci, Antonio Cattaneo, Roger Urgeles Seafloor mapping for geohazard assessment: state of the art


Для картирования этих опасностей и оценки степени риска принято использовать геофизические данные и прежде всего сейсморазведку. Однако актуальной задачей становится подбор оптимальной методики для достоверного изучения опасных объектов. Стоит учитывать ряд факторов. Во-первых, для целей бурения необходимо иметь представления об объектах расположенных в диапазоне глубин от 5 до 500 метров. Во-вторых, объекты могут быть очень небольшими в диаметре (порядка 2-3 метров). В-третьих, они могут иметь сложное строение в плане, в особенности такие сложные структуры, как палеоканалы.

Соответственно методика исследований должна обладать глубинностью до 500 метров, а также достаточным вертикальным и горизонтальным разрешением.

Как правило, для картирования сложных в плане объектов применяется 3D сейсморазведка.

Дело в том, что пространственное разрешение, а соответственно – правильная локализация объектов зависит от качества процедуры миграции. В результате 2D миграции мы можем сжимать зону Френеля только в одном направлении, тогда как при 3D миграции во всех. Соответственно это означает, что при работе с двумерными данными объекты, расположенные сбоку от профиля, а также вытянутые объекты, объекты не изометричной формы – будут отображены неправильно, а при работе с трехмерными – правильно. (рисунок 2). Пример отличия 2D миграции от 3D миграции показан на рисунке 3.


Рисунок 2. Первая Зона Френеля после 2D и после 3D миграции




Рисунок 3. Пример 3D миграции по данным Системы p-cable


Еще один пример сравнения пространственного разрешения данных 2D и 3D сейсморазведки представлен на рисунке 4.


Рисунок 4 2D данные высокого разрешения (a) 3D данные (b) U. K. Central North Sea (Andrew W. Hill et.al., 2015)


Также важным фактором является то, что для изучения таких геологических опасностей, как многолетнемерзлые породы и газовые отложения недостаточно структурных построений. Так как часто структурно они не выражены, однако выражены в динамических аномалиях на сейсмических данных [5]. Таким образом, для картирования и оценки опасностей подобного типа необходимо построение карт динамических атрибутов.

А полноценный анализ атрибутов и получение из них полей оценок свойств характеристик изучаемых геологических сред возможен только при работе с трехмерными данными. Рисунок 5. Стандартный анализ как правило включает в себя расчет следующих типов атрибутов:

абсолютная (максимальная по модулю) амплитуда

•      по кубу амплитуд (куб для динамической интерпретации, куб «сверхвысокого» разрешения);

•      по кубу AVO-атрибута R0*Grad;

среднеквадратичная амплитуда

•      по кубу амплитуд (куб для динамической интерпретации, куб «сверхвысокого» разрешения);

•      по кубу «мгновенных амплитуд»;

•      по кубу акустических импедансов;

•      по кубу атрибута «псевдопоглощение»;

максимальная амплитуда

•                 по кубу AVO-атрибута R0*Grad


Рисунок 5. Карты атрибутов рассчитанные по трехмерным данным


Таким образом, резюмируя, сейсморазведка 3D имеет ряд преимуществ перед 2D профилированием:

  1. Высокая детальность исследований за счет увеличения плотности точек ОГТ на единицу площади. Это приводит к получению полной информации о строении изучаемой толщи по непрерывной в плане сетке бинов.
  2. 3D сейсморазведка позволяет получать непрерывные поля оценок свойств (характеристик) изучаемых геологических сред за счет вычислений корреляционных зависимостей с сейсмическими атрибутами.
  3. Возможность проведения 3D миграции, что позволяет избавиться от эффекта «боковых отражений» и приводит к существенному (2 и более раз) улучшению подавления помех по сравнению с 2D профилированием (при равной кратности).
  4. Высокая точность определения, оконтуривания и анализа геологических опасностей.
  5. Широкий диапазон азимутов отражения внутри одного бина, что дает возможность изучения анизотропных свойств среды.

Однако использование данных стандартной 3D сейсморазведки для картирования геологических опасностей невозможно, потому что они не обладают необходимым разрешением, также в них отсутствуют ближние отражения, которые несут большую часть информации о верхней части разреза, которая нас интересует (рисунки 6, 7).


Рисунок 6 Сейсмограммы общих удалений (видно отсутствие ближних выносов).



Рисунок 7 Данные стандартной 3D сейсморазведки(a), данные высокоразрешающей сейсморазведки P-Cable regional HR3D (b) Мексиканский залив (courtesy of SAFE-BAND Group) (Andrew W. Hill et.al., 2015).


Соответственно необходимо использование методик инженерной 3D сейсморазведки с частотами выше, чем у стандартной – порядка 300-1000Гц, меньшими расстояниями источник-приемник. В мире существует несколько систем, приспособленных для инженерной 3D сейсморазведки, таких как P-cable, Opus3D, Geo Marine 3D.

Компанией «СПЛИТ» была разработана собственная система для инженерной трехмерной съемки – SplitMultiSeis 3D.

Система предполагает комбинирование двух источников в режиме flip-flop, использование 4-х 16-ти канальных кос. Такая методика дает за 1 проход полосу в 16 м (8 inline c бином 1х2 м) с кратностью 16.

 

Комплекс оборудования, используемого при съемке представлен в Таблице 1:


Также в режиме реального времени на борту судна проводится оперативный контроль качества и первичная обработка полученных данных.

Позиционирование устройств комплекса SplitMultiSeis осуществляется с использованием 4-х буксируемых навигационных буев и базовой набортной станции, работающих в дифференциальном режиме. Таким образом, обеспечивается навигационная привязка буксируемых устройств с точностью 0,25 м.

Спуск и подъем оборудования занимает 40-60 минут. Производительность работ – не менее 0,25 кв.км.

 

В 2018 году были проведены испытания системы в реальных условиях на акватории Белого моря и получены данные. (рисунок 8)


Рисунок 8 Испытания системы SplitMultiSeis 3D


Таким образом, для решения инженерных задач на шельфах Арктических морей была разработана методика трехмерной высокоразрешающей съемки SplitMultiSeis 3D, создан программно-аппаратный комплекс, технология опробована на практике.


Литература

1)      Dodin D. A. Ustojchivoe razvitie Arktiki (problemy i perspektivy) [Sustainable development of the Arctic (problems and prospects)]. SPb.: Nauka. 2005. 283 s.

Evdokimova N. K., YAshin D. S., Kim B. I. Uglevodorodnyj potencial otlozhenij osadochnogo chekhla shel'fov vostochno-arkticheskih morej (Laptevyh, VostochnoSibirskogo i CHukotskogo) [Hydrocarbon potential of depositions of the sedimentary cover of the shelves of the eastern Arctic seas (Laptev, East Siberian and Chukchi)] //Geologiya nefti i gaza. №2. 2008. S. 3-13.

2)      Burlin YU. K., Stupakova A. V. Geologicheskie predposylki perspektiv neftegazonosnosti shel'fa rossijskogo sektora Severnogo Ledovitogo okeana [Geological prerequisites for oil and gas potential of the shelf of the Russian sector of the Arctic Ocean] //Geologiya nefti i gaza. №4. 2008. S. 13-23.

3)      Kaminskij V. D., Suprunenko O. I., Smirnov A. N. Mineral'no-syr'evye resursy arkticheskoj kontinental'noj okrainy Rossii i perspektivy ih osvoeniya [Mineral resources of the Arctic continental margin of Russia and prospects for their development] //Arktika: ehkologiya i ehkonomika. № 3 (15). 2014. S. 52-61.

4)      2018 Анализ и опыт применения методов оценки геологических рисков при бурении и строительстве объектов нефтегазового комплекса на арктическом шельфе Миронюк С.Г., Иванова А.А., Росляков А.Г., Терехина Я.Е., Токарев М.Ю. в сборнике Анализ, прогноз и управление природными рисками с учетом глобального изменения климата «ГЕОРИСК – 2018» : Материалы X Международной научно-практической конференции по проблемам снижения природных опасностей и рисков : В двух томах, издательство Российский университет дружбы народов (РУДН) (Москва), том 2, с. 214-218

Читайте также
Система Orphus