СТО Газпром 2-3.1-054-2006

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   140  141  142  143  144  145  146  147  148  149  ..

 

 

 


 

СТО Газпром 2-3.1-054-2006

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»


 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

НА МЕТАНОУГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ


 

СТО Газпром 2-3.1-054-2006


 

Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Открытое акционерное общество «Промгаз» Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»


 

I

 

Москва 2006


 

 

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Промгаз»


     

  2. ВНЕСЕН Управлением инновационного развития Департамента стратегического развития ОАО «Газпром»


     

  3. УТВЕРЖДЕН Распоряжением ОАО «Газпром» И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ от 16 марта 2006 г. № 20


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


 

 ОАО «Газпром», 2006

 Разработка ОАО «Промгаз», 2006

 Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2006


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

Введение IV

  1. Область применения 1

  2. Термины и определения 1

  3. Обозначения и сокращения 1

  4. Основные нормативные положения 2

    1. Общая характеристика производственного объекта. 2

    2. Описание технологической схемы производственного объекта 2

      1. Проведение комплексных геофизических наблюдений,

        включая 3Д сейсморазведку и высокоточную гравиметрию 3

      2. Многоволновые наземно-скважинные наблюдения МОВ ОГТ, включающие ВСП, поверхностные объектно-ориентированные взаимно увязанные наблюдения МОВ ОГТ

        и получение уровенных разрезов 4

      3. Сейсмический мониторинг целевого интервала

        угленосного разреза после выполнения гидроразрыва 6

    3. Нормы технологического режима. Требования, предъявляемые

      к проведению сейсморазведки на метаноугольных месторождениях 6

      1. Требования, предъявляемые к 3Д сейсморазведке 6

      2. Требования, предъявляемые к наземно-скважинным

        сейсмическим наблюдениям 8

      3. Требования, предъявляемые к сейсмическому

        мониторингу целевого интервала после выполнения гидроразрыва 9

      4. Обработка и комплексная интерпретация данных ГИС

        и материалов наземно-скважинных сейсмических наблюдений МОВ ОГТ 9

    4. Контроль технологического процесса при проведении

      сейсморазведочных работ 11

    5. Безопасная эксплуатация производства 11

Приложение А (рекомендуемое) Форма и содержание технического задания на проведение сейсмических работ по исследованию

геологического разреза метаноугольных месторождений 12

Библиография. 17


 

III

Введение


 

В последнее время во многих странах мира ведутся исследования по расширению использования нетрадиционных энергоносителей, в том числе метана угольных бассейнов. Основной объем ресурсов метана сосредоточен непосредственно в угольных пластах и находится в сорбированном состоянии, а не в виде свободных скоплений [1].

До настоящего времени в России не реализовано ни одного проекта по промышленной добыче и использованию метана угольных пластов. Работы по прогнозу газоносности угольных пластов, выполненные на отдельных участках в Донбассе, Якутии и Кузбассе, были направлены на правильный выбор средств борьбы с метанопроявлениями и дегазации шахт с целью повышения безопасности горных работ при добыче угля.

Пионерами в организации углеметанового промысла за рубежом являются США, где добыча метана из угольных пластов увеличилась с 170 млн м3 в 1983 году до 37 млрд м3 в 2000 году (более 7 % от добычи природного газа в США в целом).

В связи с отсутствием опыта промышленной добычи метана из угольных пластов в России и технологий разведки нетрадиционных коллекторов сорбированного метана сейсморазведочные работы, направленные на подготовку и освоение метаноугольных месторождений, также ранее не проводились. Имеющийся зарубежный опыт США, Австралии и Китая показал, что материалы 2Д и 3Д сейсморазведки являются важнейшими составляющими компонентами при подготовке углепородного массива к освоению углеметановым промыслом. В опубликованных работах отмечается, что районы добычи угольного метана совпадают с традиционными районами добычи каменного угля, геологическое изучение которых выполнено лишь для верхней части разреза – до глубины 500 м. В связи с этим существенно возрастает роль сейсморазведки как средства оперативного изучения более глубоких, до 1000–1500 м целевых интервалов, угленосных разрезов и подготовки глубокого бурения метаноугольных месторождений. Для решения этих задач необходима постановка детальной многоволновой сейсморазведки 3Д в комплексе с трехкомпонентным ВСП и АКШ.

Настоящий регламент составлен на основе анализа результатов опытно-методических сейсморазведочных работ, выполненных впервые в России на Талдинском метаноугольном месторождении Кузбасса [12].

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image


 

image

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ ПРОВЕДЕНИЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ НА МЕТАНОУГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Дата введения – 2006-06-15


 

  1. Область применения


     

    Настоящий стандарт устанавливает технологическую схему проведения сейсморазведки в комплексе работ при подготовке и освоении метаноугольных месторождений. Стандарт предназначен для проведения сейсморазведки 3Д и наземно-скважинных сейсмических наблюдений с целью уточнения геолого-геофизической модели углеметанового месторождения, пространственной локализации перспективных объектов и выбора рациональной схемы эксплуатационного бурения при организации метаноугольного промысла.


     

  2. Термины и определения


     

    В настоящем стандарте применяются следующие термины и определения:

    метаноугольные месторождения: Месторождения природного газа – метана, сорбированного в угольных пластах угленосного осадочного бассейна.

    наземно-скважинная сейсморазведка: Метод, при котором возбуждение сейсмических колебаний осуществляется на поверхности, а прием отраженных сейсмических волн – как на поверхности, где на профилях размещены сейсмические косы, так и в скважине при помощи скважинного зонда – вертикального приемного устройства.

    углеметановые скважины: Скважины, вскрывающие угленосный разрез с целью извлечения метана, сорбированного в угольных пластах.


     

  3. Обозначения и сокращения


     

    В настоящем стандарте применяются следующие обозначения и сокращения:

    2Д сейсморазвека: Сейсморазведка по профилям.

    3Д сейсморазведка: Пространственная сейсморазведка.

    ВСП: Вертикальное сейсмическое профилирование.

    АКШ: Акустический каротаж широкоугольный.


     

    image

    Издание официальное

    УМ скважина: Углеметановая скважина.

    МСК: Микросейсмокаротаж.

    МОВ ОГТ: Метод отраженных волн общей глубинной точки.

    СЛБО: Сейсмолокация бокового обзора.

    АМОС: Адаптированный к местности метод объемной сейсморазведки.

    ЗМС: Зона малых скоростей.

    ГИС: Геофизические исследования скважин.

    ПВ: Пункт взрыва.

    AVO-эффект: Изменение амплитуды отраженной сейсмической волны в зависимости от угла падения на отражающую границу.

    ВЧР: Верхняя часть разреза.

    НВП: Непродольное вертикальное профилирование.

    3Д геолого-геофизическая модель: Объемная геолого-геофизическая модель.


     

  4. Основные нормативные положения


     

    1. Общая характеристика производственного объекта

      Производственный объект – сейсморазведка на метаноугольных месторождениях. Геологические задачи, решаемые сейсморазведкой на метаноугольных месторождениях,

      включают два вида исследований:

      • изучение структурных особенностей угленосного разреза;

      • изучение физико-механических свойств пород. Структурные исследования предусматривают:

      • определение глубины залегания, мощности, геометрии угольных пластов и угленосной толщи в целом;

      • установление элементов залегания пластов, характера тектонических нарушений и глубины проникновения дислокаций;

      • выделение зон повышенной тектонической трещиноватости.

        Изучение физико-механических свойств пород угленосного разреза включает:

      • расчет скоростей продольных и поперечных сейсмических волн и анизотропии угленосного разреза;

      • оценку коэффициента Пуассона, модуля Юнга и модуля сдвига.

        Основной геологической задачей является выявление в разрезе, изучение пространственного распространения пластов углей с повышенным содержанием метана с целью его извлечения (добычи) на этапе эксплуатации метаноугольного месторождения.

    2. Описание технологической схемы производственного объекта

      Технологическая схема проведения сейсморазведки на метаноугольных месторождениях является составной частью всего комплекса работ по подготовке перспективных площадей угольных бассейнов к освоению метаноугольным промыслом.

      Полный комплекс работ по подготовке перспективных площадей к освоению метаноугольным промыслом выполняется в определенной последовательности, описание которой приводится ниже:

      • изучение геологического строения и петрофизических свойств метаноугольного разреза по данным бурения углеразведочных скважин;

      • выбор местоположения площадки под бурение первой УМ скважины;

      • проведение комплексных геофизических наблюдений, включая 3Д сейсморазведку и высокоточную гравиметрию;

      • бурение первой углеметановой скважины;

      • многоволновые наземно-скважинные наблюдения МОВ ОГТ, включающие ВСП, поверхностные объектно-ориентированные взаимно увязанные наблюдения МОВ ОГТ и получение уровенных разрезов;

      • сейсмический мониторинг целевого интервала угленосного разреза после выполнения гидроразрыва;

      • бурение последующих УМ скважин.

      В настоящем регламенте приводится описание этапов, связанных непосредственно с проведением сейсморазведки на метаноугольных месторождениях.

      1. Проведение комплексных геофизических наблюдений, включая 3Д сейсморазведку и высокоточную гравиметрию

        Сейсморазведка 3Д реализуется в экономичном варианте, оптимизированном к поверхностным и сейсмогеологическим условиям. В зависимости от конкретных условий местности используются нерегулярные системы наблюдения АМОС.

        Перед началом работ необходимо изучить ВЧР с целью выбора оптимальных глубин возбуждения колебаний – выполнить МСК.

        Собственно площадные наблюдения МОВ ОГТ должны выполняться по системе параллельных профилей вкрест простирания основных структур целевого интервала разреза, а также предусматривать отработку нескольких связующих профилей, ориентированных по простиранию. Длина приемного устройства не менее 2,5 км, расстояние между центрами групп сейсмоприемников – 6,25 м/12,5 м. Последнее обусловлено необходимостью изучения относительно

        неглубоких интервалов разреза до глубин от 100 до 1000 м, при углах наклона границ 1030, а

        также детального анализа скоростей сейсмических волн по данным поверхностных наблюдений.

        Источник возбуждения колебаний должен характеризоваться широким спектром с целью получения временного поля высокого разрешения. В качестве таких источников могут быть использованы взрывы, ниже ЗМС, либо электромеханические источники с последующим накапливанием информации (1520).

        Сортировка и обработка материалов 3Д обеспечивает синтез временных разрезов МОВ ОГТ по различным горизонтальным направлениям и вертикальным сечениям куба.

        Материалы 3Д сейсморазведки следует использовать для уточнения структурнотектонической модели площади и параметризации волновых полей. Последние, в виде широко набора статистических корреляционных и градиентных характеристик, с одной стороны, позволяют подчеркнуть тонкие особенности геополей метаноугольного разреза, с другой – совместное применение этих характеристик расширяет возможности комплексного анализа по классификации изучаемых участков на однородные области кластеры, что существенно сужает неоднозначность геологической интерпретации.

        Площадная высокоточная гравиметрия должна быть направлена на уточнение положения основных тектонических блоков и выделение локальных аномалий, обусловленных неоднородностью разреза.

        Получение геополей сейсмических и гравиметрических позволяет провести их совместную интерпретацию и повысить достоверность полученных результатов.

        На основании выполненных исследований должны быть:

        • уточнена пространственная геометрия групп целевых угольных пластов;

        • определено положение основных тектонических нарушений;

        • локализованы участки неоднородностей, связанные с зонами дробления и скоплениями свободного газа;

        • оптимизировано местоположение площади под бурение первой УМ скважины.

      2. Многоволновые наземно-скважинные наблюдения МОВ ОГТ, включающие ВСП, поверхностные объектно-ориентированные взаимно увязанные наблюдения МОВ ОГТ и получение уровенных разрезов

        Отработка ВСП предусматривает проведение детальных замеров волнового поля с шагом не менее 510 м по стволу скважины, что позволяет получить глубинные разрезы ВСП – МОВ ОГТ для детального освещения околоскважинного пространства (диапазон глубин – 3001000 м.).

        При этом возбуждение колебаний, проведенное непосредственно в точке скважины (ближний ПВ), обеспечивает восстановление детальной пластовой модели среды и стратиграфическую привязку отражений. Получаемая информация позволяет разделить исходное волновое поле по типам волн и перейти к определению упругих модулей для различных интервалов глубин.

        Дальнейший этап анализа предусматривает установление характера взаимосвязи между упругими модулями (коэффициент Пуассона, модуль Юнга и др.) и петрофизическими свойствами угольных пластов. Результат этого анализа позволяет уточнить положение в разрезе пластов с повышенной пористостью и трещиноватостью.

        На площадях угольных бассейнов, характеризующихся в целом высокоскоростным разрезом и наличием резких границ в верхних интервалах разреза, обладающих сильным экранирующим свойством, наблюдается значительное ослабление энергии отраженных волн (в том числе и обменных), регистрируемых на поверхности. В указанных условиях разноуровенные наблюдения волнового поля в скважине обеспечивают регистрацию полного объема сейсмической информации, включающего волны различного типа. При этом количество уровней наблюдений определяется характером разреза и поставленными геологическими задачами. Последнее позволяет по сейсмическим данным как в точке скважины, так и в околоскважинном пространстве получить распределение упругих параметров и увязать их с данными ГИС, а также локализовать зоны неоднородностей по разрезу и по площади. Одновременно при фиксированном пункте возбуждения с регистрацией сейсмической информации в скважине производится прием колебаний на поверхности по сети азимутально-ориентированных профилей 2Д сейсморазведки МОВ ОГТ. Наличие данных МОВ ОГТ по поверхности позволяет уточнить сплошную геометрию угольных пластов, локализовать области тектонических нарушений и зон трещиноватости.

        На основе выполненных наземных и разноуровенных наблюдений уточняются общий структурный план и отдельные детали строения исследуемого участка площади.

        Параметризация волновых полей, полученных на разных глубинных уровнях (на поверхности и во внутренних точках среды), позволяет проследить особенности поведения геополей, отображаемых в различных характеристиках, – статистических, корреляционных и градиентных.

        Комплексная интерпретация геополей, направленная на выделение участков с различными характеристиками разреза, способствовует уточнению 3Д геолого-геофизической модели в пределах изучаемой площади.

        Совокупный анализ всей полученной информации (ГИС, ВСП, многоуровенных наблюдений, результатов изучения керна) позволяет обосновать первоочередные участки для заложения последующих углеметановых скважин.

        Поскольку скопления свободного метана приурочены к областям с наибольшей открытой трещиноватостью, в дополнение к многоволновой сейсморазведке целесообразно выполнить сейсмические исследования по технологии СЛБО.

      3. Сейсмический мониторинг целевого интервала угленосного разреза после выполнения гидроразрыва

С целью анализа изменения структурных и емкостных характеристик угольных пластов (пористости, трещиноватости, анизотропных свойств и др.) целесообразно повторить ВСП и уровенные наблюдения при размещении пунктов взрыва по объектно-ориентированным азимутам. По совокупности упругих характеристик разреза (коэффициент Пуассона, модуль сдвига и т.д.) должны быть установлены генеральное направление вторичной трещиноватости и улучшение емкостных свойств угленосного разреза.

В случае выполнения сейсмических исследований по технологии СЛБО до проведения гидроразрыва следует выполнить повторные работы методом СЛБО с целью мониторинга целевого интервала угленосного разреза.

При разработке раздела 4.2 использовались рекомендации и нормативные докумкенты, составленные ранее для нефтегазовой [4, 5, 7, 8, 10] и угольной отраслей [6, 11] промышленности.

    1. Нормы технологического режима. Требования, предъявляемые к проведению сейсмораз- ведки на метаноугольных месторождениях

      1. Требования, предъявляемые к 3Д сейсморазведке

        Выполнять 3Д сейсморазведку по системе параллельных профилей, ориентированных вкрест простирания основных структур целевого интервала разреза, а также предусматривать отработку нескольких связующих профилей, ориентированных по простиранию (экономичный вариант 3Д сейсморазведки).

        Выполнить МСК с целью выбора оптимальных глубин возбуждения сейсмических коле-

        баний.


         

        Использовать в качестве источников возбуждения сейсмических колебаний взрывы тро-

        тиловых шашек ниже зоны ЗМС либо невзрывные электромеханические источники (вибраторы) с последующим накапливанием информации (1520) и энергетическим спектром сейсмического сигнала в частотном диапазоне не уже 10-125 гц.

        Использовать при регистрации сейсмической информации цифровые приемные устройства (косы) длиной не менее 2,5 км, с расстоянием между центрами групп сейсмоприемников не более 12,5 м и минимально возможной базой приема не более 0,5 м.

        Использовать сейсмоприемники типа GS-20 Z (вертикальные), GS-10 X (горизонтальные) и трехкомпонентный сейсмоприемник GS-3C, включающий в свою конструкцию один вертикальный геофон GS-20DX и два горизонтальных – GS-20DX-2B, или их аналоги с характеристиками, не уступающими, приведенным ниже в таблице 1.

        Использовать при регистрации сейсмической информации многоканальные цифровые телеметрические сейсмические станции типа СТС – 24Р отечественного производства, или за-

        Таблиц а 1


         

        Тип: GS-20DX и GS-20DX-2В

        Производитель: OYO Geo Impulse

        Собственная частота

        10 Гц

        Верхний предел частоты пропускания

        250 Гц

        Сопротивление катушки

        395 Ом

        Гармонические искажения (на 12 Гц)

        < 0,2 %

        Степень затухания в открытой цепи

        0,30

        Степень затухания с шунтом 1 кОм

        0,70

        Чувствительность

        27,6 В/м/с

        Чувствительность с шунтом 1 кОм

        19,7 В/м/с

        Постоянная затухания

        549,4

        Масса подвижной части

        11 г

        Рабочий диапазон температур

        45 – +80 С

        Размеры:

        Диаметр

        25,4 мм

         

        Высота

        33 мм

         

        Масса

        87,6 г


         

        Таблиц а 2


         

        Режимы работы

        Радиотелеметрия, кабельная телеметрия, режим хранения данных

        Шаг дискретизации

        ¼½, 1, 2, 3, 4, 8, 16 мсек

        Число приемных каналов

        до 8 на один BOX

        Разрешение АЦП

        24 бита (23 плюс знак)

        Взаимное влияние

        110 дБ между каналами в одном BOX

        Линейные искажения

        0,0003 %

        Предварительное усиление

        12, 24, 36, 48 дБ

        Эквивалентный шум на входе

        1,28 μV при предусилении 12 дБ

        0,30 μV при предусилении 24 дБ

        0,15 μV при предусилении 36 дБ

        0,10 μV при предусилении 48 дБ

        Максимальный входной сигнал

        1280 mV при 12 дБ

        320 mV при 24 дБ

        80 mV при 36 дБ

        20 mV при 48 дБ

        Мгновенный динамический диапазон

        120 дБ при предусилении 12 дБ

        Стандарты времени

        ± 1 ppm

        Подавление гармонического сигнала

        -100 дБ

        Цифровой фильтр нижних частот

        -3 дБ на уровне 82 % от частоты Найквиста

        Точность времени

        Смещение записи менее чем ± 20 мксек. за 16 сек Точность начала записи не превышает ± 20 мксек

        Входной импеданс

        20 кОм (дифференциальный)

        рубежные аналоги – Input/Output (США), Sercel (Франция) и другие, с характеристиками, не уступающими приведенным ниже в таблице 2 для телеметрического полевого модуля BOX.

        Использовать для навигационного обеспечения работ GPS станции или их аналоги с характеристиками, не уступающими приведенным ниже:

        • выходная мощность передатчика в режиме SSB (верхняя боковая полоса) не менее 100 Вт;

        • частота 2015 кГц и 1722 кГц (либо другая по согласованию с Госсвязнадзором);

        • отслеживание до 12 спутников;

        • частота обновления от 1 до 15 сек, время первого измерения < 2 мин.

      2. Требования, предъявляемые к наземно-скважинным сейсмическим наблюдениям

        Выполнить МСК с целью выбора оптимальных глубин возбуждения сейсмических колебаний.

        При отработке ВСП использовать в качестве источников возбуждения сейсмических колебаний взрывы тротиловых шашек ниже зоны ЗМС.

        При отработке наземных азимутально-ориентированных профилей использовать в качестве источников возбуждения сейсмических колебаний взрывы тротиловых шашек ниже зоны ЗМС либо невзрывные электромеханические источники (вибраторы) с последующим накапливанием информации (1520) и энергетическим спектром сейсмического сигнала в частотном диапазоне не уже 10-125 гц.

        При отработке ВСП и наземных азимутально-ориентированных профилей для приема и регистрации сейсмических волн в скважине использовать цифровые трехкомпонентные скважинные комплексы типа ЦСК-18, СКАТ-Ц – «Курсор-ВСП» отечественного производства или их зарубежные аналоги с характеристиками, не уступающими приведенным ниже в таблице 3.


         

        Таблица 3


         


         

        Общие данные

        ЦСК-18

        СКАТ-Ц

        Число точек регистрации

        до 6

        до 3

        Число сейсмических каналов

        18

        9

        Диаметр исследуемой скважины

        76–400 мм

        100–220 мм

        Усилие прижима

        200 кг

        не менее 70 кг

        Частотный диапазон

        5–250 гц

        10–250 гц

        Уровень шума на входе

        0,05 мкв

        0,2 мкв

        Динамический диапазон

        108 дБ

        не менее 100 дБ


         

        ВСП выполнять с ближнего ПВ, расположенного не далее 50 м от устья скважины и с не менее чем восьми удаленных на 350–400 м ПВ, равномерно расположенных на азимутальных профилях вокруг скважины. Шаг профилирования по стволу скважины – не менее 10 м.

        При отработке наземных азимутально-ориентированных профилей использовать в качестве приемно-регистрирующей сейсмической аппаратуры и навигационного оборудования те же самые технические средства, что и при 3Д сейсморазведке.

      3. Требования, предъявляемые к сейсмическому мониторингу целевого интервала после выполнения гидроразрыва

        Для сейсмического мониторинга после проведения гидроразрыва выполнить повторно ВСП или наземно-скважинные сейсмические наблюдения (ВСП + отработка азимутальноориентированных профилей 2Д сейсморазведки с регистрацией сейсмического сигнала как на поверхности, так и во внутренних точках среды – в стволе скважины) по тем же самым ПВ ВСП и профилям на поверхности.

        При проведении работ использовать те же самые или аналогичные технические средства и аппаратуру, описание которых дано в разделах 4.3.1 и 4.3.2.

      4. Обработка и комплексная интерпретация данных ГИС и материалов наземно- скважинных сейсмических наблюдений МОВ ОГТ

        Выполнять обработку и комплексную интерпретацию данных ГИС и материалов наземно-скважинных сейсмических наблюдений, полученных на многопластовых метаноугольных месторождениях, необходимо в следующей последовательности:

        • получение вертикального скоростного разреза скважины и результатов количественной интерпретации данных АКШ;

        • получение вертикального профиля ВСП и результатов сейсмогеологической привязки отражающих сейсмических горизонтов;

        • получение сейсмограмм МОВ ОГТ по азимутально-ориентированным профилям 2Д сейсморазведки с учетом кинематики. Анализ параметров полезных волн и помех. Оценка влияния неоднородностей в верхних интервалах разреза на геометрию границ и их динамические характеристики;

        • расчет временных разрезов МОВ ОГТ с подбором кинематики, учитывающей влияние ВЧР. Выбор программ, нацеленных на максимально возможное прослеживание целевых объектов;

        • расчет временных разрезов градиентов (первая производная), обеспечивающих повышение разрешенности сейсмической записи и прослеживание угольных пластов толщиной в первые метры;

        • миграция временных разрезов МОВ ОГТ с предварительным использованием процедур миграции по сейсмограммам, учитывающей углы наклона границ;

        • параметризация волновых полей по базовому профилю МОВ ОГТ. Основными процедурами обработки являются следующие:

        • получение интегральных характеристик разреза;

        • расчет средневзвешенных амплитуд в заданном временном диапазоне;

        • определение преобладающих и мгновенных частот;

        • расчет характеристик поглощения;

        • расчет сейсмического эффекта газонасыщения (AVO-эффект);

        • получение дифференциальных характеристик разреза;

        • преобразование временных разрезов МОВ ОГТ в разрезы первых и вторых производных, получение разрезов градиентов волнового поля;

        • оценка дисперсии и когерентности сейсмической записи по конкретным целевым поверхностям;

        • синтез куба данных на основе интерполяции близрасположенных профилей;

        • получение временных разрезов градиентов для разделения сложных интерференционных узлов;

        • расчет горизонтальных срезов и уточнение геометрии целевых пачек;

        • пространственное отображение внутренней структуры изучаемых поверхностей;

        • геодинамическая интерпретация материалов многоволновой сейсморазведки. Основными процедурами интерпретации являются следующие:

        • геоморфологическая и геоформационная интерпретация данных, построение геоформационных карт и выделение локальных участков с повышенным содержанием сорбированного метана и предполагаемыми скоплениями свободного газа;

        • построение карт упругих параметров изучаемых пластов (коэффициент Пуассона, модуль Юнга);

        • построение карт атрибутов сейсмической записи, включая амплитуды, частоты, когерентность, сейсмический эффект газонасыщения и другое;

        • многовариантный кластерный и факторный анализ параметрических полей;

        • интерпретации AVO-эффекта: применение динамико-флюидного метода и геодинамического моделирования, позволяющих выявлять зоны аномального горного давления;

        • комплексный анализ геоформационных, геоморфологических и параметрических карт и локализация зон с наиболее повышенным содержанием газа;

        • совмещение структурных и параметрических карт по основным поверхностям;

        • построение геолого-геофизических моделей изучаемых объектов, с обязательным представлением структурных карт, карт тектонических нарушений, схем локализации зон и участков разуплотнения и неоднородностей, кубов (карт) геодинамических составляющих.

          При обработке и комплексной интерпретации каротажных данных и материалов наземноскважинных сейсмических наблюдений МОВ ОГТ следует использовать высокоэффективные со-

          временные отечественные и зарубежные специализированные пакеты программных продуктов типа СЦС-5 /ЦГЭ/, Geovektor (CGG), FOCUS и Seis-X (Paradigm Geophysical), IESX (Schlumberger).

          Образец формы и содержания технического задания на проведение сейсмических работ по исследованию геологического разреза метаноугольных месторождений приведен в приложении А.

    2. Контроль технологического процесса при проведении сейсморазведочных работ

      Контроль за процессом проведения сейсморазведочных работ и качеством получаемой информации обеспечивается посредством сбора и визуализации регистрируемых данных в режиме реального времени. Контроль за работой сейсмической регистрирующей системы осуществляется посредством тестирования перед началом работ, ежесуточно в процессе работ, а также по их окончании. Требования, предъявляемые к проведению тестов, представлены ниже в таблице 4.


       

      Таблица 4


       

      Возможности тестирования

      Импульсная характеристика фильтра Системный шум

      Точность усиления Нелинейные искажения Взаимовлияние

      Шум расстановки

      Импульсная характеристика датчика Утечки в датчике, сопротивление датчика

      Возможности визуализации

      Динамический диапазон шума в среде Амплитуда и частота по выбранной трассе Выборка первых вступлений

      Рабочие параметры Выявление попадания влаги


       

    3. Безопасная эксплуатация производства

Система по обеспечению безопасности сейсморазведочных работ реализуется выполнением «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [9].

Приложение А

(рекомендуемое)


 

Форма и содержание технического задания на проведение сейсмических работ по исследо- ванию геологического разреза метаноугольных месторождений


 

Ниже представлен образец технического задания на проведение полевых сейсмических работ по исследованию геологического разреза метаноугольных месторождений (на примере Талдинской площади Кузбасса).

  1. Область применения

    Результаты наземно-скважинных сейсмических наблюдений МОВ ОГТ следует использовать при выборе перспективных объектов и проектировании промышленной добычи метана из угольных пластов на Талдинской площади Кузбасса.

  2. Лицензирование

    Лицензирование не требуется.

  3. Основание для выполнения работы

    1. Перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на период 2002-2006 гг.

      Научно-методическое, нормативное и технологическое обеспечение формирования новой перспективной сырьевой базы газовой промышленности на основе ресурсов сорбированного метана в основных угольных бассейнах России, организация и проведение экспериментальных работ по исследованию возможности промышленной добычи метана на первоочередных площадях Кузбасса.

    2. Протокол совещания под руководством заместителя председателя правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенкова по вопросу проведения экспериментальных работ по исследованию возможности добычи метана из угольных пластов на первоочередных площадях в Кузбассе от 18.01.2002 г.

  4. Цель, новизна и назначение разработки

    Цель работы. Создание сейсмопромысловой модели метаноугольного месторождения с целью пространственной локализации перспективных объектов и оптимизации эксплуатационного бурения при организации метаноугольного промысла в Кузбассе.

    Новизна научно-технической разработки. Технология наземно-скважинной сейсморазведки предусматривает получение куба данных продольных и обменных отраженных сейсмических волн одновременно на поверхности и на различных глубинных уровнях в околоскважинном пространстве метаноугольного месторождения. Специализированная обработка полу-

    ченного объема сейсмических данных в комплексе с материалами ГИС позволит впервые получить 3Д геолого-геофизическую модель метаноугольного месторождения.

    Назначение разработки. Составление 3Д геолого-геофизической модели метаноугольного месторождения на Талдинской площади Кузбасса на основе комплексной интерпретации материалов наземно-скважинной сейсморазведки и данных ГИС. Использование указанной модели для оптимизации сети углеметановых скважин, проектирования гидроразрыва, прогноза ожидаемых дебитов и анализа технологических параметров разработки. В условиях сложного строения ВЧР будет оценена степень достоверности отображения строения объекта (метаноугольного месторождения) по материалам поверхностных наземных сейсмических съемок. Рекомендации, представленные на основе результатов выполненных работ, составят методическую основу проведения сейсморазведочных работ на метаноугольных месторождениях Кузбасса.

  5. Научные, технические, экономические и другие требования к научно-технической продукции

    Результаты работ по теме «Проведение опытно-методических полевых сейсмических работ по исследованию геологического разреза метаноугольных месторождений» должны отвечать следующим требованиям:

    • включать лучшие отечественные и зарубежные достижения фундаментальных исследований, наиболее эффективных технологических разработок и схем;

    • учитывать весь имеющийся комплекс геолого-геофизической, горно-геологической и промысловой информации по региону;

    • учитывать мировой опыт промышленной добычи сорбированного метана из угольных пластов;

    • обеспечить максимальную экономическую эффективность и минимальные сроки окупаемости финансовых вложений.

      Опытно-методические сейсморазведочные работы в пределах Талдинской площади состоят из следующих этапов.

      Изучение сейсмогеологических условий проведения полевых работ с учетом всей имеющейся геофизической, геоморфологической, аэрокосмической и геодинамической информации по району исследований рекомендуется выполнять в следующей последовательности:

    • оценить наличие неоднородностей в верхних интервалах разреза и степень их искажающего влияния на геометрию и динамические характеристики продольных и обменных волн;

    • составить геологическую модель верхней части разреза;

    • провести корректировку схем возбуждения и приема сейсмических колебаний;

    • уточнить положения минимальных и максимальных выносов профилей возбуждения по азимутальным направлениям.

      Проведение полевых сейсмических работ рекомендуется выполнять в следующей последовательности:

    • Отработка вертикального сейсмического профиля по стволу азимутальной скважины. Возбуждение колебаний производится вблизи скважины (3050 м). При этом трехкомпонентный шеститочечный или трехточечный зонд опускается на забой скважины, и от каждого возбуждения производится регистрация колебаний последовательно по всему стволу скважины. Расстояние между точками приема в зонде – 10 м. Вертикальный сейсмический профиль отрабатывается по всему стволу скважины. Полученный вертикальный профиль используется для привязки волнового поля к разрезу скважины и выделения границ, формирующих интенсивные поперечные и обменные волны. При этом необходимо обратить внимание не только на наличие первых вступлений волн падающих и отраженных, но и на их последующую регистрацию.

    • Отработка непродольного вертикального профиля (НВП) при удалении точек возбуждения по заранее выбранным четырем точкам, расположенным по восьми азимутах на удалениях 700–800 м от центра системы (положения скважины). При каждом фиксированном положении точки возбуждения производится регистрация колебаний на 3-компонентное приемное устройство и отрабатывается весь ствол скважины. В результате отработки НВП реализуется восемь вертикальных профилей ОПВ, разнесенных по выбранным азимутам в околоскважинном пространстве.

    • Отработка наблюдений акустического каротажа на продольных и обменных волнах в пределах развития целевой толщи. Данные АК позволяют охарактеризовать акустические свойства разреза и совместно с материалами, полученными в результате пунктов а и б, будут использованы для создания предварительной геологической модели среды.

    • Отработка наземно-скважинных наблюдений МОВ ОГТ. В процессе отработки предусматривается регистрация информации от источника возбуждения одновременно на трехкомпонентный зонд, расположенный в скважине, и на многоканальное приемное устройство, размещенное на поверхности по выбранным азимутальным направлениям. При этом первоначально зонд в скважине фиксируется на первом заданном глубинном уровне и производится отработка наземного профиля МОВ ОГТ с одновременной регистрацией информации на зонд, расположенный в скважине по всем азимутальным направлениям. При отработке первого уровня реализуются восемь наземных азимутально-ориентированных профилей МОВ ОГТ и три площадных профиля МОВ ОГТ, отстоящих друг от друга на расстоянии 20 м. После отработки первого уровня зонд поднимается на второй уровень, и процесс повторяется.

      Полученные при этом данные используются для синтеза вертикальных профилей МОВ и наземных (горизонтальных) профилей МОВ ОГТ.

      Специализированную обработку наземно-скважинных наблюдений рекомендуется выполнять в следующей последовательности:

    • Определение упругих характеристик среды в рамках многоволнового пакета с привязкой волнового поля к разрезу в точке скважины. Наличие данных АКШ на продольных и поперечных волнах позволяет рассчитать коэффициент Пуассона и модуль Юнга в зоне развития угольных пластов и сопоставить их с аналогичными данными, полученными по трехкомпонентным наблюдениям.

    • Изучение упругих параметров целевых интервалов в околоскважинном пространстве по азимутальным направлениям с привлечением интегральных и дифференциальных характеристик волнового поля.

    • Параметризация волновых полей с целью локализации зон повышенного содержания сорбированного метана и возможных скоплений свободного газа.

      Расчет параметрических полей следует осуществлять на базе специализированных комплексов, которые существенно расширяют возможности анализа атрибутов сейсмической записи и, кроме традиционных параметров амплитуд, частот, когерентности, включают:

    • получение дифференциальных временных разрезов МОВ ОГТ, обеспечивающих увеличение детальности волновых полей и выявление наиболее тонких структурных и динамических деталей разреза;

    • расчет параметрического разреза дисперсии амплитуд, подчеркивающего области повышенной неоднородности волнового поля;

    • получение разреза асимметрии эксцесса, подчеркивающее внутренние особенности изучаемых интервалов разреза;

    • спектрально-временные характеристики записи, способствующие разделению волновых полей по сейсмотипам;

    • временные разрезы сейсмического AVO-эффекта в двух модификациях: на исходных записях и временных разрезах МОВ ОГТ;

    • расчет комплексного параметра набора атрибутов сейсмической записи с использованием метода средних и его модифицированного варианта;

    • на основе анализа параметрических полей, полученных по вертикальному и горизонтальным профилям на основе спектрально-временной типизации установить сейсмотипы угольных пластов или ассоциаций пластов и протрассировать их по площади;

    • комплексная интерпретация всех имеющихся материалов послужит основой для создания 3Д геолого-геофизической модели Талдинской площади Кузбасса.

      В рамках указанной модели следует представить:

    • структурные построения по угольным пластам и группам угольных пластов, перспективным для промышленной добычи метана, по данным сейсмических наблюдений МОВ ОГТ (наземным и во внутренних точках среды);

    • карты сейсмических атрибутов по целевым интервалам угленосного разреза и параметрических полей метаноугольного месторождения с обоснованными критериями выделения перспективных угольных пластов или их групп;

    • рекомендации по технологии проведения сейсморазведочных работ на метаноугольных месторождениях Кузбасса с целью построения 3Д геолого-геофизических моделей и оптимизации сети углеметановых скважин.

  6. Соисполнители и распределение работы между ними

    Наименование организаций-соисполнителей работ, если таковые имеются.

  7. Порядок проведения приемки научно-технической продукции

    Основные результаты выполненных работ рассматриваются на заседаниях секции Ученого Совета ОАО «Промгаз» с приглашением представителей других заинтересованных организаций по согласованию с Заказчиком.

    Результаты рассмотрения выполненных работ на секции Ученого Совета ОАО «Промгаз» оформляются в виде Протокола заседания секции Ученого Совета, которая утверждается Управлением инновационного развития Департамента стратегического развития ОАО «Газпром».

    Приемку законченной научно-технической продукции по настоящему договору осуществляет Управление инновационного развития Департамента стратегического развития ОАО «Газпром» путем визирования акта сдачи-приемки работ.

  8. Перечень и комплектность результатов НИР, подлежащих приемке Заказчиком по работе в целом


 

№ этапа

Результаты работ

Сроки сдачи

1

Структурные построения по угольным пластам и группам угольных пластов, перспективным для промышленной добычи метана, по данным сейсмических наблюдений МОВ ОГТ (наземным и во внутренних точках среды)

 

2

Карты сейсмических атрибутов по целевым интервалам угленосного разреза и параметрических полей метаноугольного месторождения с обоснованными критериями выделения перспективных угольных пластов или их групп

 

3

Схема размещения локальных объектов повышенного содержания метана в угольных пластах по данным сейсмических наблюдений МОВ ОГТ

 

4

Рекомендации по совершенствованию методики сейсморазведочных работ на метаноугольных месторождениях

 

Библиография

  1. Голицын М.В., Голицын А.М. и др. Газоугольные бассейны России и мира. М., МГУ, РАЕН, 2002.

  2. Зимаков Б.М., Натура В.Г., Хрюкин В.Т. Геологические перспективы добычи метана в Кузнецком бассейне. Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. Обзор / МГП «Геоинформмарк», М., 1992.

  3. Карасевич А.М., Хрюкин В.Т., Зимаков Б.М. и др. Кузнецкий бассейн – крупнейшая сырьевая база промысловой добычи метана из угольных пластов. М., изд-во АГН, 2001.

  4. Методические рекомендации по разработке технологического регламента на производство продукции нефтеперерабатывающей промышленности. Утверждены приказом Минэнерго России от 30.09.2003 г. № 393.

  5. Методические рекомендации по расчету плотности сети профилей и объектов сейсмических исследований при проектировании детальных работ на нефть и газ (подготовка ненарушенных или слабонарушенных антиклинальных структур под глубокое бурение) М., ВИЭМС, 1984.

  6. Методическое руководство по изучению малоамплитудной тектоники угленосных отложений методом высокочастотной скважинной сейсморазведки. Октябрьский, ВНИИГИС, 1981.

  7. Методические указания по составлению комплексных проектов геологоразведочных работ на нефть и газ в крупных регионах по территории деятельности МинГео СССР, 1982.

  8. Положения об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ. М., Утвержден МинГео СССР, МинНефтепром, МинГазпром, 1988.

  9. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03 Госгортехнадзор России, 2003.

  10. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений, РД 153-39.0-047-00. Министерство топлива и энергетики РФ, Москва, 2000.

  11. Руководство по геолого-геофизической методике изучения литологии и вещественного состава отложений угольных месторождений. М., Мингео СССР, 1980.

  12. Сторонский Н.М., Секретов С.Б. и др. Отчет по теме: «Проведение опытнометодических полевых сейсмических работ по исследованию геологического разреза Талдинской площади в Кузбассе», Москва, Промгаз, 2004.


 

image

ОКС 75.020


 

Ключевые слова: сейсморазведка, вертикальное сейсмическое профилирование, метаноугольные месторождения, углеметановые скважины, метан угольных пластов


 

image


 

image


 


 

СТО Газпром 2-3.1-054-2006

 

Корректор В.И. Кортикова

Компьютерная верстка Н.О. Поляковой


 

image

Подписано в печать 09.08.2006 г.

Формат 60x84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 50 экз. Усл. печ. 2,72 л. Уч.-изд. л. 2,3. Заказ 82


 

image

ООО «ИРЦ Газпром» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (095) 719-64-75, 719-31-17.


 

image

19

 

Отпечатано в ЗАО «Издательский Дом Полиграфия»